Statusreport 2012

REGENERATIVE ENERGIEN IN DEUTSCHLAND Stand, Tendenzen, Schlussfolgerungen

September 2012

Statusreport Regenerative Energien in Deutschland 2010

Statusreport Regenerative Energien in Deutschland 2010

Vorwort 0B

Der Verein Deutscher Ingenieure (VDI), in dem fast 150.000 Fachleute aus Wissenschaft und Technik zusammengeschlossen sind, setzt sich dafür ein, dass die Energieversorgung Deutschlands in den kommenden Jahren effizienter und damit nachhaltiger gestaltet wird. Dies bedeutet, • technisch effizienter, um die a priori begrenzten Ressourcen an fossilen Energieträgern und regenerativen Energien möglichst weitgehend nutzbar zu machen und die Umwandlungsverluste im Energiesystem zu minimieren, • ökonomisch tragfähiger, um die Kosten der Versorgung mit Wärme, Strom und Kraftstoffen zu begrenzen und damit sowohl den Industriestandort Deutschland nicht zu gefährden als auch den Lebensmittelpunkt Deutschland attraktiv zu erhalten, • ökologisch nachhaltiger, um den Temperaturanstieg infolge des anthropogenen Treibhauseffekts zu mindern sowie lokale und regionale energiebedingte Umweltauswirkungen zu vermeiden bzw. möglichst weitgehend zu reduzieren, • sozial verträglicher, um u. a. möglichen gesellschaftlichen Verwerfungen und Konflikten vorzubeugen bzw. eventuelle parteiübergreifende Diskussionen und Kontroversen im Zusammenhang mit der Energieversorgung zu entschärfen. Im Rahmen einer zukunftsfähigen Energieversorgung kommt den erneuerbaren Energien zwingend eine Schlüsselposition zu. Ihr Anteil im Wärmemarkt, bei der Stromerzeugung und im Verkehrsbereich wird steigen müssen, wenn die von der EU-Kommission und der Bundesregierung formulierten energie-, umwelt- und klimapolitischen Ziele – und damit die viel zitierte „Energiewende“ – erfolgreich erreicht werden sollen. Hinzu kommt, dass die deutlich steigende Energienachfrage in vielen Entwicklungs- und insbesondere Schwellenländern allein mit fossiler Energie nicht nachhaltig gedeckt werden kann, da davon ausgegangen werden muss, dass auch diese Länder mit zunehmender Wirtschaftskraft und damit steigendem Wohlstand sich langfristig an unser Energieverbrauchsniveau angleichen werden. Der Fachausschuss „Regenerative Energien“ (FaRE) der VDI-Gesellschaft Energie und Umwelt (GEU) begleitet die Entwicklung der Nutzung des regenerativen Energieangebots seit vielen Jahren. Dazu behandelt er neben technischen, ökonomischen und ökologischen auch energie-, wirtschafts-, umwelt- und agrarpolitische sowie soziale Aspekte im Zusammenhang mit der Nutzung der erneuerbaren Energien als Teil des Energiesystems. Der vorliegende Statusreport „Regenerative Energien in Deutschland“, der nun in der vierten Auflage erscheint, stellt eine derartige Aktivität des Fachausschusses „Regenerative Energien“ (FaRE) dar. Er zeigt den Stand der Technik und die sich abzeichnenden Tendenzen bzw. die deutlich werdenden Herausforderungen auf. Dieser Statusreport soll helfen, die politische Diskussion um das Für und Wider des regenerativen Energieangebots zu versachlichen. Auch soll er aus ingenieurtechnischer Sicht Hinweise geben, wo sich einerseits begrüßenswerte Entwicklungen abzeichnen und andererseits Tendenzen erkennen lassen, denen gegengesteuert werden sollte.

Für den Fachausschuss „Regenerative Energien“ Prof. Dr.-Ing. Martin Kaltschmitt Vorsitzender

An diesem Statusreport haben folgende Mitglieder des Fachausschusses „Regenerative Energien“ (FaRE) als Hauptautoren mitgearbeitet: Dipl.-Ing. Zeljko BARISIC, Siemens AG, Hamburg Dr. Frank-Michael BAUMANN, EnergieAgentur.NRW, Düsseldorf Dr. Günther EBERT, Elektrische Energiesysteme, Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE, Freiburg Dr. Lutz GUDERJAHN, Südzucker AG, Mannheim Dipl.-Ing. Peter HEINRICH, Erneuerbare Energien und Umwelt, Fichtner GmbH & Co. KG, Stuttgart Prof. Dr. Ernst HUENGES, Geothermie, GeoForschungsZentrum Potsdam, Potsdam Prof. Dr.-Ing. Martin KALTSCHMITT, Institut für Umwelttechnik und Energiewirtschaft, TU HamburgHarburg Prof. Dr.-Ing. Robert PITZ-PAAL, Institut für Solarforschung, DLR, Köln Dipl.-Phys. Gerhard STRYI-HIPP, Energiepolitik, Fraunhofer Institut für Solare Energiesysteme ISE, Freiburg Dipl.-Ing. Claudia VOGEL, Berlin Prof. Dr.-Ing. Detlef SCHULZ, Fachgebiet Elektr. Energiesysteme, Helmut-Schmidt-Universität/Universität der Bundeswehr, Hamburg

Statusreport Regenerative Energien in Deutschland 2012

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Inhaltsverzeichnis 1 U

Hintergrund

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2

U

Energiewirtschaftliche Aspekte

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3 U

U

U

U

U

Technologiesektoren 3.1 U

Windenergie

U

U

3.2 U

Fotovoltaik

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U

3.4

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Solarthermie zur Stromerzeugung

31

Umweltwärme

34

U

U

3.5 U

U

U

3.6 U

U

U

3.7 U

Tiefe Geothermie

U

U

3.8 U

41

Biomasse – Kraftstoffe

49

U

U

3.9 4

38 U

Biomasse – Wärme und Strom

U

U

U

Solarthermie zur Wärmeerzeugung

U

U

16 U

U

U

U

16 U

21

U

3.3 U

9 U

Wasserkraft

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U

U

7

U

U

U

U

Energiesystem U

U

4.1 U

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U

U

Stromnetze und Speicher U

53

U

4.2

Regenerative Energien zur Wärmeversorgung

4.3

Elektromobilität

U

U

U

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U

Energien in Deutschland 2010 Statusreport Regenerative Energien in Deutschland 2012

Statusreport Regenerative Energien in Deutschland 2012

Hintergrund

1 Hintergrund (1) Die Nutzung regenerativer Energien wird in Deutschland durch eine Vielzahl sehr unterschiedlicher Instrumente unterstützt. Diese energiepolitische Rahmensetzung ist mittlerweile in vielerlei Hinsicht durchaus als vielversprechend zu bezeichnen, muss aber laufend an die sich ändernden Randbedingungen angepasst werden. Dazu ist ein diesen Prozess begleitender gesellschaftspolitischer Meinungsbildungsprozess notwendig, der möglichst sachorientiert realisiert werden sollte mit dem Ziel, eine allen Dimensionen einer nachhaltigen Energieversorgung adäquat Rechnung tragende Energieversorgung in Deutschland aufzubauen. Dabei muss die industriepolitische Dimension besondere Berücksichtigung finden. Deutschland ist traditionell eine stark exportorientierte Industrienation, deren Wohlstand auch aus dem Verkauf innovativer Energietechnologien resultiert.

relativ zu den anderen Optionen zur Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien nur einen Anteil von etwa 16 % (20 % in 2010). Demgegenüber trug die Bioenergie (einschließlich des biogenen Müllanteils) insbesondere durch den Biogasanlagenboom und dem weiteren moderaten Ausbau der Verstromung von biogenen Festbrennstoffen mit 36,9 TWh (2010 mit 33,9 TWh) bzw. einem Anteil von rund 30 % (32 % in 2010) im Vergleich zum Vorjahr absolut mehr – jedoch relativ geringfügig weniger – zur Strombereitstellung aus erneuerbaren Energien bei. Der Boom der fotovoltaischen Stromerzeugung hat sich auch 2011 fortgesetzt. Der eingespeiste Strom hat 2011 im Vergleich zum Vorjahr um 63 % auf insgesamt 19,0 TWh zugenommen (11,7 TWh in 2010); dadurch wurde ein Anteil von fast 16 % an der erneuerbaren Strombereitstellung erreicht. Damit trägt die Fotovoltaik fast so viel zur Strombereitstellung bei wie die Wasserkraft und hat die biogenen Festbrennstoffe erstmals deutlich übertroffen. Im Vergleich dazu verharrt der Beitrag der geothermischen Stromerzeugung mit 0,02 TWh auf einem sehr niedrigen Niveau.

Windenergieanlage (Bild: Siemens)

(2) Die Nutzung regenerativer Energien hat in den letzten Jahren deutlich zugenommen. Biomassekraftwerk (Bild: BMU/H.-G. Oed)

Elektrische Energie: Trotz eines unterdurchschnittliThermische Energie: Im Jahr 2011 wurden rund chen Wasserkraftangebots lag 2011 aufgrund guter 138 TWh an Wärme aus regenerativen Energien Windverhältnisse sowie eines starken Ausbaus der bereitgestellt; bezogen auf den Endenergieverbrauch Fotovoltaik die Strombereitstellung aus erneuerbaren an Brennstoffen und an Fernwärme, das heißt die Energien bei rund 121,9 TWh (2010 waren es Endenergie, die heute primär im Wärmemarkt einge104,3 TWh). Bezogen auf den Bruttostromverbrauch setzt wird, entspricht dies einem Anteil von rund von rund 609 TWh im Jahr 2011 liegt der Beitrag der 10,4 %. Dieser Beitrag wird nach wie vor von dem erneuerbaren Energien damit bei rund 20 %. Dabei Anteil der biogenen Festbrennstoffe dominiert. Denträgt die Windenergie weiterhin mit rund 38 % am noch wurden im Jahr 2011 trotz anhaltend starker meisten bei (2011 mit 46,5 TWh). Der Beitrag der administrativer Anreize zum Ausweichen auf bioWasserkraft (ohne Pumpstrom) hat mit 19,5 TWh Energien in Deutschland 2010 Statusreport Regenerative Energien in Deutschland 2012

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Hintergrund

gene Festbrennstoffe – aufgrund des milden Wetters – mit rund 350 PJ spürbar weniger biogene Festbrennstoffe (insbesondere Stückholz) vor allem im Kleinanlagenbereich zur alleinigen Wärmebereitstellung eingesetzt. Zusammen mit der Wärme aus KWK-Anwendungen resultierte daraus 2011 eine Wärmebereitstellung von rund 455 PJ; dies entspricht – wie auch im Vorjahr – rund 91 % der Endenergie für Wärme aus regenerativen Energien. Im Vergleich dazu sind die erneuerbaren Anteile der Umgebungswärme, der oberflächennahen Erdwärme und der tiefen Geothermie mit knapp 23 PJ sowie der Solarthermie mit rund 20 PJ deutlich geringer.

Rapsölfeld (Bild: ©Karin Jung/PIXELIO)

Kraftstoffe: Der Einsatz an biogenen Kraftstoffen war in den letzten drei Jahren weitgehend konstant. 2011 lag der Gesamtverbrauch mit etwa 124 PJ nahezu auf dem Niveau des Vorjahres; bezogen auf den 2011 nahezu konstant gebliebenen Kraftstoffverbrauch in Deutschland (2 210 PJ) haben biogene Kraftstoffe damit einen im Vergleich zum Vorjahr nahezu gleichbleibenden Anteil von rund 5,6 % (das heißt Ottokraftstoffe rund 4,0 % und Dieselkraftstoffe ca. 6,6 %). Dieser Beitrag wird immer noch dominiert durch PME – und hier insbesondere RME, das 2011 mit rund 2,4 Mio. t (90 PJ) eingesetzt wurde. Zusätzlich trägt Bioethanol in verschiedenen Einsatzformen auf niedrigem, aber steigendem Niveau zur Deckung des Verbrauchs an Ottokraftstoffen bei

(336 PJ). Synthetisierte flüssige (Fischer-TropschDiesel) und gasförmige Biokraftstoffe (Bio-SNG) trugen auch 2011 so gut wie nicht zur Deckung der Energienachfrage im Verkehrssektor bei; nur auf Erdgasqualität aufbereitetes Biogas aus Anaerobprozessen hat eine sehr geringe – aber bisher nicht sinnvoll quantifizierbare – Marktbedeutung. Zusammenfassung: Primärenergetisch bewertet errechnet sich für die Wärme-, Strom- und Kraftstoffbereitstellung aus erneuerbaren Energien für 2011 ein Energieäquivalent von etwa 1452 PJ; bezogen auf den gesamten Primärenergieverbrauch von 13.400 PJ in Deutschland sind dies etwa 10,9 %. Die erneuerbare Primärenergiebereitstellung wird weiterhin mit einem Anteil von rund 76 % von der Biomasse dominiert; dabei handelt es sich hauptsächlich um Holz zur Wärmebereitstellung im häuslichen Bereich, das bisher jedoch nur mit großen Unsicherheiten abschätzbar ist. Weiterhin tragen die Windenergie mit knapp 11 %, die Wasserkraft unverändert mit rund 5 %, die Solarenergie (Fotovoltaik und Solarthermie) mit bereits 6 % und die Umgebungswärme, oberflächennahe Erdwärme und tiefe Geothermie weiterhin mit nur 2 % bei. (3) Diese beachtliche und mit der Einführung des Stromeinspeisegesetzes Anfang der 1990er-Jahre nicht vorhersehbare Marktentwicklung hat auf einigen Gebieten bemerkenswerte technische Weiterentwicklungen (z. B. Windkraftanlagen, Biogasanlagen) induziert; „regenerative“ Energietechnik aus Deutschland ist heute weltweit vielfach technisch führend, findet eine zunehmende Verbreitung in den globalen Energiesystemen und wird deshalb zunehmend in vielen anderen Ländern kopiert. (4) Parallel zu dieser eindrucksvollen Entwicklung, die infolge der sogenannten „Energiewende“ im Vergleich zu den Vorjahren weiter an Fahrt aufgenommen hat, zeichnen sich aber auch Tendenzen und Aspekte ab, die eine weitere Nutzung des regenerativen Energieangebots behindern bzw. zukünftig erschweren könnten. Diese werden nachfolgend aus ingenieurtechnischer Sicht identifiziert, problematisiert und diskutiert.

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Energiewirtschaftliche Aspekte

2 Energiewirtschaftliche Aspekte Stand (1) Unter dem Begriff „regenerative Energien“ werden für Deutschland im Allgemeinen folgende Energieformen bzw. Umwandlungstechnologien verstanden, wobei diese unterschiedliche Energiemärkte bedienen können: • Wasserkraft, Windenergie, Fotovoltaik, feste, flüssige und gasförmige Bioenergieträger sowie tiefe Erdwärme und Solarthermie zur Stromerzeugung, • Solarthermie, biogene Festbrennstoffe, Umgebungswärme und oberflächennahe Erdwärme sowie tiefe Erdwärme zur Wärme- bzw. gegebenenfalls Kältebereitstellung und • biogene Kraftstoffe wie Biodiesel, Bioethanol, Biomethan und synthetisierte flüssige und gasförmige Kraftstoffe (z. B. Fischer-TropschDiesel, Bio-SNG). (2) Regenerative Energien haben in Deutschland bei der Bevölkerung nach wie vor ein positives Image und genießen eine hohe Akzeptanz; ein Großteil der bundesdeutschen Verbraucher ist nach wie vor gerne bereit, für eine Energieversorgung auf der Basis nachhaltig genutzter regenerativer Energien mehr zu bezahlen im Vergleich zu einer ausschließlichen Nutzung fossiler und nuklearer Energieträger. Diese hohe Akzeptanz hat durch den Reaktorunfall in Fukushima und die daraus resultierenden Folgen eher noch zugenommen. Dies spiegelt sich auch in einem parteiübergreifenden Konsens in Bezug auf den Ausstieg aus Kernenergie und den parallelen Ausbau der Nutzung des regenerativen Energieangebots wider. (3) Erneuerbare Energien stehen heute im Fokus des Interesses von Politik, Energiewirtschaft und Öffentlichkeit; und dies gilt nicht erst seit der Ankündigung der sogenannten „Energiewende“. Dieses hohe öffentliche Interesse ist u. a. in dem Bemühen der Bundesregierung begründet, die sehr ambitionierten Zielvorgaben der EU zu erfüllen bzw. über zu erfüllen und die Energiewende erfolgreich umzusetzen. Zunehmend gewinnen in diesem Zusammenhang auch insbesondere Argumente wie eine Verbesserung der Versorgungssicherheit und die industriepolitische Dimension einer Entwicklung exportorientierter Energietechnologien immer mehr an politischer und gesellschaftlicher Bedeutung.

Offshorewindpark (Bild: Siemens)

(4) Zur Erreichung der gültigen politischen Zielvorgaben wurde seitens der Politik eine Vielzahl von Rahmenbedingungen gesetzt, mit denen ein aus Sicht potenzieller Betreiber von Anlagen zur Nutzung regenerativer Energien ein wirtschaftlicher und genehmigungsfähiger Anlagenbetrieb ermöglicht werden soll. Dazu zählen u. a. • Erneuerbare-Energien-Gesetz – EEG (das heißt staatlich festgelegte Einspeisevergütung für Strom aus erneuerbaren Energien), • Erneuerbare-Energien-Wärmegesetz – EEWärmeG (das heißt Zwang zur Nutzung regenerativer Energien bei Neubauten), • Marktanreizprogramm(e) (MAP) für Anlagen zur Nutzung erneuerbarer Energien (das heißt Investitionskostenzuschüsse bzw. verbilligte Kredite),

Fotovoltaik-Kraftwerk (Bild: Fraunhofer ISE)

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Energiewirtschaftliche Aspekte

• Biokraftstoffquotengesetz (das heißt staatliche Festlegung einer Quote für alternative Kraftstoffe), • Energie- und Klimaschutzprogramm der Bundesregierung (das heißt Meseberger Programm). (5) Zusätzlich wurden die F&E-Mittel in den vergangenen Jahren aufgestockt bzw. sollen auch zukünftig weiter ausgeweitet werden. Dabei treten bei der öffentlichen Forschungsförderung zunehmend „neue“ Themenstellungen in den Vordergrund (u. a. Energiespeicherung, Elektromobilität), die letztlich aus dem übergeordneten Ziel resultieren, einen deutlich höheren Anteil regenerativer Energien im Rahmen einer nachhaltigeren und zukunftssichereren Energieversorgung zu ermöglichen.

Biogasanlage (Bild: TU HH)

(6) Diese vielfältigen administrativen Maßnahmen – und im Bereich der Stromerzeugung insbesondere das EEG – haben in den letzten Jahren für eine deutlich weitergehende Nutzung regenerativer Energien zur Strom-, Wärme- und Kraftstoffbereitstellung geführt. Und diese wiederum hatte eine z. T. beachtliche technische Weiterentwicklung zur Folge. Eine besondere Marktdynamik zeigen dabei die • Stromerzeugung aus Windenergie (und hier auch einer Offshorewindstromerzeugung), aus Biogas und insbesondere aus Fotovoltaik, • Wärmebereitstellung aus biogenen Festbrennstoffen, aus Biogas in KWK, aus Wärmepumpen und aus Solaranlagen, • Kraftstofferzeugung aus Pflanzenöl bzw. Stärke (das heißt Getreide). (7) Infolge dieser Marktdynamik hat sich in Deutschland eine „regenerative Energiewirtschaft“ entwickelt, durch die mittlerweile rund 370.000 Arbeitsplätze (Stand 2010) geschaffen wurden. Die größten Arbeitgeber sind die Bioenergie (ca. 122.000 Ar-

beitsplätze), die Solarenergie (120.900 Arbeitsplätze) und die Windenergie (rund 96.100 Arbeitsplätze). Die Branche war 2011 durch ein Investitionsvolumen von rund 22,9 Mrd. € (davon 20,1 Mrd. € im Stromsektor) gekennzeichnet. Die Umsätze aus dem Betrieb von Anlagen zur Nutzung regenerativer Energien lag 2011 bei etwa 13,1 Mrd. €. (8) Infolge der globalen Marktdynamik – und der dadurch gegebenen Nachfrage – werden auch in vielen anderen Ländern die Produktionskapazitäten – z. T. mit staatlicher Unterstützung – ausgebaut. Dies gilt insbesondere bei der Windkraft und der Fotovoltaik und in einem besonderen Maße in China. Dieser Wettbewerbsdruck macht sich bereits heute auch in Deutschland bemerkbar und hat u. a. zur Insolvenz von Solarunternehmen beigetragen. (9) Regenerative Energien sind systembedingt von der Energieumwandlung bis hin zur Nutzung im Allgemeinen regional verankert (Ausnahme: Offshorewindstromerzeugung und Transport dieser elektrischen Energie in die west- und süddeutschen Verbrauchszentren) und weitgehend nicht auf Importe von Rohstoffen angewiesen (Ausnahme: gegebenenfalls Biomasse). Dies bringt für den gesamten Wirtschaftskreislauf den positiven Aspekt einer regionalen Wertschöpfung und im Allgemeinen einer tiefen Verankerung in die lokalen technischen und sozialen Strukturen mit sich. (10) Weltweit hat Deutschland eine führende Position in der Schaffung von Rahmenbedingungen und bei der Entwicklung von Technologien zur Nutzung regenerativer Energien zur Strom-, Wärme- und Kraftstoffbereitstellung. Beispielsweise wurde ein dem EEG vergleichbares Instrument in vielen anderen Ländern ebenfalls erfolgreich eingeführt.

Biomasseheizkraftwerk (Bild: TU HH)

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Energiewirtschaftliche Aspekte

Tendenzen (1) Einige Optionen zur Nutzung regenerativer Energien gewinnen zunehmend an energiewirtschaftlicher Bedeutung. Diese sind aber – im Vergleich zu Anlagen zur Nutzung fossiler Energieträger – gegebenenfalls durch eine andere Erzeugungscharakteristik gekennzeichnet (z. B. dezentrale Einspeisung von Fotovoltaikstrom aus dachgekoppelten Kleinanlagen, zentrale Erzeugung von Offshorewindstrom). Um ausgehend davon zu integrierten und optimierten „nachhaltigen“ Energiesystemen zu kommen, müssen die Systeme zur Nutzung regenerativer Energien und die entsprechenden vorhandenen konventionellen Systeme – im Zusammenspiel mit der vorhandenen bzw. auszubauenden Netzinfrastruktur – sinnvoll aufeinander abgestimmt werden (z. B. bessere Integration der Windenergie in das konventionelle Strombereitstellungssystem). Deshalb gewinnen die Verteilnetze – zusammen mit einer entsprechenden Speicherung – immer mehr an Bedeutung und müssen in den kommenden Jahren weiter ausgebaut und optimiert werden. In diesem Zusammenhang gewinnt auch die verlässliche Prognose der Stromerzeugung aus regenerativen Energien immer mehr an Bedeutung. Parallel dazu werden auch die europäische Integration und der Import von erneuerbaren Energien immer wichtiger werden. (2) Durch den schnellen Ausbau bestimmter Optionen zur Nutzung regenerativer Energien besteht die Gefahr, dass die im Allgemeinen gute Akzeptanz gefährdet wird. Dies betrifft beispielsweise die Onshorewindenergie (Stichwort: Beeinträchtigung des Landschaftsbilds bzw. „Verspargelung der Landschaft“) und die energetische Biomassenutzung (z. B. Geruchsbelästigung durch Biogasanlagen in siedlungsnahen Bereichen, „Vermaisung“ der Landschaft, Nitratbelastung des Grundwassers). In der öffentlichen Diskussion kommt dabei aber oft zu kurz, dass die Anforderungen, die z. T. an die verschiedenen Möglichkeiten zur Nutzung des regenerativen Energieangebots gestellt werden, die Anforderungen teilweise deutlich übersteigen, die an das gleiche Produkt üblicherweise gestellt werden (z. B. Nachhaltigkeitsanforderungen an Pflanzenöle zur Biokraftstoffproduktion im Vergleich zur Nutzung als Nahrungs- und Futtermittel, Forderungen an die Maisproduktion als Biogassubstrat im Vergleich zum Maisanbau als Futtermittel, Landschaftsschutzaspekte der Windkraftnutzung im Vergleich zum Straßenbau). Deshalb sind die erneuerbaren Energien auch oft Vorreiter bei der Umsetzung anspruchsvollerer Nachhaltigkeitsstandards und innovativer Umweltschutzmaßnahmen.

(3) Durch den zunehmenden Ausbau regenerativer Energien kann es zu potenziellen Nutzungskonkurrenzen kommen (z. B. Nahrungs- und Futtermittel kontra energetische und stoffliche Biomassenutzung; stoffliche Holznutzung vs. energetische Nutzung; fotovoltaische vs. solarthermische Dachflächennutzung). Die damit einhergehenden Diskussionen müssen sachlich und faktenorientiert und nicht emotional und ideologiegetrieben geführt werden. Derartige Nutzungskonkurrenzen sind so alt wie die Menschheit selbst und zu allen Zeiten wurden entsprechende Lösungen bzw. wurde ein Ausgleich der unterschiedlichen Interessen gefunden.

Solarturmkraftwerk (Bild: DLR)

(4) Oft kann Wärme sehr effizient in Anlagen mit hoher thermischer Leistung – und damit durch zentral angeordnete großtechnische Anlagen – bereitgestellt werden. Dies bedingt aber entsprechende Verteilsysteme (z. B. Fernwärmenetze), die oft nicht vorhanden sind und kostenintensiv installiert werden müssen. Hinzu kommt, dass durch die staatliche Rahmensetzung die Wärmedämmung in der Vergangenheit verbessert wurde und auch zukünftig zunehmend besser werden wird mit dem Ergebnis, dass die Wärmenachfrage insgesamt zurückgeht. Diese Entwicklung wird durch die tendenziell sinkende bzw. zumindest nicht signifikant steigende Bevölkerung in Deutschland noch unterstützt. Dies erschwert den Ausbau von Wärmenetzen, der allerdings erforderlich ist, um den Anteil regenerativer Energien und der effizienten KWK deutlich zu erhöhen. Deshalb müssen dringend technologische und ökonomische Lösungsstrategien entwickelt werden, um hier eine zukunftsorientierte Entwicklung zu ermöglichen; diese gilt auch und insbesondere für die KWK beispielsweise auf Biomassebasis und die Nutzung der tiefen Geothermie.

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Energiewirtschaftliche Aspekte

(5) Die für die Energieversorgung verfügbaren Ressourcen sind a priori begrenzt. Daher gewinnt die ressourcen-, energie- und umwelteffiziente und letztlich auch ökonomisch effiziente Nutzung immer mehr an Bedeutung. In letzter Konsequenz beinhaltet dies die Forderung nach einer nachhaltigen Nutzung des regenerativen Energieangebots. Die dazu zugrunde zu legenden Nachhaltigkeitsanforderungen, die auch durch sich wandelnde gesellschaftliche Wertvorstellungen geprägt werden und damit laufenden Veränderungen unterworfen sind, müssen erarbeitet und im Rahmen eines gesellschaftlichen Abstimmungsprozesses laufend angepasst werden. (6) Liegt eine übertriebene Gewinnerwartung vor, ruft dies unter Umständen unseriöse Projektentwickler auf den Plan, die infolge mangelnden Knowhows, fehlenden Eigenkapitals und des Weckens übertriebener Erwartungen – und damit aufgrund eines möglichen Scheiterns der angedachten Projekte – die notwendige stetige Entwicklung erheblich behindern können.

Solarthermische Anlage (Bild: Fraunhofer ISE/Solvis)

(7) Die immer stärkere Marktdurchdringung von Optionen zur Nutzung regenerativer Energien bedingt, dass auch hier die bei der Nutzung fossiler Energieträger üblichen Randbedingungen (u. a. Sicherheitsvorgaben, Normen und Richtlinien, Ausbildung des Handwerks, Schaffung von Marktstrukturen) national, europaweit und letztlich auch global geschaffen werden müssen. (8) Mit dem international schnell voranschreitenden Ausbau der Nutzung regenerativer Energien entwickelt sich zwingend – nach dem Vorbild der fossilen Energieträger – ein globaler Markt für erneuerbare Energieträger. Diese Entwicklung ist grundsätzlich zu begrüßen, da es auch zukünftig energiever-

brauchsintensive Länder und dünn besiedelte Staaten mit einem hohen und weitgehend ungenutzten regenerativen Energieangebot geben wird. Um dabei Fehlentwicklungen zu vermeiden, gewinnt die Entwicklung entsprechender Marktspielregeln immer mehr an Bedeutung, die möglichst frühzeitig zu implementieren sind, damit sich die wachsenden Märkte von vorne herein in eine gesellschaftlich akzeptable Richtung entwickeln. (9) Durch die Entwicklung der regenerativen Energietechnologien hat Deutschland weltweit in diesem Bereich eine Spitzenstellung erreicht. Die darin steckenden Chancen werden bisher noch nicht genug aus industrie- und wirtschaftspolitischer Sicht wahrgenommen.

Schlussfolgerungen (1) Wesentlich für eine weitergehende Nutzung regenerativer Energien ist die Erreichung der Wettbewerbsfähigkeit im Energiemarkt. Die weitere Kostensenkung muss deshalb forciert vorangetrieben werden; dies ist nur durch entsprechende langfristig angelegte F&E-seitige Maßnahmen und parallel dazu durch eine kontinuierliche Marktentwicklung möglich. Die dazu notwendigen stabilen Rahmenbedingungen sind zu schaffen. Gelingt dies nicht und orientiert sich die energiewirtschaftliche Rahmensetzung an tagespolitischen Überlegungen, wird die sogenannte „Energiewende“ scheitern und eine vielversprechende industrie- und wirtschaftspolitische Chance (das heißt die erfolgreiche Erschließung der sehr großen globalen Märkte von Anlagen und Komponenten zur Nutzung regenerativer Energien) vertan. (2) Regenerative Energien können kurz- bis mittelfristig nicht die gesamte Energienachfrage in Deutschland decken. Daher ist ein besseres Zusammenwirken mit konventionellen Energiebereitstellungsoptionen bzw. dem vorhandenen Energiesystem in einem technisch, ökonomisch und ökologisch optimierten sowie gesellschaftlich akzeptierbaren Energiemix notwendig. Dabei ist eine ideologische Polarisierung kontraproduktiv (u. a. zentral – dezentral, fossil – regenerativ). (3) Die Akzeptanz aller Optionen zur Nutzung regenerativer Energien muss sichergestellt werden. Daher ist ein laufender sachlich orientierter Diskurs mit allen betroffenen gesellschaftlichen Gruppen zwingend erforderlich; das heißt, die z. T. erhebliche Emotionalisierung der laufenden öffentlichen Diskussion (z. B. „Teller-oder-Tank-Diskussion“, „Verspargelung“ der Landschaft, „Vermaisung“ der Landschaft) muss sukzessive durch eine fakten- und

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Energiewirtschaftliche Aspekte

sachorientierte Diskussion abgelöst werden mit dem Ziel, konstruktive Lösungen zu erarbeiten (und nicht eine Blockade zu erzielen).

PV-Kraftwerk (Bild: Siemens)

Biomassekraftwerk (Bild: BMU/Bernd Müller)

(7) Eine Verbesserung der Versorgungssicherheit und ein Ausbau von erneuerbaren Energien sollte in ein europäisches Gesamtkonzept integriert werden, um den Gesamtsubventionsbedarf zu senken und eine europaweit harmonisierte Entwicklung zu ermöglichen. (8) Der weitere Zuwachs von Strom aus überwiegend fluktuierend einspeisenden regenerativen Energien sowie die räumliche Disparität speziell von Windstrom aus Norddeutschland und dem Strombedarf in West- und Süddeutschland verstärkt die Notwendigkeit des Aus- und Umbaus des deutschen und europäischen Stromnetzes. Dabei müssen technische Entwicklungen gefördert und bei Bedarf Anreize zur Marktdurchdringung geschaffen werden (z. B. Smart Grids, Speichertechnologien, Lastmanagement, IT). Beim zunehmend überfälligen Ausbau der Hochspannungs-Übertragungskapazitäten müssen Hemmnisse bei der Akzeptanz abgebaut und die sachlichen Notwendigkeiten dieser Investitionen für den weiteren Ausbau der erneuerbaren Energien der breiten Öffentlichkeit und den verschiedenen Interessensgruppen vermittelt werden. (9) Die Notwendigkeit der Zwischenspeicherung elektrischer Energie mit einem zunehmend höheren Anteil an fluktuierender Stromerzeugung wurde von der Politik erkannt; deshalb hat dieses Thema jüngst deutlich an energie- und umweltpolitischer Bedeutung gewonnen. Dies impliziert aber bisher auch, dass häufig sehr innovativ – und daher sehr langfristig – gedacht wird und deshalb die praktischen Notwendigkeiten, die in den kommenden Jahren am Markt zwingend umgesetzt werden müssen, aus dem Blickpunkt verloren werden. Beispielsweise wird derzeit sehr intensiv u. a. über „power-to-gas“ diskutiert (das heißt Umwandlung von sogenanntem Überschussstrom in ein Erdgassubstitut und dessen Rückverstromung), während umsetzungsnähere Optionen

(4) Oft können unterschiedliche Optionen zur Nutzung regenerativer Energien ökonomisch und ökologisch optimiert kombiniert werden. Dies erfordert ein besseres Miteinander der verschiedenen Optionen zur Nutzung regenerativer Energien und bietet die Chance, z. T. erhebliche Synergieeffekte zu erschließen. Dazu müssen die fachlich-sachlichen Voraussetzungen geschaffen (das heißt höhere F&EFörderung) und die administrative Rahmensetzung muss entsprechend angepasst werden. Auch muss aus dem bisher oft argumentieren „Entweder – Oder“ ein „Sowohl als auch“ werden. (5) Der hohe Subventionsbedarf beim Ausbau der Nutzung erneuerbarer Energien – und damit die Aufwendungen für Entwicklung und Markteinführung von Anlagen und Systemen zur Nutzung regenerativer Energien – wird von der Öffentlichkeit zunehmend kritisch wahrgenommen. Hier fehlen z. T. integrierte Konzepte mit dem Ziel einer hohen Versorgungssicherheit und einem maximalen Klimaschutz zu volkswirtschaftlich minimalen Gesamtkosten, um dies auch adäquat und verständlich dem Verbraucher vermitteln zu können. (6) Die Nutzung großer Anteile von volatil erzeugtem erneuerbaren Strom macht den Einsatz von elektrischen Energiespeichern und den Ausbau des elektrischen Netzes (einschließlich der transeuropäischen Overlay-Netze) erforderlich. Beide Maßnahmen wirken komplementär: weniger Netzausbau erfordert mehr Speicherkapazität und umgekehrt. Analoges gilt sinngemäß bis zu einem gewissen Ausmaß bei der Wärmenutzung in Bezug auf Wärmespeicher und Wärmenetze. Energien in Deutschland 2010

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Energiewirtschaftliche Aspekte

(z. B. Ab- bzw. Zuschalten von KWK-Anlagen mit größer dimensionierten Wärmespeichern, der gegebenenfalls auch elektrisch nachgeheizt werden können, verstärkter Einsatz von rundsteuerbaren Wärmepumpen ebenfalls mit entsprechend dimensionierten elektrisch nachheizbaren Wärmespeichern), die energieeffizienter, kostengünstiger und ökologisch vorteilhafter sein können, praktisch keinerlei Bedeutung in dieser Speicherdiskussion haben. Deshalb wäre hier eine größere Realitätsnähe für die Weiterentwicklung des Elektrizitätsversorgungssystems sicherlich sehr hilfreich.

Windkraftanlage (Bild: Siemens)

Netzintegration (Bild: ©Rainer Sturm/PIXELIO

(10) Oft werden bei der Stromerzeugung aus regenerativen Energien die damit verbundenen Mehrkosten sehr kontrovers diskutiert. Dabei darf aber nicht vergessen werden, dass eine stärkere Nutzung erneuerbarer Energien die Energiepreise auch stabilisieren kann, da sie als lokale Energiebereitstellungsoptionen nicht unmittelbar den Marktfluktuationen unterworfen sind. Erste derartige Tendenzen lassen sich beispielsweise an der EEX erkennen. (11) Optionen zur Nutzung regenerativer Energien haben aufgrund der unveränderbaren und durch die Natur vorgegebenen Charakteristik des regenerativen Energieangebots (u. a. geringe Energiedichte, hohe Fluktuationen) a priori physikalisch bedingte Nachteile im Vergleich zu fossilen Energieträgern. Sie können nur dann kostengünstiger werden, wenn eine kontinuierliche und langfristig angelegte technische (Weiter-)Entwicklung und Anlagenoptimierung in der Praxis und damit am Markt erfolgt und sie besser in das Energiesystem eingebunden werden. Dies impliziert auch die Entwicklung von entsprechenden kostenoptimierten Speichertechnologien.

(12) Bei weiter steigenden Anteilen nicht regelbarer Stromerzeugung im Netz muss der Regelfähigkeit aller Erzeugungseinheiten und dem Ausbau der Übertragungsnetze mehr Aufmerksamkeit gewidmet werden. Dies umfasst auch die Entwicklung eines intelligenten Last- und Erzeugungsmanagements. (13) Der energiepolitische Rahmen (EEG) muss – mit dem Ziel einer stetigen Entwicklung – die vorhandenen Potenziale, den erreichten Stand der Technik und die jeweilige Marktentwicklung adäquat berücksichtigen; eine Überförderung mit der damit verbundenen „Goldgräberstimmung“ ist ebenso wenig hilfreich wie eine Unterförderung und damit einer Verhinderung eines marktkritischen Entwicklungspotenzials (das heißt keine Über- oder Unterförderung). Dies bedingt eine laufende Anpassung der energiepolitischen Rahmenvorgaben; dieser Prozess muss durch einen entsprechenden gesellschaftlichen Diskurs begleitet werden, um die benötigte Akzeptanz zu erreichen. (14) Damit eine stetige Entwicklung sichergestellt ist, muss die regelmäßig zu realisierende Anpassung der Rahmenvorgaben für die deutsche Energiewirtschaft (u. a. EEG) so gestaltet werden, dass eine Verunsicherung der Investoren und Marktteilnehmer sicher vermieden wird. Die dafür eingesetzten Instrumente sollten jedoch so gestaltet werden, dass sie eine in Kosten und Kapazität vorhersagbare Ausbauplanung verschiedener Techniken ermöglichen und Renditen volkswirtschaftlich sinnvoll begrenzen. (15) Wärme- und Kältegewinnung aus regenerativen Energien hat noch erhebliche, unerschlossene Potenziale; die Wachstumsraten sind bisher – trotz der bereits erzielten Fortschritte – vergleichsweise gering. Deshalb sollte durch die verbesserte energiewirtschaftliche Rahmensetzung eine beschleunigte

Statusreport Regenerative Energien in Deutschland 2012

Energiewirtschaftliche Aspekte

Marktentwicklung ermöglicht werden. Dies sollte gekoppelt werden mit entsprechenden Energieeffizienzmaßnahmen (das heißt verbesserter Wärmedämmung). (16) Durch die energiewirtschaftliche Rahmensetzung wurde in den letzten Jahren eine beachtliche technische Entwicklung angestoßen, durch die z. T. energietechnische Anlagen entwickelt wurden, die im weltweiten Wettbewerb nahezu konkurrenzlos sind. Außerdem wachsen die globalen Märkte für Anlagen und Systeme zur Nutzung des regenerativen Energieangebots. Daraus resultieren vor allem im Export von regenerativer Energietechnik „Made in Germany“ große Chancen für Unternehmen, die es zukünftig vermehrt zu erschließen gilt. (17) Die Transformation des Energiesystems erfordert Fortschritte in allen drei Verbrauchssektoren Strom, Wärme/Kälte und Mobilität gleichermaßen. Bislang liegt der Fokus der öffentlichen Diskussion und der politischen Maßnahmen vor allem auf dem Stromsektor, wo bislang auch die größten Erfolge erzielt wurden. Zur erfolgreichen Umsetzung der Energiewende müssen die Maßnahmen im Wärme-/ Kälte- sowie im Mobilitätssektor künftig verstärkt ausgebaut werden. Insbesondere müssen dabei auch

die Wechselwirkungen zwischen den Sektoren (z. B. KWK oder Elektromobilität) beachtet und die Synergien genutzt werden.

Solare Trinkwassererwärmung (Bild: Fraunhofer ISE/Wagner)

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Windenergie

3 Technologiesektoren Nachfolgend werden die einzelnen Optionen zur Nutzung regenerativer Energien in Deutschland im Rahmen einer Einzelbetrachtung diskutiert. Dabei wird jeweils zwischen Stand, Tendenzen und Schlussfolgerungen unterschieden. Im Mittelpunkt dieser Analysen steht die entsprechende Option zur Nutzung des regenerativen Energieangebots – jeweils aber vor dem Hintergrund der Rand- und Rahmenbedingungen im Energiesystem.

knapp 3,3 Mrd. €. Nach Jahren hoher Zuwächse mussten die Hersteller von Windenergieanlagen im Jahr 2010 entgegen dem klaren Wachstumstrend im Maschinen- und Anlagenbau einen Umsatzrückgang von 5 % gegenüber 2009 verkraften. Der deutsche Markt hat dabei mit 4,1 % der Installationen und 4,9 % der Investitionen nur noch einen kleinen Anteil am Weltmarkt.

3.1 Windenergie Stand (1) Deutschland hat seit den 1990er-Jahren eine Vorreiterstellung bei der Nutzung und dem Ausbau von Windenergie. Ende 2011 waren weltweit rund 238 GW und in Deutschland knapp 22.300 Windkraftanlagen mit einer elektrischen Leistung von 29 GW installiert. In Deutschland konnten damit 46,5 TWh Strom in das Netz der öffentlichen Versorgung eingespeist werden. Das entspricht 7,6 % des bundesdeutschen Nettostromverbrauchs in 2011. (2) Weltmarktführer bei den Neuinstallationen war 2011 mit ca. 18 GW mit großem Abstand China vor den USA mit rund 6,8 GW. In Europa wurde mit zusammengenommen 10,2 GW etwa die gleiche Windkraftleistung wie in den Vorjahren installiert. 2011 wurden damit weltweit Windenergieanlagen mit zusammen 41,2 GW und in Deutschland mit einer Leistung von 2,01 GW neu errichtet. Damit konnte der rückläufige Trend der letzten Jahre gestoppt werden; dennoch macht der deutsche Markt aktuell nur noch 5 % des Weltmarkts aus. Die mittlere Anlagenleistung aller in Deutschland 2011 installierten Windkraftanlagen beträgt 2,2 MW. (3) Die Einspeisevergütung für Strom aus Windenergie sank zwischen 1991 und 2011 um ca. 50 % auf durchschnittlich ca. 0,08 €/kWh. Mit der EEGNovelle 2012 mussten zusätzlich erhöhte Netzanforderungen berücksichtigt werden (Verlängerung Systemdienstleistungsbonus). Zudem wurden mit der sogenannten „Marktprämie“ neue Elemente eingeführt, welche die erneuerbaren Energien an den Strommarkt heranführen sollen. (4) Insgesamt machten die Hersteller mit der Produktion von Windenergieanlagen in Deutschland im Jahr 2010 knapp 5 Mrd. € Umsatz. Auf dem Heimatmarkt haben deutsche Hersteller erstmals substanzielle Umsätze auch im Bereich Offshorewindenergie erzielt. Auf die Exportmärkte entfielen

Offshorewindpark North Hoyle (Bild: RWE Innogy)

(5) Die deutsche Windindustrie hat eine Exportquote von etwa 66 %. Insgesamt sind etwa 96.100 Personen direkt und indirekt in der Windbranche beschäftigt. Die Windbranche ist damit durchaus ein wichtiger Arbeitgeber in Deutschland. (6) In den 1980er- bis Mitte der 1990er-Jahre wurde etwa alle zwei Jahre die Anlagengröße verdoppelt und eine neue Anlagengeneration entwickelt. 1995 wurde der Schritt in die MW-Klasse vollzogen. Der Großteil der onshore installierten Neuanlagen liegt heute im Bereich zwischen 2 MW und 3 MW. Die Wachstumsschritte haben sich damit insgesamt etwas verlangsamt. Trotzdem wurde die Anlagentechnologie in Bezug auf Robustheit, Gewicht und Netzeigenschaften stetig verbessert. Heute sind Anlagen mit einer Nennleistung von 3 MW bis 5 MW auf dem Markt und kommen zunehmend in einen breite-

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Windenergie

ren Einsatz. Anlagen größer 5 MW bzw. 6 MW sind in der Test- und Erprobungsphase, damit diese Anlagen für den rauen Offshorebetrieb demonstriert und kommerzialisiert werden können. (7) Ende 2011 waren in der deutschen Nord- und Ostsee 215,3 MW (55 WEA) Offshoreleistung installiert; 200,3 MW (52 WEA) waren bis Ende 2011 ans Netz angeschlossen. Dazu zählt das sogenannte Offshoretestfeld Alpha-Ventus vor der Insel Borkum in der Nordsee mit 12 Windenergieanlagen der 5-MW-Klasse. Der erste deutsche kommerzielle Offshorewindpark in der Ostsee ging im April 2011 ans Netz mit insgesamt 48,3 MW und mit erprobten Anlagen der 2,3-MW-Klasse. Zusätzlich wurde 2010 mit der Installation von weiteren 5-MW-Anlagen in 100 km Küstenentfernung in einem Offshorewindpark begonnen, der nach endgültiger Fertigstellung insgesamt eine Kapazität von 400 MW aufweisen soll. Unter meist einfacheren Bedingungen in flacherem Wasser und näher an der Küste werden u. a. in Dänemark, Großbritannien, Schweden, den Niederlanden und Belgien bereits kommerzielle Offshorewindparks mit einer Leistung von insgesamt 3813 MW betrieben. Diese Entwicklung wird sich fortsetzen; weitere neun Offshoreprojekte mit 2375 MW befinden sich derzeit in der Installationsphase. Nach Abschluss dieser laufenden Installationsarbeiten wird die gesamte installierte Leistung in Europa 6188 MW erreicht haben.

Offshorewindpark (Bild: Siemens)

mit nur einer Übersetzungsstufe (u. a. auch für den Offshoreeinsatz) und bevorzugt in Kombination mit Permanentmagnet-Generatoren (PMG). (9) Bei der Netzanbindung wurde bis 2003 bei Unregelmäßigkeiten ein sofortiges Trennen der Anlagen vom Netz verlangt. Aufgrund der hohen Installationszahlen wurden diese Anforderungen Mitte des Jahrzehnts geändert, um bei Netzfehlern großräumige Netzstörungen zu vermeiden. Neu installierte Windenergieanlagen müssen und können heute kurze Netzausfälle im Sekundenbereich überbrücken und bei Kurzschluss im Netz durch Einspeisung reaktiver Leistung die Netzspannung stützen (das heißt Systemdienstleistung).

Tendenzen (1) Kernmarkt der deutschen Windindustrie ist neben dem Export und dem entstehenden Offshoremarkt auch in den kommenden Jahren noch der nationale Onshoremarkt. Im Zuge der „Energiewende“ haben viele Bundesländer eigene Ziele für den Ausbau der Windenergie veröffentlicht und mit der Ausweisung neuer Flächen begonnen. Derzeit sind Bestrebungen von Bund und Ländern erkennbar, die Ausbauziele auf Bundes- und Länderebene zu synchronisieren und den Leistungsausbau durch ein adäquates Netzausbauszenario zu flankieren. (2) Das Ersatzanlagengeschäft, das so genannte „Repowering“ (das heißt der Ersatz vieler kleiner Altanlagen durch wenige, dafür aber leistungsstärkere, effizientere und systemkompatible Neuanlagen) wird an Bedeutung gewinnen. Es wird u. a. aber erst dann ein relevanter Markt werden, wenn in der Genehmigungspraxis flexible Lösungen gefunden werden. Von den 895 im Jahr 2011 errichteten Anlagen zählen 95 Anlagen bereits offiziell zu RepoweringProjekten mit zusammen 238 MW. Das Ersatzanlagengeschäft wird in den kommenden Jahren weiter wachsen, das Neuanlagengeschäft aber nicht dominieren. (3) Das Ersatzanlagengeschäft, das so genannte „Repowering“ (das heißt der Ersatz vieler kleiner Altanlagen durch wenige, dafür aber leistungsstärkere, effizientere und systemkompatible Neuanlagen) wird an Bedeutung gewinnen. Es wird u. a. aber erst dann ein relevanter Markt werden, wenn in der Genehmigungspraxis flexible Lösungen gefunden werden. Von den 895 im Jahr 2011 errichteten Anlagen zählen 95 Anlagen bereits offiziell zu RepoweringProjekten mit zusammen 238 MW. Das Ersatzanlagengeschäft wird in den kommenden Jahren weiter wachsen, das Neuanlagengeschäft aber nicht dominieren.

(8) Mit zunehmender Leistung der neu installierten Windenergieanlagen hat sich die Pitchregelung in Kombination mit variabler Drehzahl durchgesetzt. Nach wie vor dominieren global Konzepte mit Getriebe. Damit sind die in den 1980er-Jahren entwickelten Konzepte weltweit weitgehend marktdominierend. Parallel dazu geht ein starker Trend hin zu getriebelosen Anlagen oder Anlagen mit Getrieben Energien in Deutschland 2010

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(4) Bei den Anlagen im Leistungsbereich von 5 MW bis 6 MW, die insbesondere für die Offshoreanwendung entwickelt und ab 2003 errichtet wurden, bieten deutsche Anlagenhersteller ein breites Entwicklungsspektrum von einem getriebelosen Konzept über einen innovativen Ansatz einer hoch kompakten Bauweise mit langsam laufendem Generator und einer Getriebestufe bis hin zum Getriebekonzept im Rahmen einer aufgelösten Bauweise. Große Unterschiede existieren nicht nur hinsichtlich der technischen Konzepte, sondern auch bezüglich des Status der Markteinführung. (5) Als Folge der weiteren Globalisierung der Windenergienutzung befinden sich mittlerweile unter den „Top 10“ der Windenergieanlagenhersteller fünf asiatische Unternehmen, die 2011 insgesamt rund 33 % des Markts beliefert haben. Derzeit richtet sich der Fokus dieser Unternehmen noch auf die Belieferung der heimischen Märkte (insbesondere China und Indien); zukünftig werden sie aber als „Global Supplier“ agieren und auch deutsche Hersteller zunächst im Onshoremarkt zunehmend unter Druck setzen. (6) In den letzten Jahren war festzustellen, dass Bürger Windenergieanlagen teilweise als störend empfinden. Hauptargumente sind Eingriffe in das Landschaftsbild, Schattenwurf bei tiefstehender Sonne, Schallemissionen sowie insbesondere auch die Tages- und Nachtkennzeichnung der Anlagen (Befeuerung). (7) 2004 wurde erstmals für alle Bundesländer einheitlich eine Richtlinie zur Kennzeichnung von Windenergieanlagen vom Bundesrat verabschiedet. Ausgehend davon wird die Kennzeichnung heute weniger störend empfunden, da Lichtstärken und Winkel den Erfordernissen der Luftfahrt angepasst wurden. Die Sichtweitenmessung zur weiteren Vermeidung der Lichtstärke ist bei Neuanlagen inzwischen Stand der Technik. Innovative Konzepte unter Einsatz von Transpondern in Luftfahrzeugen (hiermit wird die Kennzeichnung der Windenergieanlagen nur dann aktiviert, wenn sich ein Flugobjekt in der Nähe befindet) sind in der Diskussion. (8) Ein großes Hemmnis ist weiterhin der Ausschluss von Flächen zur Installation von Windkraftanlagen aufgrund von veralteten, insbesondere militärischen, Radaranlagen zur Sicherung des Luftraums. Hier wird gemeinsam mit der Deutschen Flugsicherung und der EADS an technischen Lösungen gearbeitet. (9) Bisher sind die Übertragungs- und Verteilungsnetze nachfrageorientiert aufgebaut. Die Einspeisekapazität dieser Netze ist deshalb in Gegenden mit einer traditionell geringen Nachfrage und einem ho-

hen Windangebot begrenzt. Um die politisch angestrebten Ausbauziele im Onshore- und Offshorebereich und die Erfordernisse der europäischen Strommärkte erfüllen zu können, ist deshalb neben der Systemoptimierung ein beschleunigter Netzausbau erforderlich. Dabei müssen die überaus langen Planungs-, Genehmigungs- und Umsetzungsphasen verkürzt werden. Mit dem 2009 beschlossenen Energieleitungsausbaugesetz (EnLAG) wurde die Möglichkeit geschaffen, auf der 380-kV-Ebene Leitungen in Teilen auch unterirdisch zu verlegen, wenn diese absehbar maximal 2,75-mal teurer werden als die überirdische Variante. Im Zuge der sogenannten „Energiewende“ will die Bundesregierung ab 2012 verstärkte Aktivitäten zum Ausbau der Netze unternehmen, um einen drohenden „Flaschenhals“ zu vermeiden.

Windkraftanlage (Bild: ©Petra Pork/PIXELIO)

(10) Seit 2006 verpflichtet das Infrastruktur-Beschleunigungsgesetz den nächstgelegenen Netzbetreiber zur Netzanbindung der Offshorewindparks (das heißt vom Umspannwerk auf See bis zum technisch und wirtschaftlich günstigsten Netzanschlusspunkt). Die Kosten für die Netzanbindung trägt der Netzbetreiber. Er kann sie auf alle Übertragungsnetzbetreiber verteilen. Die größte Herausforderung für die geplante Offshoremarktentwicklung in Deutschland (bis zu 10 GW bis 2020, 20 GW bis 25 GW bis 2030) ist derzeit allerdings die rechtzeitige Bereitstellung des Netzanschlusses. Hier kommt es aktuell zu Verzögerungen u. a. durch Probleme im Zusammenhang mit notwendigen Investitionen, vor allem seitens des Netzbetreibers, nicht geklärten Haftungsfragen bei verspätetem Netzanschluss oder Netzausfall sowie durch Verzögerung bei der Lieferung von Umspannwerken und Kabelanschlüssen.

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Windenergie

(11) Die Bundesregierung hat angekündigt, eine gesetzliche Regelung für die Haftungsfrage bei Netzverzögerungen und -fehlern vorzulegen und zugleich weitere Finanzierungsmodelle für die anstehenden Netzanschlüsse für Offshorewindparks zu prüfen. Dazu – und zu weiteren Optionen der Beschleunigung der Anschlussbereitstellung – liegen verschiedene Lösungsvorschläge der „AG Beschleunigung“ vor, die kurzfristig einberufen wurde. Ende 2012 wird der vom Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) nun jährlich zu erstellende Offshorenetzplan erwartet. Dieser wird im Einvernehmen mit der Bundesnetzagentur, den Küstenländern und dem Bundesamt für Naturschutz verabschiedet und soll in den sogenannten Bundesbedarfsplan für Stromnetze der Bundesnetzagentur integriert werden.

Windkraftanlage (Bild: BMU/Böhme)

(12) Auch der Netzausbau an Land zum Abtransport des auf See erzeugten Stroms in die Verbrauchszentren im Süden Deutschlands muss dringend vorangetrieben werden. Hierzu haben die Übertragungsnetzbetreiber Ende Mai 2012 erstmals einen Netzentwicklungsplan vorgelegt, der in einem öffentlichen Konsultationsverfahren bewertet werden soll. Der Plan zeigt den Netzausbaubedarf für die kommenden 10 Jahre auf. (13) Die weitergehende Integration der Windenergie erfordert die weitere Anpassung der Netze. Diese kann durch ein optimiertes Netz-, Last- und Erzeugungsmanagement sowie durch den konsequenten Einsatz moderner Anlagentechnologie, welche die Windindustrie schon heute bereitstellt, realisiert werden. Windparks können gegebenenfalls auch zur

Bereitstellung von Regelenergie und zur Netzstabilität beitragen. (14) Mit der Novellierung des EEG 2009 wurden die netztechnischen Eigenschaften der Anlagentechnologien zum Verhalten im Fehlerfall und zur Netzstützung (z. B. Blindleistungsbereitstellung) sowie zum dynamischen Verhalten in Folge von Netzfehlern mit dem Systemdienstleistungsbonus erstmalig auch wirtschaftlich anerkannt. In der Systemdienstleistungsverordnung zum EEG 2009 werden Netzeigenschaften für Neuanlagen verbindlich und für Bestandsanlagen optional geregelt, die noch über die Anforderungen der Netzbetreiber hinausgehen und das Stromversorgungssystem insgesamt für den weiteren Zubau von Windenergieanlagen vorbereiten.

Schlussfolgerungen (1) Die Entwicklung, Herstellung und der Betrieb von Windenergieanlagen bieten deutschen Ingenieuren ein technisch breit gefächertes Betätigungsspektrum. Hohe Innovationskraft und eine dynamische Entwicklung sind die typischen Kennzeichen einer immer noch jungen Technologie, deren Einsatzfelder und Entwicklungspotenziale noch lange nicht ausgereizt sind. Deshalb sollte das Ausbildungsangebot weiter ausgeweitet und spezifiziert werden. (2) Die Genehmigungspraxis für RepoweringProjekte sollte vereinfacht werden. Hinderungen wie Höhenbegrenzungen sollten überarbeitet werden, da der Regelungsumfang des Bundesimmissionsschutzgesetzes (BImSchG) im Allgemeinen ausreichend ist. (3) Ein starker heimischer Markt – on- wie offshore – ist eine wichtige Voraussetzung sowohl für die weitere technische Entwicklung als auch für den industriepolitischen Erfolg dieser Branche in Deutschland. Deshalb sollten im EEG die netztechnischen Anforderungen und Anreize weiter entwickelt, soweit möglich in die Vergütung integriert und administrativ vereinfacht werden. (4) Mit dem Windangebot allein der Nordsee könnte theoretisch – wenn durch entsprechende Speichersysteme die zeitlichen Ungleichgewichte zwischen Windstromerzeugung und Stromnachfrage im Netz ausgeglichen werden könnten – der gesamte europäische Stromverbrauch etwa vierfach abgedeckt werden. Mit kleineren Anlagengrößen im 2-MW- bis 3-MW-Bereich ist dies allerdings langfristig wirtschaftlich nicht darstellbar. Deshalb war die Entwicklung der 5+-MW-Klasse – zu großen Windparks zusammengeschlossen – durch die in Europa erwarteten Offshoreperspektiven angestoßen worden. Um die damit verbundenen gewaltigen Investitionen ren-

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tabel zu gestalten, müssen für diese Anlagen jedoch neu entwickelte Technologien optimiert werden. Schwerpunkte bilden die Gründung, der Stromtransport und die Speicherung, die Regelung einzelner Anlagen und ganzer Windfelder, verbesserte Windprognoseverfahren, Steigerung des Wirkungsgrads sowie innovative Wartungs- und Instandhaltungskonzepte. Der besonders risikoreichen bevorstehenden Industrialisierungsphase der Offshorewindenergienutzung in Deutschland muss das EEG auch zukünftig adäquat Rechnung tragen. (5) Im Zuge des verstärkten Ausbaus der erneuerbaren Energien (mindestens 35 % am Bruttostromverbrauch bis 2020, 50 % bis 2030 und 80 % bis 2050) soll die Windenergieleistung noch deutlich gesteigert werden. Dies erfordert die Verstärkung und den Ausbau des bestehenden elektrischen Verbundnetzes, der im Umfang noch überschaubar, aber genehmigungsrechtlich nicht einfach umzusetzen ist. Hinzu kommen aktuell erhebliche Probleme mit der rechtzeitigen Realisierung von Netzanbindungen für Offshorewindparks. Die seit Anfang 2012 verstärkten Aktivitäten der Bundesregierung zur Beschleunigung des Netzausbaus und des Netzanschlusses sind hier von entscheidender Bedeutung. Nur wenn hierbei eine schnelle und nachhaltige Lösung gefunden wird, besteht die Chance, dass die hochgesteckten energiepolitischen Ziele auch erreicht werden können.

Windkraftanlage (Bild: Siemens)

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Wasserkraft

3.2 Wasserkraft Stand (1) Die Nutzung der Wasserkraft wird anhand der Fallhöhe der einzelnen Wasserkraftanlagen unterschieden in Niederdruckanlagen (Fallhöhe < 15 m), Mitteldruckanlagen (15 m bis 50 m) und Hochdruckanlagen (> 50 m). Es kann auch eine Einteilung anhand der installierten Leistung erfolgen mit Kleinwasserkraftanlagen (< 5 MW oder 10 MW je nach Konvention), mittelgroßen Wasserkraftanlagen (< 100 MW) und Großwasserkraftanlagen (> 100 MW). (2) Die Wasserkraft trägt mit rund 19,5 TWh/a zur Deckung des deutschen Stromverbrauchs bei (2011). Von den rund 4400 MW installierter Leistung entfallen ca. 3400 MW auf Laufwasserkraftwerke mit einer elektrischen Leistung über 5 MW, deren Anteil an der Stromerzeugung aus Wasserkraft knapp 70 % beträgt; davon wiederum stammt gut die Hälfte aus Kraftwerken an Inn, Rhein und Donau, die alle zumindest abschnittsweise auch Grenzgewässer mit der Schweiz, Frankreich und Österreich bilden. Die ca. 5500 Klein- und Kleinstwasserkraftanlagen (< 1 MW) erzeugen rund 8 % des Wasserkraftstroms. (3) Ein Vorteil der Wasserkraft ist die Grundlastfähigkeit (Laufwasserkraftwerke) und planbare Speicherfähigkeit (Speicherkraftwerke). Nachteilig sind die in Abhängigkeit primär von den tatsächlichen Niederschlägen (im Wesentlichen Regen und Schnee) jährlichen Erzeugungsschwankungen von ca. 20 % und z. T. noch mehr. (4) Die Wasserkraft zeichnet sich durch besonders geringe Klimagasemissionen im Vergleich zu anderen Stromerzeugungsoptionen auf der Basis regenerativer Energien und insbesondere fossiler Energieträger aus; Wasserkraftanlagen zeigen üblicherweise die geringsten Klimagasfreisetzungen aller Stromerzeugungsoptionen. Sie kann damit merklich zum Klimaschutz beitragen. (5) In Deutschland und Mitteleuropa ist das technisch verfügbare Wasserkraftpotenzial zu einem überwiegenden Teil bereits ausgeschöpft. Dies gilt aber nicht weltweit; beispielsweise sind in Afrika, Asien und Südamerika noch erhebliche unerschlossene Wasserkraftpotenziale vorhanden, die sukzessive erschlossen werden. (6) Die Novelle des EEG brachte für die Wasserkraft graduell verbesserte Bedingungen im Wesentlichen u. a. in den Bereichen Anfangsvergütung, Degression und Boni für Systemdienstleister. Die Kostenstrukturen insbesondere bei der Entwicklung von

Projekten zur Hebung der noch vorhandenen Potenziale im Bereich der Kleinst-, Klein- und Großwasserkraft erfordern aber auch mittelfristig die Fortschreibung und gegebenenfalls Verbesserung der im EEG festgelegten Bedingungen.

Wasserkraftanlage Tadschikistan (Bild: Fichtner)

(7) Im Jahr 2010 lag der Umsatz der Wasserkraftbranche (einschließlich des Anlagenbaus) bei ca. 1,4 Mrd. €; insgesamt entspricht dies ca. 9000 Arbeitsplätzen. Die meisten Anlagenhersteller haben allerdings den Schwerpunkt ihrer Aktivitäten im Ausland.

Tendenzen (1) In Deutschland liegt ein wesentlicher Schwerpunkt des Wasserkraftausbaus in der Modernisierung und Reaktivierung von vorhandenen bzw. ehemals vorhandenen Wasserkraftanlagen. Dadurch könnte eine zusätzliche Erzeugung von ca. 6 TWh/a (ca. 20 % bis 30 % der durchschnittlichen Erzeugung) erschlossen werden. Zurzeit ist in Deutschland eine Ausbauleistung von ca. 150 MW an Laufwasserkraftwerken in Planung; dies gilt auch für Pumpspeicherkraftwerke. (2) Klein- und Kleinstwasserkraftanlagen (< 1 MW) wird ein technisch realisierbares Ausbaupotenzial von ca. 1 TWh/a zugewiesen. Allerdings sind viele technisch mögliche Vorhaben aus Naturschutzgründen schwer umsetzbar bzw. aufgrund der behördlichen Auflagen als Folge der z. T. sehr weitgehenden gesetzlichen Vorgaben oft unwirtschaftlich.

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Wasserkraft

(3) Die technische Entwicklung auf dem Gebiet der Stromerzeugung aus Wasserkraft der vergangenen Jahre hatte vor allem die Verbesserung der strömungstechnischen Auslegung von Turbinen zum Ziel. Design und Auslegung erfolgt inzwischen vorrangig rechnergestützt. Modernste Regel- und Leittechniken sorgen für eine optimale Betriebsführung der Anlagen. Auch werden derzeit Konzepte zur Nutzung niedrigster Fallhöhen im Bereich unter 3 m entwickelt, insbesondere im Hinblick auf die Erschließung weiterer Potenziale beispielsweise an schon vorhandenen Staubauwerken bzw. Wehren.

Historisches Wasserkraftwerk (Bild: TU HH)

(4) Durch die vorliegenden jahrzehntelangen Erfahrungen mit Wasserkraftanlagen sind potenzielle Kostensenkungspotenziale weitestgehend ausgeschöpft. Auch sind substanzielle Entwicklungssprünge nicht zu erwarten. Zusätzlich schlagen sich die starken Schwankungen der Stahl- und Kupferpreise, wie sie in den letzten Jahren am Markt beobachtet werden konnten, auf die Systemkosten von Neubau- und Modernisierungsprojekten nieder. (5) Pumpspeicherkraftwerke sind eine Speichertechnologie. Sie treten am Strommarkt als Anbieter verschiedener Formen von Regelenergie auf und müssen mit den dort naturgemäß stark volatilen Marktpreisen konkurrieren. Eine EEG-Vergütungsfähigkeit besteht nicht. Aber aufgrund des zunehmenden Ausbaus der erneuerbaren Energien und insbesondere von fluktuierender Windenergie gewinnen Energiespeicher kurz- und mittelfristig immer weiter an Bedeutung. (6) Seit 2010 hat das Interesse seitens der Energieversorger sowie der Landesbehörden und Regionalverbände an dieser Technologie deutlich zugenommen. Eine verstärkte Identifizierung und Analyse des Pumpspeicherpotenzials in Deutschland war und ist

die Folge. Aufbauend auf flächendeckenden und regionalen Untersuchungen befinden sich derzeit elf Projekte mit einer Gesamtleistung von ca. 4000 MW in Planung. Hierbei steht die Erweiterung existierender Anlagen im Fokus. (7) Im Rahmen der Diskussion um Speichertechnologien gibt es auch Untersuchungen zur Entwicklung von stillgelegten Bergwerken (Tief- und Tagebau) zur Umnutzung als Pumpspeicherkraftwerke. Der Vorteil dieser Anlagen liegt im geringen Umwelteinfluss und Flächenverbrauch. Derzeit wird die technische und wirtschaftliche Machbarkeit der Anlagen in Pilotprojekten geprüft. (8) Die Wirtschaftlichkeit von Pumpspeichern ist durch die aktuellen Marktbedingungen nur schwer darstellbar. Sollen sie weiter ausgebaut werden, sind weitere Anreize notwendig. Deshalb dienen die aktuellen Projektstudien bisher nur der Sicherung von Standorten für einen potenziellen zukünftigen Ausbau. (9) Bei der Genehmigung von Wasserkraftanlagen kommt der Beurteilung potenzieller Umweltauswirkungen eine wesentliche Bedeutung zu. Dies gilt für die Optimierung und Reaktivierung bereits bestehender Anlagen ebenso wie für den in Deutschland sehr seltenen Kraftwerksneubau. Wasserkraftanlagen werden heute an einem neuen Standort nur dann genehmigt, wenn im Rahmen des wasserrechtlichen Genehmigungsverfahrens die ökologischen Belange umfassend geprüft wurden; dabei sind europa-, bundes- und landesrechtliche Vorschriften zu beachten. Insbesondere für Investoren bei Kleinwasserkraftanlagen stellt diese komplexe genehmigungsrechtliche Situation ein nicht unerhebliches Hemmnis dar. Ein vom BMU herausgegebener Leitfaden gibt hier Empfehlungen für die Beurteilung von Wasserkraftanlagen im wasserrechtlichen Vollzug.

Kleinwasserkraftanlage (Bild: TU HH)

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Wasserkraft

(10) Da die Wasserkraft – und hier insbesondere die Klein- und Kleinstwasserkraft – weltweit (insbesondere in Schwellen- und Entwicklungsländern) in den kommenden Jahren aufgrund einer deutlich weiter steigenden Nachfrage nach elektrischer Energie und den noch erheblichen unerschlossenen Potenzialen – infolge einer global deutlich steigenden Nachfrage nach elektrischer Energie – weiter ausgebaut werden wird, findet der deutsche Anlagenbau global wachsende Märkte, auf denen er zukünftig steigende Absatzpotenziale finden kann, wenn er im globalen Wettbewerb erfolgreich ist. (11) Dem weiteren Ausbau der Wasserkraft in Deutschland und Europa stehen vor allem die relativ hohen Kosten, die mit der Erschließung noch vorhandener Restpotenziale verbunden sind, entgegen. Diese ergeben sich u. a. durch den im Allgemeinen sehr aufwendigen Wasserbau zum Anstauen der Flüsse und zum Ausbau der Wasserwege sowie die relativ strengen gesetzlichen Umwelt- und Naturschutzauflagen. Letztere resultieren primär aus der Auslegung der EU-Wasserrahmen-Richtlinie (EG-WRRL) hinsichtlich des Gewässerschutzes. (12) Zu den bislang schon weit verbreitet eingesetzten Laufwasser- und Speicherwasserkraftwerken können auch Gezeiten- und mittelfristig ebenfalls Wellenkraftwerke für die Stromerzeugung eingesetzt werden. Für Deutschland haben diese Optionen aber bisher nur eine untergeordnete Bedeutung.

Stausee (Bild: Fichtner)

Schlussfolgerungen (1) Für große Wasserkraftanlagen im Bereich der Laufwasser- und Speicherkraftwerke in Deutschland bestehen noch genehmigungsfähige Zubaupotenziale im Bereich einiger 100 MW. Wichtig ist aber mit vorrangiger Priorität, dass die für den nachhaltigen

Weiterbetrieb der Bestandsanlagen erforderlichen Ertüchtigungs- und Erhaltungsinvestitionen getätigt werden; dies ist durch entsprechende politische Rahmenbedingungen zu flankieren. Das EEG für große Wasserkraftanlagen ist auch unter diesem Aspekt sinnvoll und angemessen. (2) Begrenzte Ausbaupotenziale bestehen ebenfalls noch im Bereich von Klein- und Kleinstwasserkraftanlagen. Auch hier ist – im Sinne einer kontinuierlichen Weiterentwicklung – der Weiterbestand der geschaffenen Anreizinstrumente im EEG von großer Bedeutung, damit sowohl die Technologieentwicklung stimuliert als auch die Potenzialerschließung forciert wird. (3) Aufgrund des Ausbaus der fluktuierenden Stromerzeugung in Deutschland und Europa wird die Pumpspeichertechnologie weiter verfolgt. Derzeit bestehen Planungen zum Ausbau von elf neuen Pumpspeicheranlagen in der Größenordnung von ca. 4000 MW. Diese Projekte sind mit Nachdruck zu unterstützen, da sie eine wesentliche Voraussetzung für den weiteren Ausbau angebotsabhängiger Stromerzeugung aus Wind und Sonne darstellen. Darüber hinaus haben Energieversorger, Landesbehörden und Regionalverbände in den letzten beiden Jahren regional neue Pumpspeicherpotenziale identifiziert. (4) Den Belangen von Umwelt- und Naturschutz wird im Rahmen der Anwendung bestehender Gesetze und Verordnungen bei der Nutzung der Wasserkraft heute schon ausreichend Rechnung getragen. Eine weitere Verschärfung wäre im Sinne eines effizienten Klimaschutzes kontraproduktiv. (5) Infolge der seit Jahrzehnten hohen Marktdurchdringung der Wasserkraft besteht F&E-Bedarf lediglich in spezifischen Themenbereichen (z. B. Nutzung niedrigster Fallhöhen, weitere Effizienzverbesserung von Gesamtanlagen, Steuerung und Regelung). (6) Die Wasserkraft kann zur Lösung der Speicherproblematik – und damit zum Ausgleich der fluktuierenden Erzeugung – einen signifikanten Beitrag leisten. Dies gilt sowohl für die „klassischen“ Pumpspeicher, wie sie u. a. im Schwarzwald und in den Alpen vorhanden sind, als auch gegebenenfalls für „innovative“ Pumpspeicher beispielsweise in ehemaligen Bergwerken. Deshalb sind beide Optionen – falls die techno-ökonomische Umsetzbarkeit der zweiten Option nachgewiesen werden kann – prioritär zu entwickeln. Dieser Prozess muss durch staatliche Maßnahmen (u. a. F&E-Aktivitäten) unterstützt werden.

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Fotovoltaik

3.3 Fotovoltaik Stand (1) Nach einem starken Wachstum in den letzten Jahren ist der Fotovoltaikmarkt in Deutschland auch 2011 weiter gewachsen. Die Neuinstallationen haben mit 7500 MW den bisherigen Rekordwert aus dem Jahre 2010 von 7400 MW leicht übertroffen. Die gesamte installierte elektrische Leistung der etwa 1,09 Mio. Fotovoltaikanlagen belief sich damit Ende 2011 auf 24,8 GW. Der Anteil der Fotovoltaik an der deutschen Stromerzeugung hat Ende 2011 3,1% erreicht und lag damit rund 60 % über dem Vorjahreswert. (2) Der größte Anteil des produzierten Stroms, etwa 39 %, kommt von kleineren dezentralen Anlagen bis 30 kW, 27 % von Anlagen bis 500 kW und 34 % von großen Anlagen über 500 kW. Rund 98 % der Anlagen speisen ins Niederspannungsnetz ein und entlasten damit indirekt die Übertragungsnetze.

Fotovoltaik Messe München (Bild: Fraunhofer ISE)

(3) Auch im weltweiten Maßstab hat sich die Zahl der neu installierten Fotovoltaikanlagen von 16,6 GW in 2010 auf 27,7 GW in 2011 erhöht. Der größte Einzelmarkt war Italien mit 9,3 GW, das damit noch vor Deutschland rangiert. Damit sind weltweit Fotovoltaikanlagen mit einer elektrischen Leistung rund 70 GW am Netz. (4) 2011 waren inklusive Zulieferer und Handwerker rund 10.000 deutsche Unternehmen im Bereich der Fotovoltaik tätig; davon waren etwa 200 Produzenten von Zellen, Modulen und anderen Komponenten. Die Wertschöpfung bei Fotovoltaikprodukten in Deutschland lag 2010 bei rund 10 Mrd. €. Die

Exportquote der Fotovoltaikindustrie lag 2011 bei 55 %. (5) Auch 2011 hat sich der Preisverfall bei Fotovoltaikmodulen und -systemen fortgesetzt. Der Preis für komplette Aufdachsysteme bis 100 kW liegt heute (Mai 2012) mit rund 1800 € pro kW nur noch bei einem Drittel des Werts von Anfang 2006. Module sind am Spotmarkt bereits für unter 0,7 €/W zu haben. Damit liegen die aktuellen Preise sogar noch unter der langjährigen Preiserfahrungskurve für Fotovoltaik, die einer Preisreduzierung von etwa 20 % für jede Verdopplung der gesamten installierten Leistung entspricht. Die Gründe für diesen Preisverfall liegen zum einen an dem Rückgang der Solarstromvergütung durch das EEG. Um ihre Produkte absetzen zu können, waren die Unternehmen gezwungen, die Preise entsprechend zu reduzieren. Auch wurden weltweit Überkapazitäten in der Zellund Modulproduktion aufgebaut und es herrscht ein starker Wettbewerbsdruck aus Asien. 2011 wurden bereits mehr als die Hälfte aller Fotovoltaikmodule von Unternehmen aus China und Taiwan geliefert. Speziell chinesische Unternehmen profitieren dabei von massiven industriepolitischen Maßnahmen ihrer Regierung. Dadurch kamen und kommen europäische und amerikanische Produzenten in finanzielle Probleme; erste Insolvenzen sind die Folge und die USA haben zum Schutz der heimischen Unternehmen Einfuhrzölle eingeführt. Allerdings sind mittlerweile auch zahlreiche chinesische Hersteller auf Grund des Preisdrucks in die roten Zahlen geraten. (6) In den letzten Jahren wurde die Vergütung des EEG für eine fotovoltaische Stromerzeugung zunehmend reduziert. Für kleinere Anlagen lagen die jährlichen Senkungen der Einspeisevergütung bei 8 % in 2009, bei 25 % in 2010 und bei 13 % in 2011. Aufgrund der Novelle 2012 wurden die Sätze zum 1. Januar 2012 um weitere 15 % gesenkt. Das erste Änderungsgesetz zum EEG 2012 (die sogenannte PV-Novelle) trat rückwirkend zum 1. April 2012 in Kraft. Zu den wichtigsten Änderungen der PVNovelle gehören: eine zusätzliche Absenkung der Vergütung um 20 % bis 29 %, neue Vergütungsklassen, Gesamtausbauziel bis 52 GW, Wegfall der Eigenverbrauchsvergütung und die Einführung des Marktintegrationsmodells mit Begrenzung der vergütungsfähigen Strommenge auf 90 % pro Kalenderjahr.

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Fotovoltaik

Tendenzen (1) Die Fotovoltaik entwickelt sich mehr und mehr zu einer ernstzunehmenden Stromquelle. Der Anteil an der Stromerzeugung in Deutschland, der in den letzten Jahren sprunghaft angestiegen ist, liegt aktuell erst bei rund 5 %. Der zeitliche Anfall der Erzeugung passt aber sehr gut zur Nachfragecharakteristik im Netz. So liefern Fotovoltaikanlagen bereits heute häufig einen Großteil der Leistung zur Abdeckung der Nachfragespitzen in der Mittagszeit. Durch diese bedarfsgerechte Erzeugung kann die Fotovoltaik dazu beitragen, die Nachfrage im Netz zu vergleichsmäßigen und dadurch gegebenenfalls die Strompreise zu Spitzenzeiten an der Leipziger Strombörse (EEX) zu reduzieren. (2) Das hohe Wachstum des Fotovoltaikmarkts wurde in den letzten Jahren durch Europa und insbesondere durch Deutschland angetrieben. Aufgrund geänderter politischer und finanzieller Rahmenbedingungen wird sich diese Entwicklung 2012 wahrscheinlich deutlich abschwächen. Insbesondere in Deutschland und Italien wurde die Fotovoltaikförderung weiter signifikant zurückgefahren bzw. ist die genaue Ausgestaltung der neuen Fördersätze noch in der Diskussion, so dass hier geringere Zuwächse zu erwarten sind. Mittlerweile wachsen aber die Märkte in anderen Regionen der Welt erheblich stärker. In den nächsten Jahren dürften in Ländern wie Japan, China und USA zunehmend mehr Fotovoltaiksysteme installiert werden, sodass die Abschwächung in Europa zumindest z. T. ausgeglichen werden wird. (3) Die Preise für Fotovoltaikstrom sind in den letzten Jahren deutlich gesunken. Untersuchungen beziffern die durchschnittlichen Stromgestehungskosten (Mai 2012) für Fotovoltaikanlagen in Deutschland auf 0,13 €/kWh bis 0,18 €/kWh je nach Anlagengröße und Standort. Damit liegen die Erzeugungskosten z. T. unter den Haushaltstarifen und bei großen Anlagen auch bereits unter den Kosten der Offshorewindstromerzeugung. Auch wenn nach den aktuellen Kürzungsrunden die Preise erst mal konsolidieren dürften, hat die Fotovoltaiktechnologie mittelfristig durchaus noch weiteres Kostensenkungspotenzial aufgrund des weiteren technologischen Fortschritts und zusätzlichen Skaleneffekten bei der Produktion. (4) Um dieses Ziel zu erreichen und das Erreichte nicht zu gefährden, wird eine angepasste Förderung durch das EEG oder ein ähnliches Instrument für eine Übergangszeit noch benötigt. Diese Förderung ist so zu gestalten, dass ihr langsames Auslaufen möglichst stetig und nachvollziehbar erfolgt. Nur so sind Bürger und Investoren bereit, sich weiter zu engagieren.

(5) Die marktbeherrschende Technologie ist nach wie vor die kristalline Silizium-Wafertechnologie mit etwa 86 % Marktanteil (2011). Diese basiert überwiegend auf Bor-dotiertem Material, ganzflächigem Phosphor-Emitter und Siebdruckmetallisierung, mit der Anfang 2012 ein mittlerer Modulwirkungsgrad von 14,5 % erreicht wurde. Der höchste Wirkungsgrad von Industriemodulen konnte auf 20,4 % gesteigert werden. Da der Trend zu immer höheren Wirkungsgraden ungebrochen ist, kann von einem mittleren Modulwirkungsgrad von 19 % bis spätestens 2020 ausgegangen werden. (6) Die Dünnschichttechnologien haben inzwischen weitgehend den Sprung zur Massenfertigung vollzogen. Führend ist hier die CdTe-Technologie einer US-amerikanischen Firma, die 2011 einen Marktanteil von 8 % mit einem besten Modulwirkungsgrad von 11,7 % erreicht hat. Noch höhere Werte erzielten 2012 CIGS-Module verschiedener Hersteller mit Wirkungsgraden bis zu 14,5 %, allerdings nur bei einem Gesamtweltmarktanteil dieser Technologie von etwa 3 %. Weitere 3 % Weltmarktanteil hat die amorphe Siliziumtechnologie mit Modulwirkungsgraden bis zu 7 %. Insbesondere japanische Unternehmen waren Anfang 2012 bei der mikromorphen Variante dieser Dünnschichttechnologie mit besten Wirkungsgraden von etwa 10 % führend, allerdings bei noch verschwindend geringem Marktanteil.

Fotovoltaikanlage (Bild: Siemens)

(7) Der Markt für Rohsilizium wird mittlerweile von acht großen Herstellern mit einer Produktionskapazität zwischen 10.000 t/a und 30.000 t/a beliefert, die insgesamt 120.000 t/a (davon 90 % Solarsilizium und 10 % Mikroelektronik-Silizium) produzieren. Hierfür wird zu 90 % eine Modifikation des

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Fotovoltaik

Siemens-Verfahrens verwendet und zu etwa 10 % ein Fließbettverfahren. Diese acht Großhersteller haben inzwischen gelernt, mit den Anforderungen des Markts Schritt zu halten und auf absehbare Zeit die jeweils erforderlichen Mengen Solarsilizium bereit zu stellen. Der Anteil an mechanisch aufgereinigtem metallurgischen (sogenanntem umg-Si) Silizium ist derzeit noch verschwindend gering. (8) Der Trend bei kristallinen Silizium-Solarzellen geht eindeutig zu Zell- und Modulkonzepten, die höhere Wirkungsgrade ermöglichen. Dies schließt dünnere Wafer, eine verbesserte Lichteinkopplung und Ladungsträgereinsammlung (selektiver Emitter), eine Rückseitenpassivierung und -verspiegelung sowie einen generellen Trend zu Rückkontakten und verbesserten Materialien (n-Typ, PV-Floatzone) ein. Bei der Metallisierung geht der Trend weg vom Siebdruck bzw. vom Silber und hin zu neuen berührungslosen Metallapplizierverfahren unter Verwendung von Kupfer. Auch werden neue laserbasierte und andere einseitige Strukturierungsverfahren sowie Inlinetransport vermehrt eingesetzt. Rückkontaktierte Solarzellen erlauben des Weiteren den Einsatz eines integrierten Modulkonzepts mit neuen Zellverbindungstechnologien und verbesserten Wirkungsgraden.

Wechselrichter (Bild: Fraunhofer ISE)

(9) In den letzten Jahren haben sich auch die Kosten für Systemkomponenten wie Wechselrichter, Verkabelung, Aufständerung und Installation weiter reduziert. Dies liegt in der kontinuierlichen Weiterentwicklung der Komponententechnik und der immer rationelleren Produktionstechnik. Mittlerweile werden Wechselrichter mit Spitzenwirkungsgraden um 98 % angeboten. Eine nochmalige Steigerung ist

für die nächsten Jahre zu erwarten. Möglich wird dies durch den Einsatz neuer Schaltungstopologien und Bauelemente, die infolge geringerer Schaltverluste einen deutlich reduzierten Kühlbedarf haben und so eine weitere Reduzierung des Bauvolumens und damit auch der Kosten ermöglichen. Weiterhin übernehmen Wechselrichter immer mehr Zusatzfunktionen wie die Bereitstellung von Blindleistung oder Steuerfunktionen zur Vermeidung von Netzüberlastungen. (10) Die ins Stromnetz eingespeiste Leistung aus Solarstromanlagen in Deutschland hat im Mai 2012 erstmals die 20-GW-Marke überschritten. Dennoch stellt die Netzintegration von Fotovoltaikanlagen heute noch kein signifikantes Problem dar. Überlastungen in einzelnen Verteilnetzabschnitten mit hoher Fotovoltaikkonzentration lassen sich meist durch technische Maßnahmen beheben. (11) Der weitere Ausbau der Fotovoltaik erfordert zukünftig allerdings weit mehr Maßnahmen, um Energieangebot und -verbrauch zur Deckung zu bringen. Maßnahmen wie die intelligente, nach Energieangebot variable Steuerung von Verbrauchern und Erzeugern (Smart Grids), der Aufbau von verlustarmen, überregionalen Stromnetzen zum Ausgleich lokaler Extremwerte bei der Energieerzeugung oder auch die Nutzung der Batterien von Elektrofahrzeugen als elektrische Speicher, rücken mehr und mehr in den Fokus. Trotz heute noch hoher Kosten wird bei sehr hohen Anteilen von Solar- und Windenergie im Netz auch mehr Speicherkapazität für Elektrizität erforderlich. Hierfür werden unterschiedliche Technologien benötigt, die u. a. Tagesspeicher auf Batteriebasis und die Speicherung von mit erneuerbarem Strom hergestelltem Wasserstoff umfassen. Deshalb sollte die Bereitstellung von Strom, der die aktuelle Nachfrage nach elektrischer Energie im Netz abdecken kann, bei der zukünftigen Anpassung der Förderung stärker unterstützt werden. (12) Autonome Energiesysteme haben heute einen hohen technischen Stand erreicht. Technische Stromversorgungen u. a. für Parkscheinautomaten oder Telematiksysteme besitzen eine hohe Zuverlässigkeit und wettbewerbsfähige Kosten, sodass sie kommerzielle Märkte erschlossen haben. Auch Inselsysteme für einzelne Häuser und Dörfer zur Versorgung ländlicher Gegenden mit Strom sind heute zuverlässig realisierbar. Der seit längerer Zeit anhaltende Preisverfall von Fotovoltaikmodulen und -anlagen hat die Wettbewerbssituation von Fotovoltaik basierten Inselsystemen erheblich verbessert. Dadurch lassen sich Inselsysteme besser konzipieren – oft reichen hier bereits kleinere elektrische Speicher – und in vielen Gebieten stellen sie bereits die

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Fotovoltaik

preiswerteste Alternative dar. Äußerst wichtig ist aber nach wie vor, das richtige Geschäftsmodell zu wählen und den richtigen Betreiber zu finden, um den langfristig sicheren Betrieb inklusive der nötigen Wartung zu gewährleisten. Zukünftig werden auch neue preiswertere Batteriesysteme verfügbar werden, die Inselsysteme noch mal günstiger machen können.

Schlussfolgerungen (1) Für den Umbau unserer Energieversorgung hin zur Versorgung mit erneuerbaren Energien ist die Fotovoltaik ein unverzichtbarer Bestandteil. Bei der Stromerzeugung wird die Steigerung des Anteils der erneuerbaren Energien von heute rund 20 % auf zukünftig 80 % und mehr zum großen Teil von Fotovoltaik und Windkraft getragen werden müssen. Dabei lässt sich das Problem der fluktuierenden Erzeugung durch einen geeigneten Mix beider Energiearten bereits deutlich entschärfen. (2) Fotovoltaik gilt häufig noch als sehr teure Energieart. Richtig ist, dass Strom aus Fotovoltaik in einigen Anwendungsfeldern bereits heute wettbewerbsfähig im Vergleich zu den dort anlegbaren Preisen ist. Haushaltskunden in Deutschland können heute die kWh mit eigenen Fotovoltaikanlagen z. T. kostengünstiger erzeugen im Vergleich zu dem Haushaltstarif ihres Energieversorgers. Die Fotovoltaik hat mittelfristig zudem noch weiteres signifikantes Kostensenkungspotenzial. Deshalb muss der weitere Ausbau der Fotovoltaik durch entsprechende staatliche Maßnahmen flankiert werden. (3) Die fotovoltaische Stromerzeugung wird zukünftig mit immer günstigeren Stromgestehungskosten verbunden sein. Entscheidend dafür ist aber eine kontinuierliche und berechenbare Förderpolitik. Dies ist eine grundlegende Voraussetzung sowohl für Investitionen in Fotovoltaikanlagen als auch für die produzierende Industrie in Deutschland. (4) Sinnvolle Förderregeln sollten die lokale Nutzung von Fotovoltaikstrom adressieren. Dies gilt ebenso auch für den Aspekt, den Neubau von Fotovoltaikanlagen besonders dort attraktiv zu gestalten, wo geeignete Netze bereits heute zur Verfügung stehen. Dies kann dann auch wieder die Förderung von großen Fotovoltaikanlagen über 10 MW bedeuten.

(5) Auch bei nur moderatem weiterem Ausbau der Fotovoltaik wird sich die installierte Leistung in den nächsten zehn Jahren deutlich schneller entwickeln als noch vor wenigen Jahren erwartet. Zusammen mit dem ebenfalls weiter steigenden Anteil der Windkraft werden Lösungen zum Ausgleich des fluktuierenden Energieangebots immer dringender. Deshalb müssen die heute bekannten Ansätze wie die Implementierung der Smart-Grid-Technologie, der Ausbau der Verteilnetze und Lösungen zur Speicherung von elektrischer Energie weiterentwickelt und die dafür nötigen F&E-Aktivitäten ausgebaut werden.

PV-Modul (Bild: Fraunhofer ISE)

(6) Neben der Nutzung von Skaleneffekten bei der Massenproduktion lassen sich entscheidende Fortschritte bei der Kostenentwicklung der Fotovoltaik nur durch technologische Weiterentwicklungen erreichen. Mittelfristig ist dafür noch ausreichend Potenzial vorhanden. Deshalb ist es wichtig, weiterhin Aktivitäten im Bereich F&E in allen Teilaspekten der Fotovoltaiksystemkette vom Rohmaterial über die Zell- und Modultechnologie bis hin zu Systemkomponenten und Montagetechnik zu fördern. Dies sollte auch die Suche nach kostengünstigen Lösungen zur besseren Integration in die Stromnetze einschließen.

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Solarthermie zur Wärmeerzeugung

3.4 Solarthermie zur Wärmeerzeugung Stand (1) In Deutschland sind solarthermische Anlagen zur Niedertemperaturwärmebereitstellung mit einer Kollektorfläche von 15,3 Mio. m2 und einer Wärmeleistung von 10,7 GW installiert. Sie werden zu etwa 90 % in Ein- und Zweifamilienhäusern zur Trinkwarmwasserbereitstellung und zur Unterstützung der Raumheizung genutzt. Bislang trägt die Solarthermie etwa 0,4 % zur Wärmeversorgung in Deutschland bei. (2) In einem durchschnittlichen Vier-PersonenHaushalt haben Anlagen zur Trinkwarmwasserbereitstellung typischerweise eine Kollektorfläche von 5 m2 bis 6 m2 und einen Warmwasserspeicher mit 300 l Inhalt. Im Jahresdurchschnitt liefern sie zwischen 55 % und 65 % der Energienachfrage zur Trinkwarmwassererwärmung. Kombianlagen unterstützen zusätzlich auch die Raumheizung. Sie haben eine Kollektorfläche von typischerweise 10 m2 bis 15 m2 und einen Warmwasserspeicher mit 500 l bis 1000 l Inhalt. In Einfamilienhäusern in Niedrigenergiebauweise tragen sie 20 % bis 30 % zur Gesamtwärmenachfrage für Raumheizung und Trinkwassererwärmung bei. Beide Anlagentypen machen jeweils etwa die Hälfte des Markts aus. (3) Weniger als 10 % der Solarwärmeanlagen werden bislang in Mehrfamilienhäusern eingesetzt, obwohl mehr als die Hälfte der Bevölkerung darin lebt. Grund für die geringe Nutzung ist u. a. das MieterVermieter-Dilemma (das heißt, der Vermieter investiert und der Mieter profitiert). Durch verstärktes Engagement der Industrie und des Bundesumweltministeriums verzeichnet dieser Marktbereich trotzdem ein kontinuierliches Wachstum. (4) Künftig wird die Bedeutung von solaren Nahwärmesystemen zur Versorgung von Stadtteilen zunehmen, auch in Kombination mit KWK-Nutzung. Der solare Energiebeitrag kann stark schwanken; je nach Anlage kann er gering sein und bei Einsatz beispielsweise von saisonalen Wärmespeichern auf über 50 % erhöht werden. Deutschland ist mit über zehn Anlagen mit saisonalem Wärmespeicher von bis zu 12.000 m3 Wasserinhalt international technologisch führend. Im Winterhalbjahr wird die im Sommer gespeicherte Solarwärme zur Beheizung der angeschlossenen Gebäude verwendet. (5) Wachsendes Interesse gibt es auch für Einzelgebäude, die zu mehr als 50 % solar beheizt werden („Solaraktivhaus“). Die gut gedämmten Einfamilienhäuser weisen typischerweise 30 m2 bis 60 m2 Kol-

lektorfläche und einen Wasserspeicher von 6 m3 bis 10 m3 auf. In diesen Häusern werden 60 % bis 70 % der gesamten Wärmenachfrage mit Solarenergie gedeckt. (6) Solarwärmeanlagen zur Prozesswärmeerzeugung für Gewerbe und Industrie sowie zum Antrieb von Kühlmaschinen befinden sich noch im Pilot- und Demonstrationsstadium. Standardisierte Branchenlösungen z. B. für Wäschereien und Brauereien sind in der Entwicklung. (7) Die Technologie zur solarthermischen Wärmegewinnung wurde im vergangenen Jahrzehnt deutlich weiterentwickelt und ist heute ein fester Bestandteil moderner Heiztechnologie. Die Effizienz der Kollektoren ist durch selektive Beschichtungsverfahren und verbesserte Wärmedämmung bereits sehr hoch. Dabei dominieren Flachkollektoren den Markt. Vakuumröhrenkollektoren mit erhöhter Effizienz haben in Deutschland einen Marktanteil von etwa 12 %. (8) Die Deutsche Solarthermie-Technologieplattform (DSTTP) hat 2010 eine SolarthermieForschungsstrategie veröffentlicht und darin das große technologische Entwicklungspotenzial und die Notwendigkeit verstärkter F&E-Aktivitäten beschrieben. Nachdem die Solarthermieforschung lange Jahre vernachlässigt wurde, steigen derzeit das Forschungsbudget und die F&E-Projekte kontinuierlich an.

Solarthermiefassade (Bild: Fraunhofer ISE/Schüco)

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Solarthermie zur Wärmeerzeugung

Tendenzen (1) Die Zielsetzung der Bundesregierung, den Anteil erneuerbarer Energien im Wärmebereich bis 2020 auf 14 % zu verdoppeln, hat dazu geführt, dass die Solarwärmetechnik heute als wichtiger Baustein einer künftigen nachhaltigen Wärme-/Kälteversorgung identifiziert ist. (2) Vier Strategien sind notwendig, um die Solarthermie deutlich weiter zu entwickeln: • die Rate der Solaranlageninstallation muss deutlich erhöht werden, • der Solaranteil an der Wärmeversorgung der Gebäude muss erhöht werden (das heißt, die Kollektorfläche pro Gebäude muss vergrößert werden), • die Marktsegmente mit ausgereifter Solartechnik müssen systematisch entwickelt werden (z. B. Mehrfamilienhäuser, Hotels, Wohnheime, Nahwärmeversorgungen), • die Solarthermie-Technologie muss für neue Anwendungen weiterentwickelt werden (z. B. Prozesswärme, solare Kühlung). (3) Mit dem Ziel der Technologieentwicklung und -optimierung wurden mehr als 1000 „Solaraktivhäuser“ mit einem Solaranteil an der Wärmeversorgung von über 50 % gebaut, bislang vor allem als Neubau im Bereich Ein-/Zweifamilienhäuser. Erste Projekte gibt es auch im Bereich Mehrfamilienhäuser und im Bestand. Verstärkte Forschungsaktivitäten sind z. B. noch im Bereich Wärmespeicher erforderlich, um deren Volumen bei gleicher Speicherkapazität zu reduzieren.

Solarthermische Anlage (Bild: BSW-Solar/Solvis)

(4) Ein wichtiges F&E-Ziel ist die Kostensenkung von Solarwärmeanlagen durch Effizienzsteigerungen, Reduzierung des Materialeinsatzes, Einsatz

günstigerer Materialien, Massenfertigung, Vereinfachung der Systemtechnik und Steigerung der Montagefreundlichkeit. (5) Entwicklungsbedarf besteht auch im Bereich der Funktionskontrolle der Anlagen und der Ertragsüberwachung, um die Betriebssicherheit und die Effizienz der Anlage weiter zu erhöhen. (6) Die Bedeutung der Solarthermie zur Verbesserung des Systemnutzungsgrads bei Kombination mit Heizungskesseln wird zunehmend erkannt. Solarthermische Anlagen tragen überproportional zur Brennstoffeinsparung bei, weil sie den Betrieb von Feuerungen im besonders emissionskritischen und ineffizienten Teillastbetrieb vermindern, wie es beispielsweise bei einigen Stückholzfeuerungen der Fall sein kann. Bei der hydraulischen Systemintegration mit intelligentem Speicherwärmemanagement werden zunehmend nutzungsgradoptimierte Lösungen erzielt. (7) Die „solare Modernisierung“ des Altbaubestands mit Solarfassadenelementen, die vor die vorhandene Fassade gesetzt werden und Wärmedämmung, Belichtung und Energieerzeugung (Warmwasser, Warmluft, Strom) kombinieren, ist in der Entwicklung und weist ein großes Marktpotenzial auf. (8) Fotovoltaisch-thermische (PVT-)Hybridkollektoren, die gleichzeitig Wärme und Strom produzieren, nutzen die Solarstrahlung am effizientesten aus und sind bei knapp werdenden Dachflächen eine wichtige Technologieoption, die derzeit in der Entwicklung ist. (9) Solare Luftkollektorsysteme nutzen Luft statt Flüssigkeit als Wärmeträgermedium. Sie werden bislang nur in einem geringen Umfang genutzt (z. B. in Ferienhäusern). Luftkollektorsysteme können dort Vorteile aufweisen, wo die solar erwärmte Luft direkt genutzt werden kann; beispielsweise ist mit solchen Systemen ein Einsatz zur Beheizung von Industriehallen als auch zur Trocknung von landwirtschaftlichen Gütern möglich. (10) Die solar unterstützte Kühlung, bei der Absorptions- und Adsorptionskühlmaschinen mit Solarwärme ab ca. 70 °C angetrieben werden, wird weiter entwickelt. Mehr als 400 Pilotprojekte in Europa belegen die Funktionsfähigkeit dieser Technologie. Ziel laufender F&E-Arbeiten ist es u. a., Anlagen auch für kleinere Leistungen bereit zu stellen, sie kompakter zu gestalten, die Technik zu standardisieren und insgesamt die Kosten deutlich zu senken. Erste deutsche Unternehmen haben solare Kühlmaschinen entwickelt und sind in der Phase der Markteinführung. Um die aufgrund zunehmender

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Solarthermie zur Wärmeerzeugung

Komfortbedürfnisse steigenden Marktpotenziale zu erschließen, müssen die F&E-Anstrengungen weiter ausgebaut werden.

Schlussfolgerungen (1) Solarwärmeanlagen zur Trinkwarmwasserbereitstellung sind ausgereift und gehören zum Standard der modernen Heiztechnik. Dass bei der Erneuerung alter Heizkessel nur bei jedem fünften Objekt eine Solarwärmeanlage eingesetzt wird, liegt vornehmlich an den noch hohen Investitionen. Zusätzlich zur solaren Trinkwarmwasserbereitstellung muss allerdings das ungleich größere Potenzial der solaren Raumheizung noch weiter erschlossen werden, um die erforderlichen Beiträge für eine nachhaltige Energieversorgung bereitzustellen. Um den Anteil der Solarwärmeanlagen an der Raumheizung von heute typischerweise 25% auf deutlich über 50% zu steigern, wurde das Konzept der „Solaraktivhäuser“ entwickelt. (2) In sehr dicht besiedelten Gebieten mit einer hohen Nachfragedichte kann ein Aufbau von Nahwärmenetzen sinnvoll sein, um einen hohen Solaranteil in der Wärmeversorgung zu ermöglichen. Dazu müssen u. a. folgende Herausforderungen gemeistert werden: (a) Schaffung einer organisatorischen Infrastruktur (das heißt Betreiber von derartigen Nahwärmenetzen); (b) Verbesserung der Akzeptanz der Nahwärmetechnik (das heißt Beteiligung der Bürger an den Betreibergesellschaften); (c) Unterstützung beim Aufbau der Netzinfrastruktur (das heißt Installation von Nahwärmenetzen, z. B. analog zu Dänemark; hier wäre eine breit angelegte Förderung zum Aufbau von Nahwärmenetzen eine wichtige Voraussetzung); (d) Verstärkung der F&E-Aktivitäten für wesentliche Systemkomponenten (z. B. innovative Nahwärmekonzepte, an höhere Temperaturniveaus angepasste Wärmepumpen, kostengünstigen Großkollektormodule (~ 20 m2) für Dachintegration, Flachdach- und freie Aufstellung, solaren Langzeitspeicher); (e) Realisierung von Pilotvorhaben im Gebäudebestand mit intensiver wissenschaftlicher Begleitung und anschließend Monitoring. (3) Aus technischer Sicht müssen die Anlagen kompakter gestaltet, die Integration der Kollektoren in die Gebäudehülle weiter optimiert und die Kombination mit der konventionellen Heiztechnik vorangetrieben werden. Wichtig ist insbesondere die zusätzliche Kostensenkung durch Materialreduzierung,

verstärkte Systemintegration, vereinfachte Montage und optimierte Massenproduktion. (4) Großanlagen für die Nutzung u. a. in Mehrfamilienhäusern, Hotels, Altenheimen und Krankenhäusern werden aus ökonomischen Gründen bislang kaum eingesetzt. Dementsprechend gibt es hier noch große Optimierungsmöglichkeiten. Auch die Erzeugung von Prozesswärme, beispielsweise zur Dampferzeugung oder auch zur Kühlung, ist ein wichtiger Anwendungsbereich, der erst in den Anfängen steckt. Kompakte Kühlgeräte, die mit Solarwärmekollektoren angetrieben werden, haben ebenfalls ein großes Potenzial. Zur Erschließung dieser Potenziale sind die notwendigen Voraussetzungen zu schaffen.

Produktion Flachkollektoren (Bild: BSW-Solar/Solvis)

(5) Die F&E-Tätigkeiten im Bereich der Solarthermie haben jüngst zugenommen (u. a. aufgrund steigender öffentlicher Forschungsförderung); sie befinden sich jedoch immer noch auf einem vergleichsweise niedrigen Niveau und müssen weiter gesteigert werden, um die politischen Zielsetzungen zu erreichen und die durchaus erheblichen Potenziale der Solarwärmetechnologie in Deutschland und weltweit weitergehend zu erschließen. (6) Die deutsche Solarthermie-Technologieplattform (DSTTP) geht davon aus, dass langfristig bis zu 50 % der Wärmenachfrage bis 250 °C durch Solarwärme bereitgestellt werden kann. Dies erfordert eine deutliche Intensivierung der Markteinführungsanstrengungen.

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Solarthermie zur Stromerzeugung

3.5 Solarthermie zur Stromerzeugung Stand (1) Solarthermische Kraftwerke sind großtechnische Stromerzeugungssysteme, bei denen die solare Direktstrahlung durch Spiegelsysteme gebündelt wird; sie sind deswegen für einen Einsatz in Gebieten mit einem hohen Direktstrahlungsanteil prädestiniert (z. B. Wüstengebiete). Heutige Anlagen haben elektrische Leistungen von bis zu 80 MW und mehr. Anlagen mit mehr als 250 MW elektrischer Leistung sind in der Planung. (2) In solarthermischen Kraftwerken wird ein komprimiertes Arbeitsmedium direkt oder indirekt auf hohe Temperaturen erhitzt und anschließend in einer Turbine entspannt, die dann einen Generator antreibt und dadurch elektrisch Energie bereitstellt. Deshalb sind solarthermische Anlagen im Grunde konventionelle thermische Kraftwerke, bei denen die Wärmezufuhr – im Unterschied zu mit fossilen Energieträgern gefeuerten Anlagen – solar erfolgt. Dies führt dazu, dass vielfach auf Erfahrungen und Grundlagen des konventionellen Kraftwerksbaus zurückgegriffen werden kann und die dort erzielten Fortschritte zumindest teilweise übertragbar sind. (3) Solarthermische Kraftwerke können durch den Einsatz thermischer Speicher ihre Stromproduktion an die aktuelle Nachfrage anpassen; somit ist eine flexible Einsatzplanung möglich. Die Kombination mit einem prozessinternen Back-up-System auf der Basis fossiler Energieträger kann die Planungssicherheit weiter erhöhen und damit konventionelle Kraftwerksleistung vollständig ersetzen.

nur der direkte Anteil der solaren Strahlung genutzt werden, da nur er mithilfe von Spiegeln konzentriert werden kann. Folglich lassen sich solarthermische Kraftwerke wirtschaftlich sinnvoll nur im Sonnengürtel der Erde betreiben, in dem die Direktstrahlung hinreichend hoch ist.

Fresnelanlage (Bild: DLR)

(5) Obwohl diese Technologie damit sinnvollerweise nicht in Deutschland eingesetzt werden kann, liegt ein hoher Anteil der mit dem Bau derartiger Anlagen verbundenen Wertschöpfung in Deutschland. Beispielsweise werden Kernkomponenten (u. a. Absorberrohr, Parabolspiegel) hier gefertigt; einige deutsche Firmen sind Weltmarktführer. Bei dem konventionellen Kraftwerksteil haben führende Anbieter ebenfalls ihren Sitz in Deutschland und entwickeln hier ihre konventionellen Komponenten für den Einsatz in solarthermischen Kraftwerken weiter. Diese sind durch Zukäufe von Unternehmen z. T. in der Lage, Solarkraftwerke als Generalunternehmer anbieten zu können. In den letzten Jahren haben sich zudem deutsche Unternehmen als Projektentwickler und Ingenieurdienstleister für solarthermische Kraftwerke etabliert. Darüber hinaus engagieren sich deutsche Energieversorger, Großbanken und Versicherer bei der Finanzierung dieser Kraftwerke. (6) Zwischen 1984 und 1991 wurden in Kalifornien/USA neun solarthermische Kraftwerke mit einer elektrischen Gesamtleistung von 354 MW installiert. Sie werden seit dieser Zeit ohne größere VorParabolrinne (Bild: DLR) kommnisse technisch erfolgreich betrieben. (7) Aufgrund positiver politischer Rahmenbeding(4) Damit hohe Temperaturen von 400 °C bis ungen in Spanien und den USA wurden seit 2007 1000 °C in den Solarabsorbern erreicht werden könsolarthermische Kraftwerke mit einer elektrischen nen, sind Konzentratoren erforderlich, die kontinuLeistung von etwa 1200 MW neu in Betrieb genomierlich der Sonne nachgeführt werden. Damit kann Energien in Deutschland 2010 Statusreport Regenerative Energien in Deutschland 2012

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Solarthermie zur Stromerzeugung

men; weitere 2000 MW sind im Bau. Mehr als 50 % dieser Anlagen sind mit großen thermischen Energiespeichern ausgestattet (das heißt mehr als sieben Volllaststunden pro Tag zusätzlich). Auch in Abu Dhabi, Algerien, Ägypten, Marokko und Italien wurden erste derartige Kraftwerke errichtet. In Israel, Mexiko, Indien, China, Australien und Saudi-Arabien gibt es entsprechende Planungen, die z. T. durch Entwicklungsanstrengungen in Deutschland, Spanien, Italien, Israel, Australien und den USA begleitet werden. (8) Aktuell werden einachsig nachgeführte Parabolrinnen- oder Fresnelkollektoren, die bei Betriebstemperaturen von ca. 400 °C eingesetzt werden, und zweiachsig nachgeführte Heliostatenfelder, welche die Solarstrahlung auf einen zentralen Turmreceiver konzentrieren und dort Temperaturen von ca. 1000 °C realisieren, weiter entwickelt. Erste kommerzielle Turmkraftwerke erzielen Prozessdampftemperaturen von 550 °C und werden mit großen Speichern z. T. rund um die Uhr betrieben. Auch gibt es erste Demonstrationsprojekte kommerzieller DishStirling-Einheiten mit Betriebstemperaturen von etwa 800 °C. Die Technologie mit der meisten Erfahrung stellt derzeit die Parabolrinne dar.

(3) Solarthermische Kraftwerke sind gegenüber konventionellen Kraftwerken bisher nur in Nischenmärkten bzw. infolge einer entsprechenden Setzung des energiewirtschaftlichen Rahmens für einen potenziellen Investor wirtschaftlich darstellbar. Ziel aller Entwicklungsanstrengungen ist daher die weitere Kostensenkung. Dies wird durch den Einsatz größerer Anlagen, effizienterer Kraftwerksprozesse, günstigere und/oder effizientere Komponenten und die Skaleneffekte der Serienfertigung angestrebt. Greifen alle derzeit angestoßenen Maßnahmen, dann sind an guten Standorten mittelfristig Stromgestehungskosten von unter 0,10 €/kWh zu erwarten.

Tendenzen (1) Solarthermische Kraftwerke haben in den letzten sechs Jahren vor allem in Spanien einen rasanten Aufschwung erfahren. Dieser wurde hervorgerufen durch die Einführung eines Energieeinspeisegesetzes nach deutschem Vorbild, wonach Strom aus solarthermischen Kraftwerken mit ca. 0,28 €/kWh vergütet wird. Insgesamt befinden sich in Spanien Kraftwerke mit einer geschätzten Gesamtleistung von rund 2400 MW im Bau und sind für den Einspeisetarif vorregistriert. Laut dem nationalen Entwicklungsplan ist bis 2020 ein weiterer Ausbau von 5 GW festgeschrieben. Aufgrund der Auswirkungen der Finanzkrise in Spanien wurde dieser Ausbau ausgesetzt, um die weitere Finanzierung zu sichern. Für den Fall einer Fortsetzung der Förderung sind aber erheblich geringere Vergütungen zu erwarten. (2) Der Ausbau von solarthermischen Kraftwerken in den USA hat bisher nicht in dem erwarteten Umfang stattgefunden, da zahlreiche Großprojekte an der Finanzierung gescheitert sind. Dies hat auch zu Insolvenzen deutscher Unternehmen geführt. Die deutliche Kostensenkung bei der Fotovoltaik verdrängt außerdem solarthermische Projekte an solchen Standorten, an denen Lastangebot und Nachfrage zeitlich gut übereinstimmen und kein Bedarf an Energiespeichern besteht.

Receiverfertigung (Bild: Siemens)

(4) Ein verzögertes Marktwachstum und der Eintritt neuer Unternehmen auch aus Asien haben zu einem verstärkten Wettbewerb in den Projekten geführt. Zusammen mit technologischen Verbesserungen und Lerneffekten hat dies zu erheblichen Kostensenkungen geführt. In Einzelprojekten wurden bereits heute Vergütungen von weniger als 0,15 €/kWh vereinbart. (5) Ein Schlüssel für die Effizienzsteigerung ist die Erhöhung der oberen Prozesstemperaturen, die aktuell in den vorhandenen Parabolrinnenkraftwerken durch den Einsatz eines synthetischen Wärmeträgeröls auf unter 400 °C begrenzt ist. Alternative Wärmeübertragungsmedien wie Wasser/Dampf oder eine Salzschmelze müssen aber für die solaren Anwendungen erst noch qualifiziert werden, um diese Temperaturschranke durchbrechen zu können. Forschungsbedarf liegt u. a. noch auf der Werkstoffseite. (6) Viele Hersteller setzen verstärkt auf die Entwicklung der Turmtechnologie, da sie mittelfristig ein starkes Kostensenkungspotenzial bei insgesamt vergleichsweise hohen Wirkungsgraden erwarten lässt. Dish-Stirling-Systeme hingegen haben aufgrund der direkten Konkurrenz mit der Fotovoltaik nur noch geringe Chancen im Markt.

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Solarthermie zur Stromerzeugung

(11) Um die Industrieinteressen auf deutscher Seite besser abzustimmen, befindet sich in Ergänzung zum bereits bestehenden europäischen Industrieverband ein nationaler Interessensverband in Gründung.

Schlussfolgerungen

Dish-Stirling-Anlage (Bild: DLR)

(7) Solarthermische Kraftwerke sollten – im Unterschied zur Fotovoltaik – insbesondere die Nachfrage nach Mittel- und Spitzenlast in den Abendstunden decken können. Dazu muss der solar/fossile (hybride) Betrieb optimiert werden. Derzeit kann aber im Regelfall nur ein begrenzter Anteil der Gesamtanlage für eine Zufeuerung mit fossilen Energieträgern energetisch sinnvoll genutzt werden. Durch die Entwicklung verbesserter Gesamtkonzepte und effizienterer Kraftwerksblöcke lässt sich dieser Anteil aber grundsätzlich steigern. (8) Mittelfristig muss die Technik zur effizienten Speicherung thermischer Energie weiterentwickelt werden, um im ausschließlichen Solarbetrieb deutlich höhere Volllaststunden zu erreichen und dadurch eine nachfrageorientierte Strombereitstellung zu ermöglichen. (9) Um das Investitionsrisiko zu minimieren, müssen nachprüfbare Standards etabliert werden, welche die eindeutige Bewertung von Komponenten, Prozessen und Standorten erlauben. Erste Anstrengungen zur Komponentenqualifizierung werden aktuell in Deutschland bereits unternommen. (10) Der Einsatz solarthermischer Anlagen in der MENA-Region (Middle East and Nord Africa) bietet die Chance einer längerfristigen Kooperation mit diesen Staaten, bei der durch den Einsatz von solarthermischen Kraftwerken zur nachhaltigen Deckung der schnell wachsenden Stromnachfrage beigetragen werden kann. Zusätzlich würde der Ausbau eines weiträumigen HGÜ-Netzes langfristig die Möglichkeit eröffnen, solaren Strom aus der Wüste Nordafrikas zu nutzen, um die Angebotsschwankungen der in Europa ausgebauten Wind- und Fotovoltaikkapazitäten zumindest teilweise zu kompensieren (DESERTEC-Konzept). Erste Referenzprojekte konnten hier in den letzten Jahren erfolgreich angeschoben werden.

(1) Solarthermische Kraftwerke sind eine bewährte großtechnische Option zur Stromproduktion aus solarer Direktstrahlung. Durch den Einsatz thermischer Speicher und von Back-up-Systemen auf der Basis fossiler Energieträger tragen sie schon heute nachfrageorientiert zur Stromerzeugung bei. Trotzdem sind gezielte F&E-Anstrengungen erforderlich, damit die bereits erreichten Kostensenkungen gezielt fortgesetzt werden können und die solarthermischen Technologien mittelfristig konkurrenzfähiger gegenüber konventionellen Kraftwerken werden. Diese F&E-Maßnahmen müssen durch angepasste Marktanreizprogramme begleitet werden, um eine kontinuierliche Technologie- und Marktentwicklung zu fördern. (2) Die Integration von großen Anteilen fluktuierenden Stroms aus erneuerbaren Energien (u. a. aus Fotovoltaik und Wind) im Zusammenspiel mit regelbaren solarthermischen Kraftwerken muss länderspezifisch und unter Berücksichtigung der Netzinfrastruktur analysiert und optimiert werden mit dem Ziel, kostengünstige Gesamtversorgungslösungen zu entwickeln. (3) Das deutsche Engagement bei der Entwicklung solarthermischer Kraftwerke wird motiviert durch den hohen Wertschöpfungsanteil deutscher Unternehmen bei dieser Technologie. Um diese Position zu halten, müssen die beteiligten Unternehmen ihre Entwicklungsanstrengungen fortführen und z. T. intensivieren sowie bündeln (z. B. in dem geplanten nationalen Verband). Weitere potenzielle Komponentenlieferanten, Anlagenbauer und Projektentwickler gilt es für diese Zukunftstechnologie zu sensibilisieren. (4) Die Verbreitung der Technik in den Ländern der MENA-Region mit dem Ziel, den solar erzeugten Strom mittels HGÜ-Leitungen auch nach Zentralund Nordeuropa zu transportieren, stellt eine vielversprechende Zukunftsoption dar, die langfristig strategisch entwickelt werden muss. Dabei stehen dieser Option eher politische und administrative und weniger technische Herausforderungen entgegen. (5) Die Aktivitäten asiatischer Hersteller und Märkte sind genau zu analysieren, um frühzeitig effektive und nachhaltige Kooperationsansätze zu entwickeln, damit die negativen Erfahrungen in anderen Technologiebranchen vermieden werden können.

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Umweltwärme

3.6 Umweltwärme Stand (1) Unter der Umweltwärme wird die Wärme aus den bodennahen Atmosphärenschichten, aus Gewässern und den oberflächennahen Erdschichten (das heißt oberflächennahe Erdwärme) verstanden. Damit handelt es sich hier im Wesentlichen um eine indirekte Nutzung der Sonnenenergie. (2) Diese Option wird heute schon vielfach mit Systemen genutzt, die im Normalfall aus einer Wärmequelle- und einer Wärmepumpenanlage bestehen. Das große technische Potenzial dieser effizienten Möglichkeit einer Wärme- und Kältebereitstellung ist in Deutschland bei weitem nicht ausgeschöpft, wird aber in den letzten Jahren verstärkt genutzt, wenn auch auf einem relativ geringen Niveau. (3) In Deutschland sind derzeit knapp 500.000 derartiger Systeme (nur Heizwasser) mit einer elektrischen Anschlussleistung der Wärmepumpen von rund 6,1 GW installiert. Zusammengenommen stellen diese Systeme etwa 11,9 TWh Nutzwärme bereit; davon stammen rund 8,9 TWh Wärme aus der oberflächennahen Erdwärme bzw. der Umgebungsluft. So wurden allein in 2010 und 2011 rund 108.000 neue Einheiten installiert. (4) Heute werden etwa 24 % der Neubauten mit Wärmepumpenheizsystemen ausgestattet. Als Wärmequelle werden bei 40 % Erdreich, bei 3 % Grundwasser (das heißt 43 % oberflächennahe Geothermie) und bei 57 % Umgebungsluft genutzt. 55 % des deutschen Markts teilen sich die fünf führenden Hersteller. (5) Vor allem für den Bereich des Niedrig- und Passivhausbaus – und hier insbesondere bei der Klimatisierung und Belüftung (das heißt Heizung im Winter und Kühlung im Sommer) – ist diese Technologie technisch und wirtschaftlich bestens geeignet und kann als ausgereift angesehen werden. (6) Der Einsatz im industriellen und gewerblichen Wärmemarkt ist aufgrund des niedrigen Temperaturniveaus auf bestimmte Anwendungen begrenzt. Aber auch hier wachsen die Märkte – insbesondere im Bereich der Klimatisierung, deren Bedeutung in den letzten Jahren tendenziell zugenommen hat. (7) Die Technologie hat sich inzwischen insbesondere als Heizsystem für die Bereitstellung von Gebäudewärme und auch in Kombination mit Lüftungsanlagen etabliert. (8) Die jüngsten Ergebnisse der Feldtests „Wärmepumpeneffizienz“ und „Wärmepumpen im Gebäudebestand“ belegen, dass bei Neubauten mit einer

Sole/Wasser-Wärmepumpe eine durchschnittliche Jahresarbeitszahl (Verhältnis der über das Jahr abgegebenen Heizenergie zur aufgenommenen elektrischen Energie) von 3,9 und bei bestehenden Gebäuden von 3,3 erreicht werden. (9) Die Luft/Wasser-Wärmepumpe wird zunehmend dort eingesetzt, wo oberflächennahe Erdwärme oder Grundwasser nicht erschlossen werden können. Auch kann sie im vorhandenen Gebäudebestand meist flexibler eingesetzt werden. Die Effizienz der Luft/Wasser-Wärmepumpe wird durch optimierte Ventilatoren und Wärmeübertrager, drehzahlgeregelte Kompressoren und die Ausführung als SplitGeräte weiter gesteigert.

Tendenzen (1) Ein Schwerpunkt der bisherigen und auch zukünftigen Technologieentwicklung ist die Steigerung der Jahresarbeitszahl. Abhängig von der eingesetzten Wärmequelle haben Kompressionswärmepumpen derzeit Jahresarbeitszahlen von 3 (Umgebungsluft) bis über 4 (Erdwärmesonden/Wasser). Zur Steigerung der Effizienz werden auch Kompressoren mit geregelter (zweistufig/stufenlos) Drehzahl, Economiser sowie Kondensatkühlung eingesetzt bzw. entwickelt.

Wärmepumpeanlage (Bild: Stiebel Eltron)

(2) Eine wesentliche F&E-Aufgabe liegt in der Einbindung „neuer“ Speichermöglichkeiten in Versorgungssysteme (z. B. saisonale Wärmespeicherung im Untergrund). Der Betrieb des Wärme- und Kältespeichers am Reichstag in Berlin und ähnlicher Großanlagen wie Neckarsulm, Attenkirchen. Crailsheim und München liefern hierzu wichtige Erfahrungen.

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Umweltwärme

(3) Mangelhafte und ungenügende Qualität (das heißt handwerkliche Fehler) bei der Planung und Errichtung erdgekoppelter Wärmequellenanlagen (z. B. in Staufen) haben die Technologie unnötig und ungerechtfertigt in Misskredit gebracht. Die Branche ist deshalb derzeit dabei, die notwendigen Qualitätsstandards weiter zu entwickeln und insbesondere dafür zu sorgen, dass diese in der Praxis auch sicher umgesetzt werden und der Kunde sich auf eine sachgerechte Installation verlassen kann. Ein wesentliches Element dabei ist eine verbesserte Ausbildung der jeweiligen Monteure sowie eine adäquate Vermittlung der vorhandenen Erfahrungen.

Erdwärmesonden vor dem Einbau (Bild: tewag)

(4) Von großer Bedeutung beim erfolgreichen Einsatz von Wärmepumpensystemen ist die Abstimmung des gesamten Heiz-/Kühlsystems und der Wärme-/Kältenachfrage des Gebäudes mit der Charakteristik der Wärme-/Kältebereitstellung durch eine Wärmepumpe; beim Einsatz von Wärmepumpen kann nur mit einem Niedertemperaturheizsystem eine hohe Effizienz (das heißt eine hohe Arbeitszahl) erreicht werden. (5) In Europa wird die Anwendung der Wärmepumpe als wichtiger Bestandteil zur Erreichung der Energieeinspar- und Klimagasreduktionsziele angesehen. Wärmepumpen sind daher in der EU-Richtlinie zu erneuerbaren Energien (28/2009/EG) ausdrücklich berücksichtigt. Stark diskutiert wird, wo beim heutigen technischen Entwicklungsstand mit dem Einsatz von Wärmepumpen im Bereich der Gebäudeklimatisierung bei den Klimagasemissionen der „Break Even“ im Vergleich zum Öl- oder Gaseinsatz liegt und wo er in den kommenden Jahren liegen könnte.

(6) Schwerpunkte der Entwicklung bei den Kompressionswärmepumpen waren und sind die eingesetzten Kältemittel. Sie sollen durch ein möglichst geringes GWP (Global Warming Potenzial) gekennzeichnet sein und trotzdem die technischen Anforderungen der Wärmepumpe vollumfänglich erfüllen. Zur Diskussion stehen natürliche Kältemittel wie Propan, Propylen, Ammoniak und Kohlenstoffdioxid (CO2). Die ersten Wärmepumpen mit CO2 als Kältemittel sind bereits in Betrieb und erweitern ihren Einsatzbereich auf Temperaturen bis 95 °C. (7) Ein hohes Marktpotenzial liegt im Bereich der Heizungsmodernisierung (ca. 3 Mio. alte Wärmeerzeuger stehen in Deutschland in den nächsten Jahren zum Austausch an). Sollen dabei im Altbaubestand Wärmepumpensysteme zur Heizung/Klimatisierung eingesetzt werden, sind aufgrund der anzustrebenden möglichst geringen Vorlauftemperatur von Wärmepumpenanlagen (zwischen 35 °C und 55 °C) die Größe der Heizflächen oder/und auch die Heizwärmenachfrage des Gebäudes (z. B. durch Wärmedämmung an der Gebäudehülle) anzupassen. (8) Um eine hohe energetische Effizienz, die letztlich gleichbedeutend ist mit einem hohen Grad an Ressourcenschonung, zu erreichen, sind Jahresarbeitszahlen von mindestens über 3 anzustreben. Mit der Entwicklung von speziellen Kompressoren und zwei-/dreistufigen Wärmepumpen sowie dem Einsatz von Wärmepumpen mit Dampfeinspritzung sind aber auch Vorlauftemperaturen von 65 °C und mehr bei hohen Arbeitszahlen erreichbar. (9) Die Entwicklung der Ad- und Absorptionswärmepumpen – z. B. in Verbindung mit Solarkollektoren – hat jüngst deutliche Fortschritte gemacht. Marktreife Produkte sind verfügbar. Allerdings ist die Wirtschaftlichkeit für einen potenziellen Betreiber bisher nur unter sehr günstigen Bedingungen gegeben.

Bohrung (Bild: tewag)

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Umweltwärme

(10) Die Nutzung der Sonnenenergie in Verbindung mit Wärmepumpen führt zu einer weiteren Steigerung der Effizienz von Wärmepumpen in einem Bereich von bis zu 15 %. Bei diesen Hybridwärmepumpen wird die Wärmeträgerflüssigkeit über einen Wärmeübertrager direkt mit dem Kältemittelkreislauf der Wärmepumpe in Verbindung gebracht, sodass auch geringe Temperaturen von 20 °C aus den Kollektoren von der Wärmepumpe sehr effektiv verwendet werden können. (11) Mittlerweile werden auch die Entwicklung und die Verbreitung der gasgetriebenen Wärmepumpe vorangetrieben. Ihr Einsatz bietet sich insbesondere beim Austausch alter Gasheizungen auch gerade für Mehrfamilienhäuser an, da damit – im Vergleich zu der Brennwerttechnik – nochmals ein deutlicher Effizienzgewinn erschließbar ist. Unter Klimaschutzaspekten erscheint hier insbesondere der Einsatz von Biomethan, das der EU-RED Rechnung trägt, vielversprechend. (12) Ein besonderes und bisher kaum erschlossenes Einsatzgebiet von Wärmepumpen ist die Nutzung von Abwasserwärme in Gebäuden und öffentlichen Kanälen. In der Industrie und im Gewerbe wird diese Wärmequelle z. T. bereits genutzt. (13) Für die Nutzung der oberflächennahen Geothermie sind in den letzten Jahren Normen und Richtlinien erarbeitet worden (VDI 4640, VDI 4650 usw.). Diese positive Entwicklung muss fortgeführt werden – auch im Hinblick auf eine weitere Effizienzsteigerung derartiger Systeme. (14) Mittlerweile sind über 3 Mio. Bohrmeter zur Nutzung oberflächennaher Geothermie installiert. Vereinzelt kam es dabei zu Havarien (Staufen, Wiesbaden, Kamen usw.), die in der Öffentlichkeit Verunsicherung erzeugen. Zudem weisen Geologische Dienste auf mögliche Auswirkungen hin, die aufgrund fehlender Begleituntersuchungen (z. B. Messstellen) bisher nicht erkannt wurden. Deshalb bieten einzelne Behörden (Geologische Dienste, Bergämter) Informationen zur Einschätzung von geologischen Risiken an. Solche Informationssysteme schaffen bei Planern, ausführenden Unternehmen und Nutzern Sicherheit und Akzeptanz. Allerdings sind die zuständigen Behörden in den letzten Jahren zunehmend restriktiv in ihren Genehmigungen, weil sie potenzielle Risiken nicht oder schwer einschätzen können; auch hier mangelt oft an Spezialisten mit den benötigten Fachkenntnissen. (15) Zukünftig müssen die Stromnetze immer intelligenter werden (Smart Grid). Neue Langzeitwärmespeicher ermöglichen es, dass die Wärmepumpe bei einem Überangebot an Strom Wärme speichern kann, um diese dann abgeben zu können, wenn eine

entsprechende Wärmenachfrage gegeben ist. Die hierzu notwendigen Latentwärmespeicher sind marktreif.

Schlussfolgerungen (1) Zum verstärkten Bau von Klimatisierungssystemen auf der Basis von Wärmequellenanlagen und Wärmepumpen müssen „Häuslebauern“ die notwendigen ortsspezifischen Informationen über den Untergrund verfügbar gemacht werden. Diesbezügliche Aktivitäten, wie sie z. B. in Nordrhein-Westfalen, in Baden-Württemberg und in Bayern bereits realisiert wurden, sollten bundesweit verwirklicht werden, um die Akzeptanz zu verbessern und damit die Grundlage für eine weitergehende Nutzung schaffen.

Luft-Wasser-Wärmepumpe (Bild: Vaillant)

(2) Wesentlich für die weitere Entwicklung der Nutzung der oberflächennahen Erdwärme ist die Sicherstellung der notwendigen Qualitätsstandards insbesondere bei der bohrtechnischen Erschließung. Die dafür notwendigen Instrumente sind vorrangig zu entwickeln und zu implementieren, damit sich die in Staufen gemachten Erfahrungen nicht wiederholen. Parallel dazu müssen die damit betrauten Handwerker in den ausführenden Unternehmen besser ausgebildet werden; gleiches gilt sinngemäß auch für die Mitarbeiter in den jeweiligen Genehmigungsbehörden. (3) F&E-Anstrengungen zur weiteren Steigerung der Arbeitszahlen sollten insbesondere im Hinblick auf das große Potenzial dieser Heizungstechnologie bei der Altbausanierung verstärkt werden. Dies gilt sinngemäß auch für die Weiterentwicklung der elektrisch und insbesondere der Gaswärmepumpentechnologie einschließlich der entsprechenden Wärmespeicher. Dies gilt ebenso für Systeme zur Klima-

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Umweltwärme

tisierung, da zu erwarten ist, dass diese in den kommenden Jahren zunehmend an Marktbedeutung gewinnen werden. (4) Weiter optimiert werden muss auch die Systemtechnik – und damit das optimierte Zusammenspiel der einzelnen Systemkomponenten einer derartigen Anlage zur Deckung der lokal gegebenen Nachfrage insbesondere unter dem Aspekt der Effizienzmaximierung. (5) Im Untergrund gespeicherte Wärme und Kälte kann in lokale Energieversorgungssysteme integriert werden. Derartige Techniken und Verfahren sollten in der Anwendung besser erprobt und zur Marktreife weiterentwickelt werden. Angesichts der spezifischen Be- und Entladecharakteristik derartiger Speicher muss sowohl die Speichereffizienz als auch die Einbindung in spezielle Versorgungsaufgaben optimiert werden. Besonders wichtig in diesem Zusammenhang sind weitere wissenschaftlich begleitete Pilot- und Demonstrationsvorhaben, die beispielsweise in ein spezielles Marktanreizprogramm für Untergrundspeicher für Wärme und Kälte eingebunden sein könnten.

(6) Zusätzlich müssen die Umweltauswirkung eines Wärmeentzugs aus dem Untergrund bzw. einer Wärme- und Kältespeicherung auf die Biologie und Chemie im Untergrund weitergehend untersucht werden. Das vorhandene Wissen ist bisher noch gering; dies ist mit ein Grund für die z. T. sehr restriktive Genehmigungspraxis der zuständigen Behörden.

Luft-Wasser-Wärmepumpe (Bild: Alpha Innotec)

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Tiefe Geothermie

3.7 Tiefe Geothermie Stand (1) Die Nutzung der Erdwärme aus größeren Tiefen insbesondere zur gekoppelten Strom- und Wärmeerzeugung hat in den letzten Jahren in Deutschland ein deutliches Wachstum erfahren. Den Rahmen für diese Entwicklung bildet das EEG auf der Marktseite und steigende F&E-Ausgaben auf der Forschungsseite. (2) Die Nutzung der tiefen Geothermie wird heute als ernst zu nehmende Option mit einem erheblichen energiewirtschaftlich relevanten Potenzial für eine nachhaltige Energieversorgung – mit globaler Perspektive –wahrgenommen. Sie kann sowohl Grundlast- und gegebenenfalls auch nachfrageorientiert (Spitzenlast-)Strom als auch Nutzwärme – sowohl in gekoppelter Erzeugung als auch jeweils getrennt – mit durchaus beachtlichen Leistungen bei sehr geringen Klimagasemissionen und anderen energiebedingten Umweltauswirkungen bereitstellen. (3) Laufende F&E-Anstrengungen konzentrieren sich auf die Entwicklung von Anlagen und Konzepten zur Bereitstellung von elektrischer Energie aus Erdwärme – und das aus Effizienzgesichtspunkten primär in Kraft-Wärme-Kopplung (KWK). Der erfolgreiche Betrieb der geothermischen Anlagen in Landau in der Pfalz und in Unterhaching bei München stellt hier einen bedeutenden Meilenstein dar und demonstriert, dass Stromerzeugung auch unter hiesigen geologischen Bedingungen technisch realisierbar ist. (4) Anstehende Fragestellungen im Bereich der geothermischen Stromerzeugung sind die Erschließung der noch vorhandenen Optimierungs- und Kostenreduktionspotenziale sowie die Lösung der noch offenen Umweltauswirkungen (u. a. seismische Aktivitäten), um geothermischen Strom bzw. Strom und Wärme zukünftig deutlich kostengünstiger bereitzustellen. Hinzu kommen Fragen im Zusammenhang mit einer Systemoptimierung. (5) Nach Branchenschätzungen gibt es in Deutschland mittelfristig Ansätze für deutlich mehr als 50 Geothermieanlagen zur Strom- bzw. zur gekoppelten Strom- und Wärmeerzeugung vorrangig im Oberrheingraben, im Süddeutschen Molassebecken und (eingeschränkter) im Norddeutschen Becken. Im Wesentlichen wird dabei das Konzept verfolgt, sogenannte Enhanced Geothermal Systems zu erschließen; dies sind Lagerstätten, bei denen die relevanten Eigenschaften des Untergrunds durch eine entsprechende Stimulation verbessert werden.

(6) Saisonale Speicherung thermischer Energie in Aquiferen sowie die Integration der Speicher in Wärmeversorgungssysteme haben ein bisher kaum erschlossenes Potenzial. Die Kombination aus saisonaler Wärmespeicherung und Kraft-Wärme-Kopplung beispielsweise auf der Basis von Biomasse verbessert zudem die nachfragegerechte Strombereitstellung eines derartigen Energiesystems. Beispielsweise können durch das Einspeichern von Überschusswärme in Zeiten geringer Wärmenachfrage KWK-Anlagen ganzjährig stromgeführt betrieben werden, da die eingespeicherte Wärme später bei hoher Wärmenachfrage genutzt werden kann. Hierzu eignen sich aus technischer Sicht Aquiferwärmespeicher besonders gut aufgrund ihrer hohen Speicherkapazität und der hohen Wärmerückgewinnungsgrade im saisonalen Betrieb. Offen ist, inwieweit derartige Konzepte ökonomisch umsetzbar sind.

Fördertest Groß Schönebeck (Bild: GFZ Potsdam)

Tendenzen (1) Die Anfangsinvestitionen für Anlagen zur Nutzbarmachung geothermischer Energie aus dem

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Tiefe Geothermie

tiefen Untergrund sind vergleichsweise hoch; dies gilt vor allem für den Untertageteil und hier insbesondere für die Bohrungen. Dabei erfordert die Erschließung geothermischer Lagerstätten für die Stromerzeugung in der Regel mindestens zwei Tiefbohrungen. Auch die Risiken, und hier vor allem die Bohr- und Fündigkeitsrisiken, sind noch relativ hoch. Beides erschwert die Projektentwicklung z. T. erheblich. (2) Dringender F&E-Bedarf besteht darin, mit innovativen Technologien und Strategien die Kosten insbesondere der Tiefbohrungen deutlich zu reduzieren. Dies gilt beispielsweise für die Erhöhung der Lebensdauer von Bohrwerkzeugen, die Reduktion vom Energie- und Materialverbrauch während der Bohrung und speziell für die Geothermieanwendung zu entwickelnde Komplettierungssysteme. Hinzu kommen noch speicherschonende Aufschlussverfahren. (3) Durch eine Stimulation geothermischer Lagerstätten sollen die Förderraten im Regelfall durch eine Erweiterung von im Untergrund bereits vorhandenen Fließwegen deutlich erhöht werden. Dazu sind eine Reihe unterschiedlicher Ansätze und Verfahren in der Diskussion bzw. in der Erprobung. Das Ziel, nachfragegerecht und damit weitgehend planungssicher die nachhaltige Produktivität von beliebigen Lagerstätten auf hohem Niveau sicherzustellen, ist aber noch nicht erreicht. (4) Notwendig sind auch F&E-Arbeiten zum Thema „effiziente Energiewandlung“ (z. B. von geothermischer Wärme in Strom, Niedertemperaturwärme und in Kälte) und auch zur besseren Einbindung der Geothermie in (vorhandene) Energiesysteme mit dem Ziel der Effizienzsteigerung und Gesamtsystemoptimierung. (5) (Geo-)Wissenschaftlich sollten insbesondere die Optionen zur Produktivitätssteigerung und -sicherung sowie das Monitoring des Untergrunds weitergehend untersucht und verstanden werden, um dem Ziel einer standortunabhängigen Geothermienutzung näher zu kommen. (6) Auch muss der Bau und Betrieb geothermischer Heizkraftwerke auf Gebiete sehr unterschiedlicher Geologie bzw. geothermischer Verhältnisse ausgeweitet werden, um dadurch eine möglichst weitgehende Standardisierung durch die Entwicklung ortsunabhängiger, kostengünstiger Lösungen für die geothermische Energieversorgung anzustreben. (7) Zurzeit leidet die Branche darunter, dass es in Deutschland lokal Akzeptanzprobleme mit dieser neuen Technologie gibt. Beispielsweise sind seismische Ereignisse (das heißt Erschütterungen) in Kraft-

werksnähe aufgetreten, die auf den Aufbau und Betrieb geothermischer Anlagen zurückgeführt werden. In der Zwischenzeit gibt es aber Forschungsansätze, die helfen können, die Wahrscheinlichkeit des Auftretens solcher Ereignisse zu reduzieren. Sie können auch die mögliche Schadenshöhe begrenzen. Gleiches gilt sinngemäß auch für den gegebenenfalls möglichen geringen Anfall radioaktiver Elemente an geothermischen KWK-Anlagen, die in der Vergangenheit sehr emotional diskutiert wurden, obwohl es für diese natürlicherweise unter Umständen anfallenden radioaktiven Elemente etablierte Entsorgungswege gibt.

Fördertest Groß Schönebeck (Bild: GFZ Potsdam)

Schlussfolgerungen (1) Der Bedarf an grundlastfähiger Energie auf der Basis regenerativer Energien rechtfertigt eine weitere Förderung der tiefen Geothermie, da diese genau das sicher realisieren kann. Dies gilt umso mehr, als dass die Machbarkeit in letzter Zeit mehrfach erfolgreich demonstriert wurde. Jetzt gilt es, die Technik zu mehr Effizienz und Verlässlichkeit zu führen; dies ist durch entsprechende F&E-Programme zu flankieren. Zusätzlich sollte die EU-weite und nationale F&EFörderung besser zusammengeführt und vernetzt werden. Dabei sollten geothermische Technologien im Fokus stehen, die nicht auf geothermische Anomalien beschränkt und somit weltweit auf andere Standorte übertragbar und damit grundsätzlich exportfähig sind.

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Tiefe Geothermie

(2) Um langfristig Erfolge in der geothermischen Technologieentwicklung zu erzielen, ist eine hohe Planungssicherheit im Bereich der F&E-Förderung und bei der Markterschließung (das heißt EEG) zwingend erforderlich. Nur dann besteht die begründete Hoffnung, dass die noch bestehenden Herausforderungen gelöst und die tiefe Geothermie an energiewirtschaftlicher Bedeutung gewinnen wird. (3) Die weitere Entwicklung der tiefen Geothermie erfordert eine kosten- und risikosenkende sowie produktivitätssteigernde Lagerstättenerschließung. Hierzu sind In-situ-Experimente an verschiedenen Standorten mit unterschiedlichen geologischen Bedingungen unverzichtbar, da nur so der Nachweis einer möglichen nachhaltigen Lagerstättennutzung erbracht werden kann.

Rollenmeißel (Bild: GFZ Potsdam)

(4) Außerdem müssen erfolgreich Demonstrationsvorhaben z. B. im Zusammenhang mit einem geothermischen Forschungsbohrprogramm etabliert werden, um neue Techniken in der Anwendung zu erproben und zur Marktreife weiterentwickeln zu können – und um die Technologie potenziellen Kunden präsentieren zu können. Im Mittelpunkt stehen dabei Materialfragen und die Weiterentwicklung verfahrenstechnischer Prozesse mit dem Ziel, die Wirkungsgrade der Anlagen zu steigern. (5) Akzeptanz und Vertrauen dieser neuen Technologie wird durch Kommunikation der Vor- und Nachteile der umweltfreundlichen Energieversorgung mit Erdwärme erreicht. Parallel dazu müssen sorgfältige Risikobewertungen zu allen Schritten zum Aufbau und Betrieb von geothermischen Anlagen durchgeführt werden (z. B. zur Verletzlichkeit aufgrund nicht vermeidbarer Erzeugung von Erschütterungen, zur Herauslösung von natürlichem radioaktivem Material im Untergrund und seinem Auftreten und Wirken im Thermalwasserkreislauf). (6) Aquiferkältespeicher ermöglichen die Nutzung der niedrigen Temperaturen im Winter für die Kühlung im Sommer. Im Vergleich zur konventionellen Kältebereitstellung mithilfe von „klassischen“ Wärmepumpensystemen sind dadurch deutlich höhere COP-Werte (Coefficient of Performance; das heißt höhere Wirkungsgrade) möglich; dadurch kann der Energieaufwand für derartige Systeme deutlich reduziert werden. (7) Zunehmend wird deutsche Kompetenz geothermischer Technologie im Ausland abgefragt. Die Komplexität geothermischer Anlagen, z. B. auch in Zusammenhang mit geothermisch betriebenen Kälteanlagen und das Potenzial ingenieurtechnischer Systemlösungen, führen zur Etablierung als Exportartikel. Dieser Prozess muss im Hinblick auf einen globalen Klimaschutz forciert unterstützt werden.

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Biomasse – Wärme und Strom

3.8 Biomasse – Wärme und Strom Vorbemerkungen Ein wesentliches Merkmal der Biomasse ist neben ihrer Speicherbarkeit die Anwendungsvielfalt. Diese reicht von • der kleintechnischen Wärmebereitstellung beispielsweise für Haushaltskunden im Bereich weniger Kilowatt und • der großtechnischen Wärmeerzeugung in Heizwerken z. B. für die Versorgung ganzer Siedlungen bzw. Stadtteile über • den Einsatz in großen Stromerzeugungsanlagen mit bis zu 20 MW elektrischer Leistung (EEGGrenze) und mehr bzw. • der Nutzung in Kraft-Wärme-Kopplungssystemen zur Auskopplung von kommunaler und/oder industrieller Nah- und Fernwärme bis hin zur • Erzeugung biogener Kraftstoffe für den Land-, See- und Luftverkehr.

auch Optimierungsmöglichkeiten. Dies gilt auch vor dem Hintergrund einer möglichen Kaskadennutzung (das heißt stoffliche und dann energetische Nutzung im Verlauf des Lebenswegs der Biomasse wie Holznutzung zunächst als Vollholzmöbel, dann als Spanplatte, dann als Papier und letztlich als Energieträger) bzw. einer hocheffizienten und abfallfreien gekoppelten Nutzung der Biomasse für den Nahrungsmittelmarkt, den Markt für die stoffliche Nutzung und den Energiemarkt (das heißt Bioraffinerieansatz). Diesen Alleinstellungsmerkmalen steht zwingend eine sich bei einem überproportional zunehmenden Einsatz potenziell verschärfende Nutzungskonkurrenz gegenüber, da der flächenspezifische Biomasseertrag nicht beliebig gesteigert werden kann und damit das Biomasseaufkommen a priori begrenzt ist; dies gilt insbesondere auch aufgrund der Begrenztheit der land- und forstwirtschaftlich global und national nutzbaren Flächen. Bei einer im Vergleich zu heute deutlich weitergehenden Energiegewinnung aus Biomasse kann ein Wettbewerb um die eingesetzten land- und forstwirtschaftlichen Produkte im Vergleich zu einem Einsatz als Nahrungs- und Futtermittel einerseits und als nachwachsender Rohstoff (z. B. Bauholz, Papier, Chemierohstoff) andererseits entstehen, zumal zu erwarten ist, dass auch diese Märkte infolge einer stark wachsenden Weltbevölkerung und anhaltend hoher Preise für fossile und mineralische Ressourcen stark wachsen dürften. Dies erzwingt einerseits eine zunehmend effizientere Biomassenutzung, damit die vorhandenen Ressourcen möglichst optimal genutzt werden. Andererseits erfordert die steigende Nachfrage – im globalen Kontext – eine Steigerung der flächenspezifischen Erträge und eine Ausweitung der genutzten Flächen auch auf weniger vielversprechende Standorte, soweit dies noch möglich ist. Und dies muss unter Einhaltung zunehmend verschärfter Nachhaltigkeitsstandards realisiert werden, um die Akzeptanz beim Verbraucher sicherzustellen.

Biomasse-Heizkraftwerk (Bild: Steag)

Biomasse kann damit – im Unterschied zu allen anderen Optionen zur Nutzung regenerativer Energien – praktisch jede Art der Energienachfrage (Wärme, Kraft, Mobilität) befriedigen. Darüber hinaus bieten die unterschiedlichen Biomasseressourcen (u. a. zu entsorgende organische Abfälle, gezielt angebaute Energiepflanzen) und Biobrennstoffformen (fest, flüssig, gasförmig) zusätzliche Variations- und damit

Stand (1) Der Einsatz biogener Festbrennstoffe zur Wärmebereitstellung insbesondere im kleinen (das heißt Haushaltskunden), aber auch im mittleren und großen Leistungsbereich (das heißt Gewerbe- und Industriekunden) ist die derzeit energiewirtschaftlich bedeutendste Variante einer Energiegewinnung aus Biomasse; Deutschlandweit wurden 2011 rund

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Biomasse – Wärme und Strom

340 PJ an biogenen Festbrennstoffen zur ausschließlichen Wärmeerzeugung nahezu nur in Form von Holzbrennstoffen eingesetzt. Dabei zeigt sich bei allen marktgängigen biogenen Festbrennstoffen (das heißt Stückholz, Hackgut, Pellets) in den letzten Jahren eine deutlich steigende Tendenz; dabei nimmt die Nachfrage nach Holz als Brennstoff im Vergleich zu den 1990er-Jahren derzeit überproportional zu.

Gasmotor (Bild: TU HH)

(2) Wegen seines hohen Einsatzes hauptsächlich in Einzelraumfeuerungen weist Stückholz den mit Abstand größten Marktanteil auf; daran wird sich auch in den kommenden Jahren kaum etwas ändern. Andere Festbrennstoffe – z. B. Strohpellets, Agrobrennstoffe (Agrofuels) oder Rindenbriketts – haben demgegenüber in Wärmemarkt bisher keine Bedeutung. Sie dürften in der übersehbaren Zukunft nur dann zunehmende Marktbedeutung gewinnen, wenn kostengünstige, an derartige Brennstoffe angepasste Konversionsanlagen (z. B. Feuerungsanlagen im kleinen und mittleren thermischen Leistungsbereich), die dann auch auf den lokalen und regionalen Energiemärkten vorhanden sein müssen, verfügbar gemacht werden können, mit denen sich die geltenden Emissionsgrenzwerte sicher einhalten lassen. (3) Eine Fernwärmeerzeugung auf Biomassebasis hat in Deutschland – im Unterschied zu Österreich – bisher nur eine geringe energiewirtschaftliche Relevanz erlangen können. Dies liegt an der benötigten aufwendigen Infrastruktur für die Wärmeverteilung sowie an der Konkurrenz zu Wärme aus fossilen Energieträgern und Wärme aus Kraft-Wärme-Kopplung. Dennoch gibt es vielversprechende Beispiele auch in Deutschland, wo eine ausschließliche Wärmebereitstellung aus fester Biomasse und deren Verteilung über kleinere und größere Wärmenetze aus technischer, ökonomischer und ökologischer Sicht

erfolgreich umgesetzt wurde. Zukünftig wird es aber anspruchsvoller, die noch vorhandenen Potenziale zu erschließen; Gebiete mit hoher Wärmenachfrage (-dichte) sind z. T. schon erschlossen bzw. nur sehr kostenintensiv zu erschließen und die spezifische Wärmenachfrage geht infolge besserer Dämmung und sinkender bzw. konstanter Bevölkerung tendenziell zurück. Inwieweit eine Kombination mit anderen regenerativen Energien (z. B. Solarthermie, Geothermie) hier eine Trendumkehr erwirken kann, ist offen. (4) Die ausschließliche Stromerzeugung aus fester Biomasse hat in den Nuller-Jahren dieses Jahrhunderts infolge der Setzung der energiewirtschaftlichen Rahmenbedingungen (EEG) an Bedeutung gewonnen; dies gilt aber bisher hauptsächlich für „klassische“ Verbrennungsanlagen mit einem konventionellen Dampfkraftprozess – und hier insbesondere mit elektrischen Leistungen zwischen einigen MW bis zu 20 MW (das heißt Fördergrenze des EEG). Eingesetzt wird primär Altholz der Klassen A I bis A IV, das in den letzten Jahren infolge des Ausbaus der Kraftwerkskapazitäten knapp und damit teuer wurde. Und aufgrund der Rahmensetzung im derzeit gültigen EEG sind nur unter extrem günstigen Bedingungen vor Ort Kraftwerke auf Wald(rest)holzbasis wirtschaftlich darstellbar. Deshalb dürfte die ausschließliche Stromerzeugung aus fester Biomasse (das heißt Holz, Stroh) in den kommenden Jahren in Deutschland nicht weiter ausgebaut werden, zumal auch die biogenen Festbrennstoffe tendenziell knapper und damit teurer werden; dies gilt grundsätzlich auch für importierte feste Biomasse.

Biomasse-Heizkraftwerk (Bild: BMU/Bernd Müller)

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Biomasse – Wärme und Strom

(5) Obwohl das EEG und das KWK-Gesetz eine Nutzung der anfallenden (Ab-)Wärme unterstützen, zeigt die Praxis, dass ein Großteil der vorhandenen größeren Anlagen auf eine ausschließliche Stromerzeugung ausgelegt wurde. Dies liegt vor allem daran, dass die Standorte von Biomasse-Kraftwerken der 20-MW-Klasse trotz der beachtlichen Wärmemengen, die abgegeben werden könnten, im Allgemeinen nach Brennstofflogistikaspekten und weniger nach der vorhandenen bzw. erschließbaren Wärmenachfrage optimiert wurden. Außerdem unterstützten die gesetzlichen Anreize (EEG), als das Gros der heute vorhandenen Biomassekraftwerke auf Festbrennstoffbasis erbaut wurde, mehr eine ausschließliche Stromerzeugung. Hinzu kam, dass für das Altholz damals noch Entsorgungserlöse erzielt werden konnten. Und da heute für den Brennstoff Altholz Marktpreise gezahlt werden müssen, die zudem in den letzten Jahren sukzessive angestiegen sind, wurden zwischenzeitlich derartige Anlagen z. T. stillgelegt oder auf andere (fossile) Brennstoffe umgestellt. (6) In den letzten Jahren wurden KWK-Anlagen auf der Basis biogener Festbrennstoffe (das heißt primär Holz) mit installierten thermischen Leistungen von z. T. deutlich unter 10 MW weiter ausgebaut. Dies liegt u. a. an der Lenkungswirkung des EEG in der heutigen Fassung. Durch die Tatsache, dass darin eine KWK forciert unterstützt wird, wurden Anlagen dieser Größe wegen der tendenziell eher gegebenen Wärmenutzungsmöglichkeit verstärkt entwickelt und umgesetzt (das heißt Nahwärmeinseln mit relativ geringer thermischer Leistung sind einfacher und kostengünstiger umsetzbar im Verglich zu „klassischen“ Fernwärmenetzen). Außerdem kann für Anlagen dieser Größenordnung der Brennstoff einfacher lokal beschafft werden. Auch stoßen derartige Anlagen im Allgemeinen auf eine hohe Akzeptanz bei der lokalen Bevölkerung. Aufgrund des – trotz EEG – schwierigen ökonomischen Umfelds sind solche Anlagenkonzepte meist aber nur dann darstellbar, wenn (a) der Brennstoff Holz sehr kostengünstig verfügbar gemacht werden kann (z. B. aus dem gemeindeeigenen Wald) und/oder (b) eine kostengünstig erschließbare Wärmenachfrage mit hohen Volllaststunden (das heißt möglichst industrielle Nachfrager) vorhanden ist. Trotzdem werden bei vielen Projekten primär Haushaltskunden versorgt, deren Wärmenachfrage in den kommenden Jahren aufgrund besserer Wärmedämmung tendenziell sinken dürfte. (7) Bei KWK-Anlagen mit installierten thermischen Leistungen von z. T. deutlich unter 10 MW werden oft ORC-Anlagen eingesetzt, die aus technischen Gründen durch eine relativ geringe Stromkennzahl gekennzeichnet sind; sie liegt aber immer noch über

der der meisten anderen konkurrierenden Stromerzeugungstechnologien. Hier wäre die Biomassevergasung eine aus technischer Sicht sinnvoll einsetzbare Technologie; dafür müssen aber erst die technischen Voraussetzungen geschaffen werden. Hierzu wurde und wird in Österreich Pionierarbeit geleistet; die sich derzeit abzeichnende Marktentwicklung der dort entwickelten Technologie macht dies sehr deutlich. Sollen deutsche Anlagenbauer an diesem global potenziell gewaltigen Markt partizipieren, muss dies durch eine entsprechende Förderpolitik unterstützt werden.

Maissilage (Bild: BMU/Bernd Müller)

(8) Die Anfang bis Mitte der Nuller-Jahre dieses Jahrhunderts in Deutschland in Betrieb gegangenen Altholzkraftwerke werden potenziell in 10 bis maximal 15 Jahren ihre technische Lebensdauer erreicht haben. Dann werden die dort bislang eingesetzten Altholzmengen nicht mehr benötigt und könnten effizienter als bisher zur Strom- und Wärmeerzeugung eingesetzt werden. Eine Konversionsoption, mit der deutlich höhere Stromwirkungsgrade erreicht werden können, ist die Vergasungstechnologie, die zudem noch die Möglichkeit eröffnet, zur Polygeneration ausgebaut werden zu können und damit zusätzlich zu Strom und Wärme in variablen Anteilen Bio-SNG (das heißt synthetisches Erdgas) zu liefern. Deshalb sollte diese Technologie forciert weiter entwickelt und insbesondere demonstriert werden, da sie auch durch ein erhebliches Exportpotenzial gekennzeichnet ist. (9) Die Stromerzeugung aus Biogas hat aufgrund des EEG in den letzten Jahren deutlich zugenommen. Dies gilt insbesondere für Anlagen auf der Basis von Energiepflanzen (z. B. Maissilage) und anderen landwirtschaftlichen Substraten. Da diese Anlagen meist nur eine sehr begrenzte Wärmenachfrage de-

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Biomasse – Wärme und Strom

cken, wird die bei der Verstromung anfallende Wärme bisher viel zu selten genutzt. Auch für eine anaerobe Fermentation organischer Rückstände, Nebenprodukte und Abfälle sowie organisch belasteter Abwässer aus der Lebensmittelbe- und -verarbeitung sind die Rahmenbedingungen für eine daraus resultierende Stromerzeugung günstig, zumal in derartigen Betrieben im Regelfall auch eine beachtliche Wärmenachfrage gegeben ist und außerdem bisweilen ein Entsorgungsproblem für die anfallenden organischen Abfälle besteht. (10) Zunehmend wird die Einspeisung von aufbereitetem Biogas (das heißt in Form von Biomethan) in das vorhandene Erdgasnetz als Alternative zur direkten Strom- und Wärmeerzeugung realisiert. Dies hat den Vorteil, dass das Biomethan dann dort in KWKAnlagen genutzt werden kann, wo auch eine entsprechende Wärmenachfrage vorhanden ist (das heißt eine vollständige Nutzung der in KWK anfallenden Wärme ist möglich); außerdem kann die Biomethannutzung auf diese Weise auch zeitlich von der Gasproduktion entkoppelt und somit nachfrageorientierter erfolgen. Alternativ dazu kann das Biomethan auch in Brennwertgeräten zur hocheffizienten Wärmeerzeugung oder in GuD-Anlagen mit einem sehr hohen elektrischen Wirkungsgrad verstromt werden. Hinzu kommt, dass das Biomethan – wenn es im Erdgasnetz praktisch überall in Deutschland abgerufen werden kann – auch problemlos als Kraftstoff im Verkehrssektor in marktverfügbaren Erdgasfahrzeugen eingesetzt werden kann. (11) Durch die Setzung des energiewirtschaftlichen Rahmens wurden ein Anbau und eine Nutzung von Energiepflanzen forciert. 2011 wurde auf rund 800.000 ha primär Mais als Substrat für eine Biogaserzeugung angebaut. Dies hat –zusammen mit dem Maisanbau für die Tierernährung – dazu geführt, dass diese Pflanze in einigen Gegenden landschaftsdominierend wurde. Weil zusätzlich auch potenziell nachteilige Umwelteffekte mit dem Maisanbau verbundenen sein können, wurde im novellierten EEG ein sogenannter „Maisdeckel“ eingeführt. Deshalb sind in den kommenden Jahren verstärkte Anstrengungen erforderlich, alternative Energiepflanzen marktverfügbar zu machen, die durch ähnlich hohe spezifische Erträge wie Mais gekennzeichnet sind, aber die damit verbundenen Nachteile nicht aufweisen. (12) Bei vielen der gegebenen technischen Möglichkeiten zur Strom- und Wärmegewinnung aus Biomasse werden mehr oder weniger intensive Forschungs- und Entwicklungsarbeiten durchgeführt. Schwerpunkte sind u. a. bei der emissionsarmen Verbrennung von Holz in Kleinfeuerungsanlagen,

bei der thermochemischen Vergasung zur Stromerzeugung und bei der Biogaserzeugung und -nutzung erkennbar. Unabhängig davon gibt es aber noch eine Vielzahl unerschlossener technischer, ökonomischer und ökologischer Optimierungspotenziale, die im Zuge einer weitergehenden Marktausweitung – unterstützt durch zielgerichtete anwendungsorientierte F&E-Aktivitäten – erschlossen werden müssen.

Palmölfrucht (Bild: TU HH)

Tendenzen (1) Dem in den letzten Jahren deutlich gestiegenen Holzbedarf infolge der Produktionsausweitung bei der Holzwerkstoffindustrie und der gestiegenen Nachfrage nach Holzprodukten einerseits sowie die deutlich angezogene Nachfrage nach Holzbrennstoffen im Wärmemarkt andererseits steht eine nur geringere Produktionsausweitung der deutschen Forstwirtschaft gegenüber; dies gilt insbesondere für den öffentlichen Wald und den kleinen Privatwald, da der deutliche Anstieg der Frischholznachfrage in den Nuller-Jahren dieses Jahrhunderts primär durch eine Mehrproduktion im großflächigen Privatwald gedeckt wurde. Sollte die Holznachfrage in allen Märkten auch in den kommenden Jahren weiter zunehmen – und davon ist aus gegenwärtiger Sicht auszugehen – müssen Konzepte erarbeitet und umgesetzt werden, um das Holzangebot nachhaltig auszuweiten und dadurch die ansonsten zu erwartende „Holzlücke“ zu vermeiden. (2) Die steigende Nachfrage nach Holz kann auch durch Kurzumtriebsplantagen (Pappel und Weiden im 3- bis 8-jährigen Umtrieb) – und damit eine Holzproduktion mit landwirtschaftlichen Methoden – gedeckt werden. Deshalb sind bei diesen Kulturen derzeit starke Zuwächse – jedoch auf einem sehr niedrigen Niveau – zu verzeichnen. Fraglich ist, ob

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Biomasse – Wärme und Strom

diese Option aufgrund der bisher noch hohen Kosten in den kommenden Jahren merklich zur Deckung der Nachfrage aus dem Energiemarkt (und den Märkten einer stofflichen Nutzung) beitragen kann. (3) Agrarbrennstoffe – und hier insbesondere Stroh – könnten, vor allem für eine potenzielle zukünftige Zufeuerung in vorhandenen Kohlekraftwerken, an Bedeutung gewinnen. Dazu fehlen aber bisher die technischen, ökonomischen und administrativen Rahmenbedingungen. Sie müssen dringend durch forcierte F&E-Aktivitäten geschaffen werden, sollen diese bisher nahezu ungenutzten Potenziale in den kommenden Jahren zur umweltfreundlichen und klimaverträglichen Deckung der Energienachfrage in Deutschland beitragen.

Pappeln (Bild: VDI)

(4) Die verstärkte energetische Nutzung landwirtschaftlicher (Neben-)Produkte kann – regional unterschiedlich – zu einem Humusabbau in der Ackerkrume führen. Deshalb müssen entsprechende lokal anpassbare Konzepte erarbeitet werden, wie dem – z. B. durch einen entsprechenden Zwischenfruchtanbau – entgegen gewirkt werden kann. Dies gilt sinngemäß auch für die Rückführung von Mineralien, die mit der (verstärkten) Biomassenutzung dem Boden entzogen werden. (5) Mais als eines der wichtigsten Energiepflanzenbasierten Biogassubstrate ist jüngst unter Naturschutzaspekten (Stichwort: „Vermaisung“ der Landschaft) in die Diskussion gekommen; eine Konsequenz dieser insbesondere von den Umweltverbänden geführten Diskussion war der sogenannte „Maisdeckel“ im EEG. Um diese nach wie vor stark emotional geführte Diskussion zu versachlichen, sollten einerseits Konzepte für einen naturschutzverträglicheren Anbau entwickelt und in die Praxis um-

gesetzt werden und andererseits wirtschaftlich darstellbare Alternativen verstärkt entwickelt werden. (6) Infolge schwankender Brennstoffeigenschaften des Festbrennstoffs Stückholz bzw. – etwas eingeschränkter – von Hackschnitzeln muss die Anlagentechnik zur Wärmebereitstellung entsprechend aufwendig sein, um eine vollständige und wartungsarme Verbrennung insbesondere bei den marktdominierenden Kleinanlagen sicherzustellen. Dies ist für Holzbrennstoffe bisher nur z. T. gelöst; unerschlossene Verbesserungspotenziale bestehen hier noch hinsichtlich der sicheren Einhaltung der jüngst verschärften Luftschadstoffemissionsgrenzwerte. Bei kleineren und mittleren Holzfeuerungsanlagen ist außerdem noch erhebliche Entwicklungsarbeit erforderlich, damit die ab 2015 nochmals deutlich verschärften Abgasgrenzwerte – vor allem hinsichtlich der Gesamtstaubemission – in der Praxis sicher eingehalten werden können. (7) Bei Kleinfeuerungsanlagen ist vor allem auch eine weitere Reduktion der Feinstaubemissionen wesentlich. Die Feuerungsanlage muss noch besser an die schärfer zu fassenden und einfacher zu überprüfenden Eigenschaften der biogenen Festbrennstoffe angepasst werden, wie es beispielsweise bei Pelletfeuerungen in der Vergangenheit mit gutem Erfolg realisiert wurde (das heißt schärfere Brennstoffnormung). Zusätzlich muss – aufgrund der zu erwartenden Verknappung bei den Holzbrennstoffen in Deutschland und den dann potenziell steigenden Preisen – die Brennstoffbasis hin zu halmgutartigen Brennstoffen (z. B. Stroh) verbreitert werden; derartige Brennstoffe sind allerdings mit heute vorhandenen Anlagen, insbesondere im Kleinanlagenbereich, bisher kaum sicher und emissionsarm nutzbar. Deshalb gewinnt die Entwicklung von Mischbrennstoffen, bei denen aus Holz und Lignocellulose auf Halmgutbasis Mischungen mit definierten Eigenschaften hergestellt werden, an Bedeutung. (8) Der Einsatz von Pellets erscheint als ein Königsweg, wenn es darum geht, biogene Festbrennstoffe komfortabel und umweltfreundlich zur Wärmebereitstellung insbesondere in Kleinanlagen zu nutzen und dadurch neue Kunden für den Einsatz von Biomasse zur Wärmebereitstellung zu gewinnen. Um diese Entwicklung im positiven Sinne zu fördern, muss sichergestellt werden, dass die Qualität der am Markt angebotenen Holzpellets gleichbleibend hoch ist und die auch im europäischen (CEN) bzw. internationalen Kontext (ISO) genormten Vorgaben sicher eingehalten werden (das heißt Qualitätssicherungs- bzw. -managementsysteme). Auch müssen die noch vorhandenen Kostenreduktionspotenziale besser als bisher erschlossen werden, da-

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Biomasse – Wärme und Strom

mit der Markt zukünftig stärker ausgeweitet werden kann und diese Entwicklung nicht durch entsprechende Preissprünge empfindlich gestört wird.

Pflanzen auf drei- oder sechsjährig zu erntende Kulturen voraus.

Holzpellets (Bild: Thomas ©Siepmann/PIXELIO)

Pelletheizung (Bild: Viessmann)

(9) Aufgrund der starken Marktentwicklung werden die bei der Pelletproduktion bisher eingesetzten Rohstoffe – vornehmlich Sägemehl aus der Holzbe- und -verarbeitung – zunehmend rar. Deshalb müssen auch hier Konzepte für die Ausweitung der Ressourcenbasis erarbeitet und diese dann forciert umgesetzt werden. Parallel dazu muss Deutschland verstärkt in den internationalen Handel mit (nachhaltig produzierten) Holzpellets eingebunden werden, um auch zukünftig die Brennstoffversorgung kostengünstig sicherstellen zu können; erste Tendenzen sind hier bereits erkennbar, zumal sich der internationale Handel für Holzpellets in den letzten Jahren sehr gut entwickelt hat und durch eine stetig wachsende Anzahl von Produzenten(-ländern) gekennzeichnet ist. (10) Die Produktion fester Biomasse kann auch durch den Anbau schnellwachsender Baumarten ausgeweitet werden. Je nach Bodenart und verfügbaren Niederschlägen können dabei verschiedene Baumarten angebaut werden. Auch die Verbindung von Marktfrüchten und streifenförmig angelegten Agro-Forst-Systemen kann zusätzliche Brennstoffpotenziale erschließen und Synergieeffekte für eine nachhaltige Landwirtschaft bewirken. Eine verstärkte Einführung dieser Brennstoffbasis setzt jedoch Unterstützungen beim Übergang von annuellen

(11) In vielen europäischen Ländern wird feste Biomasse in mit fossilen Brennstoffen (meist Kohle) betriebenen konventionellen Kraftwerken zugefeuert. Dadurch sind im Vergleich zu einer Monoverbrennung in den heute in Deutschland vorhandenen Anlagen deutlich höhere elektrische Wirkungsgrade erreichbar – und das bei einer hohen Brennstoffflexibilität. In Deutschland hat diese Option aufgrund der energiewirtschaftlichen Rahmensetzung bisher keine Bedeutung. Deshalb sollte geprüft werden, inwieweit mithilfe dieser Möglichkeit nicht bisher unerschlossene Biomassepotenziale im Sinne eines effizienten Klimaschutzes erschlossen werden könnten (z. B. Stroh), zumal neuere brennstofftechnische Entwicklungen wie die kurzzeitige thermische Vorbehandlung von Biomassebrennstoffen (sogenanntes „Torrefizieren“) zukünftig in konventionellen Kraftwerken auf der Basis fossiler Energieträger auch hohe Zufeuerungsanteile von Biomasse zu Kohle erlauben. Zugleich bieten sie logistische Vorteile – sowohl bei der Brennstoffbereitstellung an die Anlage zur Zufeuerung als auch bei der Brennstoffnutzung in der Konversionsanlage – (u. a. Steigerung der Energiedichte). (12) Biogasanlagen haben in den letzten Jahren erstaunliche technische Verbesserungen erfahren. Trotzdem sind noch unerschlossene anlagentechnische Optimierungspotenziale vorhanden; u. a. müssen die Anlagen besser an die verfügbaren Substrate angepasst, der biologische Abbauprozess im Sinne einer Steigerung des Biogasertrags pro Zeiteinheit optimiert (das heißt Steigerung der Raum-ZeitAusbeute) und ein – wie bei anderen Kraftwerken auch – fernüberwachter Betrieb ermöglicht werden.

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Biomasse – Wärme und Strom

Wesentlich ist auch, dass der biologische Abbauprozess so gut verstanden und dadurch verfahrenstechnisch kontrollierbar wird, dass ein sicherer und auch bei schwankenden Substrateigenschaften gut steuerbarer Anlagenbetrieb gewährleistet wird. Nur wenn derartige Verbesserungspotenziale zukünftig erschlossen werden, kann eine Strom- bzw. eine gekoppelte Strom- und Wärmeerzeugung aus Biogas – und perspektivisch auch eine Einspeisung des auf Erdgasqualität aufbereiteten Biomethans in das Erdgasnetz – kostengünstig in einer energiewirtschaftlich relevanten Größenordnung zur Deckung der Energienachfrage in Deutschland beitragen.

Harvester (Bild: TU HH)

Schlussfolgerungen

Biogasanlage (Bild: ©Juvel Top/PIXELIO)

(13) Insbesondere eine Einspeisung von Biomethan in das Erdgasnetz erscheint sehr vielversprechend, da dies die Option eröffnet, das Biomethan an einem beliebigen, an das Erdgasnetz angeschlossenen Ort nutzbar zu machen. Die dafür benötigten technischen Voraussetzungen sind vorhanden und erfolgreich demonstriert. Eine Marktausweitung dieser hocheffizienten Möglichkeit einer Biomassenutzung wird aber durch die niedrigen Erdgaspreise und die nur eingeschränkt vorhandenen Markteinführungsinstrumente behindert. Soll diese unter Klimaschutzaspekten sehr effiziente Entwicklung weitergehen, muss hier dringend eine Lösung gefunden werden. (14) Die Einspeisung von Biomethan in das vorhandene und in Deutschland gut ausgebaute Erdgasnetz eröffnet auch die Möglichkeit, die zwingend gegebene Dezentralität des Biomasseanfalls elegant zu überwinden und dadurch das Gas auch für großtechnische Konversionsprozesse verfügbar zu machen. Dies ist beispielsweise dann der Fall, wenn aus Biomethan Biokerosion über die großtechnisch verfügbare Gas-to-Liquid (GtL)-Technologie produziert werden soll.

(1) Die national und international vorhandene Ressourcenbasis für die Bereitstellung biogener Festbrennstoffe muss erweitert werden, um eine weiterhin relativ kostengünstige Ressourcenverfügbarkeit sicherzustellen. Dies gilt im Wesentlichen für Holz; aber auch andere Biomassestoffströme, die kostengünstig anfallen und z. T. ohnehin entsorgt werden, müssen forciert erschlossen werden (u. a. Bioabfälle, Landschaftspflegematerial). (2) Bei der Bereitstellung biogener Festbrennstoffe sind noch technische, ökonomische und ökologische Optimierungspotenziale im Verlauf der gesamten Bereitstellungskette vorhanden, die zügig nutzbar gemacht werden müssen. Dies gilt perspektivisch auch für sehr große Biomassemengen und/oder halmgutartige Biomassen und beinhaltet u. a. Organisationsmodelle/Maschinenringkonzepte, Bereitstellungstechnologien (Betriebssicherheit, Lagerfähigkeit, Aufbereitung für umweltverträgliche Verbrennung) sowie Qualitätssicherungsaspekte. Sowohl für die bereits am Markt etablierten biogenen Festbrennstoffe als auch für „neue“ feste Biobrennstoffe (z. B. Agrarbrennstoffe, Mischbrennstoffe) ist dies gültig. Hierfür sind technische Regelwerke auf europäischer und internationaler Ebene zu erarbeiten. (3) Die Anlagentechnik zur Wärme-, Strom- bzw. gekoppelten Strom- und Wärmeerzeugung ist vielfach aus technischer und ökologischer Sicht noch verbesserungsfähig; dies schließt sowohl eine Weiterentwicklung einzelner Anlagenkomponenten als auch das systemtechnische Zusammenspiel der einzelnen Systemkomponenten ein. Die dafür benötigten F&E-Mittel müssen von der öffentlichen Hand und der Wirtschaft gemeinsam aufgebracht werden,

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Biomasse – Wärme und Strom

damit ein schneller Markteintritt potenzieller Verbesserungen sichergestellt ist: • Feuerungsanlagen insbesondere im kleinen Leistungsbereich (u. a. Nutzungsgradsteigerung, Betriebssicherheit, Automatisierung, Abgasbehandlung – hier insbesondere zur Feinstaubemissionsminderung auch für „Sonderbrennstoffe“, z. B. Halmgüter). • Effizienzsteigerungen bei Stromerzeugungsanlagen zur Nutzung fester Biomassen auf Basis der Verbrennung und der Vergasung auch für nichtholzartige Biomassen (z. B. Stroh). • Entwicklung effizienter KWK-Anlagen im mittleren Leistungsbereich für den Einsatz in mittelgroßen Objekten (z. B. Schulen, Krankenhäuser, Mehrfamilienhäuser). • Biogasanlagen (u. a. stabiler Betrieb bei variierenden Substraten, höhere Raum-Zeit-Ausbeute) einschließlich einer Biogasaufbereitung auf Erdgasqualität. (4) Für eine weitergehende Nutzung der Biomasse zur Strom- und Wärmeerzeugung ist eine Kontinuität bei den Anreiz- und Fördermaßnahmen sowohl für F&E als auch für die Markteinführung essenziell; dies gilt insbesondere für biogene Festbrennstoffe zur Wärmebereitstellung (das heißt Marktanreizprogramm (MAP)), da dies nach wie vor der größte Einzelmarkt im Bereich einer Energiegewinnung aus Biomasse ist. (5) Die Rahmenbedingungen (u. a. EEG, MAP, BImSchV) müssen so formuliert werden, dass die begrenzt vorhandene (teure) Biomasse möglichst effizient genutzt wird. Sinnvoll wäre es, die Anreizinstrumente so zu setzen, dass sie den technischen Fortschritt in Bezug u. a. auf eine Emissionsminimierung (z. B. Feinstaubemissionen bei Kleinfeuerungsanlagen; Weiterentwicklung des MAP zum Qualitätskriterium) und eine Effizienzsteigerung (z. B. Innovationsbonus beim Einsatz der GuDTechnik zur effizienten Biomasseverstromung) unterstützen. (6) Durch eine flexible Polygeneration (das heißt die gekoppelte Erzeugung mehrerer Endenergieträger mit variierenden Anteilen) kann die Brennstoff-

ausnutzung verbessert und dadurch die gesamte Endenergiebereitstellung aus biogenen Festbrennstoffen deutlich effizienter gestaltet werden. Auch kann durch die Einbindung der Methanisierung und Einspeisung des produzierten Bio-SNG in das Gasnetz die Dezentralität des Biomasseanfalls überwunden werden, da auf eine schon vorhandene Transportund Speicherinfrastruktur aus dem Erdgasmarkt zurückgegriffen werden kann. Deshalb ist der technologische Kern (das heißt Biomassevergasung), der dies ermöglichen kann, forciert zu entwickeln, damit sie für die potenziell in 10 bis 15 Jahren verfügbaren Altholzmengen marktgängig ist, die infolge der Außerdienststellung der heute betriebenen Altholzkraftwerke der 20-MW-Klasse dann wieder am Markt abrufbar sein werden. (7) Nachhaltigkeitskriterien für international gehandelte Biobrennstoffe (z. B. Pellets) sind zu erarbeiten und im Markt zu implementieren.

Kleinfeuerungsanlage (Bild: TU HH)

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Biomasse – Kraftstoffe

3.9 Biomasse – Kraftstoffe Stand

Wasserstoff (H2)) in Bezug auf die Anforderungen heutiger und zukünftiger Motorengenerationen „designed“ werden. Trotz einiger viel versprechender technischer Ansätze und erster technischer Erfolge sind hier aber noch erhebliche Herausforderungen zu meistern, sollen derartige Kraftstoffe zukünftig einen energiewirtschaftlich relevanten Beitrag im Energiesystem leisten. Der erste Versuch einer kommerziellen großtechnischen Umsetzung dieser Option ist jüngst u. a. an der anspruchsvollen Technologie, den gestiegenen Biomassekosten und den geringen Wirkungsgraden gescheitert.

(1) Von den Möglichkeiten einer Kraftstoffbereitstellung aus Biomasse haben in Deutschland bisher vor allem Biodiesel (überwiegend aus Rapsöl, „RME“) und Bioethanol energiewirtschaftliche Bedeutung erlangt. Weltweit besitzt Bioethanol die größte Marktdurchdringung. In Europa hat dagegen Biodiesel gegenüber Bioethanol derzeit eine größere Marktbedeutung. Beide Produkte können sowohl als Beimischkomponenten zu fossilen Kraftstoffen (B7, E10) als auch als „Reinkraftstoffe“ (B100) oder nahezu als Reinkraftstoffe (E85) verwendet werden. (2) Die größere Marktbedeutung von Biodiesel in Europa und Deutschland liegt an der früheren Markteinführung dieses Biokraftstoffs in Deutschland und an der Tatsache, dass Mitteldestillate aufgrund wirtschaftspolitischer Lenkungsmaßnahmen im Verlauf der letzten 10 Jahre eine deutlich höhere Marktbedeutung erlangt haben. Hinzu kommt die sehr gute Mischbarkeit mit fossilem Dieselkraftstoff. Außerdem hat dieser Kraftstoff die Akzeptanz der Mineralölindustrie. Aber die in Deutschland in den letzten Jahren genutzten Biodieselmengen stagnieren infolge des Übergangs auf das Quotenmodell und einer insgesamt nahezu konstanten Kraftstoffnachfrage. (3) Bioethanol hat derzeit aufgrund der geringeren Beimischquote im Vergleich zu Biodiesel eine kleiRapsfeldn (Bild: TU HH) nere Bedeutung in Deutschland. Ethanol könnte zukünftig jedoch Marktanteile hinzugewinnen. Ver(5) Für den Landverkehr erscheinen aus gegenwärbrennungsmotorische Untersuchungen zeigen, dass tiger Sicht gasförmige Kraftstoffe (das heißt BiomeEthanol-Benzin-Mischungen mit Ethanolanteilen than aus Anaerobprozessen und Bio-SNG (Synthetic von 20 Vol.-% bis 25 Vol.-% einen höheren effektiNatural Gas) aus thermo-chemischen Prozessen) aufven Wirkungsgrad besitzen als solche ohne Ethanol. grund technischer, ökonomischer und ökologischer Dieses könnte die Automobilindustrie bei der EntKriterien vielversprechender im Vergleich zu den wicklung kleinerer Aggregate mit hoher spezifischer flüssigen Optionen (Fischer-Tropsch(FT)-Diesel). Leistung („Downsizing“) unterstützen. Parallel dazu Auch ist die Biomethanoption (das heißt aufbereitemüssten die latent geführte Teller-oder-Tank-Diskustes Biogas aus „klassischen“ Biogasanlagen) marktsion entschärft, der Einsatz von Getreide und/oder verfügbar; in Deutschland werden heute bereits rund Zucker zur Ethanolerzeugung als ein weiterer (Teil-) 100 Biogasanlagen mit Einspeisung betrieben. Aber Markt für landwirtschaftliche Produkte angesehen auch die Bio-SNG-Option wurde erfolgreich im und gesellschaftlich akzeptiert sowie eine Bioetha1-MW-Maßstab demonstriert; sie ist durch relativ nolerzeugung aus Lignocellulose (z. B. Holz, Stroh) hohe Umwandlungswirkungsgrade in Bezug auf den marktverfügbar werden. Gleichzeitig muss sichergegewünschten Kraftstoff gekennzeichnet, technisch stellt werden, dass die derzeit diskutierten Nachhalimmer noch vergleichsweise einfach aufgebaut und tigkeitskriterien sicher und nachprüfbar eingehalten in tendenziell kleinen Einheiten zu realisieren (das werden. heißt, sie kann damit dem dezentralen Biomassean(4) Viel diskutiert wird auch über synthetisierte fall adäquat Rechnung tragen). Auch ist mit dem Kraftstoffe und damit flüssige oder gasförmige vorhandenen Erdgasnetz eine sehr gute VerteilinfraTreibstoffe, die aus thermo-chemisch vergaster fester struktur vorhanden, die potenziell mit beiden OptioBiomasse (das heißt Kohlenstoffmonoxid (CO) und Energien in Deutschland 2010 Statusreport Regenerative Energien in Deutschland 2012

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Biomasse – Kraftstoffe

nen genutzt werden könnte. Nachteilig sind die bisher nur begrenzte Verbreitung gasförmiger Kraftstoffe (das heißt gasbetriebener Fahrzeuge) und die deshalb nur eingeschränkt vorhandene Infrastruktur. (6) Unter Klimaeffizienzgesichtspunkten sind gasförmige im Vergleich zu flüssigen Kraftstoffen vielversprechender; auch sind die Hektarerträge potenziell höher. Hinzu kommt, dass über den Weg der Einspeisung ins Erdgasnetz eine hocheffiziente, vorhandene Infrastruktur genutzt werden kann, mit der die Dezentralität des Biomasseanfalls überwunden werden kann; dies gilt insbesondere auch deshalb, weil eine Mischung zwischen Erdgas und Biomethan in beliebigen Verhältnissen problemlos möglich ist. Die technische Machbarkeit wurde und wird im Rahmen unterschiedlicher Projekte für den Landtransport erfolgreich demonstriert. Damit könnten gasförmige Kraftstoffe für den Landverkehr helfen, die hochgesteckten Biokraftstoffziele effizient und kostengünstig zu erreichen. Voraussetzung dafür ist aber, dass der energiewirtschaftliche Rahmen so gesetzt wird, dass gasförmige Biokraftstoffe eine realistische Chance am Markt bekommen.

Jatropha (Bild: TU HH)

(7) Im Luftverkehr werden auch mittelfristig nur flüssige Kraftstoffe eingesetzt, welche die Jet-A1Spezifikation sicher einhalten. Sollen aus Klimaschutzgründen Biokraftstoffe zur Deckung der Energienachfrage im zivilen Luftverkehr einen bestimmten Beitrag leisten, sind dafür bisher nur hydrierte Pflanzenöle am Markt verfügbar. Die großtechnische Umsetzbarkeit dieser Option wurde auch jüngst von der Lufthansa auf der Strecke zwischen Hamburg und Frankfurt demonstriert. Damit tritt mit dem Flugverkehr ein weiterer potenziell großer Nachfrager nach Pflanzenölen in Erscheinung. Dies wird die laufende Diskussion um die Vor- und Nachteile einer

Biokraftstofferzeugung aus Pflanzenölen sicherlich weiter verstärken. (8) Mit der umwelt- und energiepolitisch gewünschten zunehmenden Marktdurchdringung werden Biokraftstoffe immer mehr auch international gehandelt werden (müssen). Damit diese zwingend kommende Entwicklung von einer zunehmend kritischeren Bevölkerung akzeptiert werden kann, müssen dafür entsprechende nachprüfbare Nachhaltigkeitsstandards entwickelt und im Markt implementiert werden. Glaubwürdigkeit ist in diesem Zusammenhang aber nur erreichbar, wenn die gleichen Kriterien auch für die alternativ als Nahrungs- oder Futtermittel genutzten Produktströme des gleichen Rohstoffs gelten (z. B. Pflanzenölimporte für die Nutzung als Kraftstoff, als Grundstoff für die chemische Industrie und als Nahrungsmittel).

Tendenzen (1) Biomasse soll – so der politische Wille in Deutschland und in der EU – zukünftig erheblich zur Deckung der Energienachfrage auch im Verkehrssektor – aus Klimaschutzgründen und zur Verbesserung der Versorgungssicherheit – beitragen; deshalb wurden entsprechende Fördermechanismen bzw. Quoten verabschiedet. Mit der Wirkung und der Langfristigkeit dieser Instrumente – und damit letztlich ihrer Bezahlbarkeit – steht und fällt ein weitergehender Einsatz flüssiger und gasförmiger Bioenergieträger im Transportsektor. Besonders wesentlich aus Sicht potenzieller Investoren ist dabei die langfristige Verlässlichkeit dieser Instrumente. (2) Der Einsatz von Pflanzenölen im Transportsektor stößt auf eine erhebliche Skepsis der Umweltverbände; dies gilt insbesondere in Bezug auf die Einhaltung bestimmter Nachhaltigkeitskriterien. Sollen pflanzenölbasierte Kraftstoffe zukünftig aber weitergehend zur klimaverträglichen Deckung der Energienachfrage im Verkehrssektor beitragen – und im Luftverkehr ist dies kurz- bis mittelfristig die einzige technisch darstellbare und umsetzbare Alternative – muss durch einen fortlaufenden konstruktiven Nachhaltigkeitsdialog ein Weg gefunden werden, die Bedenken der Umweltverbände und einiger weiterer NGO zu überwinden. Eine Nachhaltigkeitszertifizierung, wie sie derzeit in der Einführung ist, ist hier ein wichtiger Ansatz, der konstruktiv weiterzuentwickeln und global zu implementieren ist. (3) Eine wesentliche Forderung vieler Umweltverbände ist die energetische Nutzung von Pflanzenölen, die nicht für den Nahrungs- und Futtermittelsektor geeignet – das heißt toxisch – sind und möglichst auf marginalen Flächen produziert werden sol-

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Biomasse – Kraftstoffe

len. Der Anbau von Jatropha ist eine derartige Option. Derartige „neue“ Ölpflanzen sind aber im Vergleich zu den etablierten Ölpflanzen durch im Regelfall deutlich geringere Flächenerträge und eine große Ertragsunsicherheit (da noch weitgehend unbekannte Wildpflanzen) gekennzeichnet. Außerdem sind die potenziellen Erträge beim Anbau auf marginalen Flächen üblicherweise so gering, dass ein Anbau im Normalfall nicht bzw. nur mit hohen Subventionen ökonomisch darstellbar ist. Deshalb werden diese Nicht-Nahrungsmittelpflanzen oft trotzdem auf fruchtbarem Ackerland angebaut und verdrängen dort Kulturpflanzen, die durch deutlich höhere flächenspezifische Erträge und eine höhere Ertragssicherheit gekennzeichnet sind. Dadurch kann die Situation eintreten, dass wertvolle landwirtschaftliche Ressourcen für Jahrzehnte ineffizient genutzt werden und zudem nur ein Produkt für einen Markt, nämlich den Energiemarkt, bereitstellen im Unterschied zu dem alternativen Anbau „klassischer“ Ölpflanzen, deren Öl in allen Märkten (das heißt Nahrung, Chemierohstoff, Energie) eingesetzt werden kann und damit dem Produzenten viel mehr Flexibilität ermöglicht.

Ethanol 85 (Bild: Südzucker)

(4) Ethanol als Zumischkomponente zu fossilem Ottokraftstoff hat in Brasilien eine lange Tradition. Jedoch sind die hier gemachten Erfahrungen nicht ohne weiteres auf Deutschland übertragbar. Soll deshalb Bioethanol über den im Verkehrssektor derzeit schon genutzten Anteil hinaus eingesetzt werden (und dies wird in den kommenden Jahren zum Erreichen der politischen Zielvorgaben zwangsläufig der Fall sein müssen), sind die dafür notwendigen Voraussetzungen im Verlauf der gesamten Bereitstellungskette zu schaffen, damit zusätzliches Ethanol zu fossilem Otto- und gegebenenfalls auch Dieselkraft-

stoff zugemischt werden kann. Dies kann nur in enger Zusammenarbeit mit der Mineralöl- und Automobilindustrie erfolgen. (5) Die bisher in Deutschland vorhandenen Anlagen zur Herstellung von Bioethanol für den Einsatz im Verkehrssektor befinden sich zurzeit in einem Anpassungsprozess, um auch die Produktionsrückstände energetisch zu nutzen und die CO2Minderung weiter zu steigern. Soll Bioethanol großtechnisch energetisch noch effizienter und kostengünstiger erzeugt werden, ist die Entwicklung und industrielle Umsetzung verbesserter Technologien (z. B. Biogaserzeugung aus der Schlempe) und Konzepte (z. B. Bioraffinerieansatz) zwingend. Insbesondere muss auch die Technologie zur Bioethanolerzeugung aus bisher ungenutzten Biomasseressourcen, die nachhaltig verfügbar gemacht werden könnten, entwickelt werden, damit die Akzeptanz in der Bevölkerung verbessert werden kann. Diesen technologischen Weiterentwicklungsprozess wird die Industrie nur mithilfe einer entsprechenden staatlichen F&E-Unterstützung erfolgreich umsetzen können. Auch gilt dies insbesondere vor dem Hintergrund der Importproblematik; Brasilien beispielsweise kann Ethanol zu Preisen anbieten, die meist deutlich unter denen in Europa – und insbesondere in Deutschland – gegebenen Kosten liegen. Wenn die in Brasilien laufenden Entwicklungen, die anfallende Bagasse (faserige Überreste der Zuckerfabrikation aus Zuckerrohr und Sorghumhirse) ebenfalls z. T. zu Ethanol umzuwandeln, erfolgreich sind (und das zeichnet sich ab), wird sich diese Relation weiter zuungunsten der Ethanolerzeugung in Deutschland und Europa verschieben. (6) Bioethanol wird großtechnisch bisher aus Stärke- und z. T. auch aus zuckerhaltigen Biomassen, deren Preise in den letzten Jahren einer höheren Volatilität unterworfen sind, hergestellt; die entsprechenden Verfahren sind – wenn auch aus energetischer Sicht noch optimierungsfähig – Stand der Technik. Eine Ethanolerzeugung aus Lignocellulose befindet sich demgegenüber im F, E&D-Stadium und wird in vielen Ländern weiterentwickelt und erprobt. Offen ist, ob – und wenn ja, wann – derartige innovative Prozesse beispielsweise auf Holz- oder Strohbasis merklich zur Deckung der globalen Kraftstoffnachfrage beitragen können. Aus ökonomischen Gründen ist zu erwarten, dass diese Technologie wahrscheinlich kurz- bis mittelfristig nur in einer kombinierten Erzeugung mit stofflich nutzbaren Produkten (das heißt Bioraffinerieansatz) darstellbar sein wird. (7) Mittel- bis langfristig dürften nur synthetisierte flüssige und gasförmige Designerkraftstoffe (das heißt Kraftstoffe, die aus fester Biomasse hergestellt

Energien in Deutschland 2010 Statusreport Regenerative Energien in Deutschland 2012

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Biomasse – Kraftstoffe

werden, die zuvor z. B. mit Wasserdampf vergast und dann aus dem daraus herstellbaren CO- und H2haltigen Synthesegas produziert werden) die Anforderungen zukünftiger Motoren, welche die in der Zukunft zu erwartenden EU-Emissionsgrenzwerte einhalten müssen, erfüllen können. Deshalb muss diese Technik – in enger Abstimmung mit der Biomassevergasung zur Stromerzeugung – vorrangig entwickelt werden; dies gilt für die Vergasung, insbesondere für die Gasreinigung, für die Synthese und auch für die Gesamtsystemkonzeption. Offen ist dabei aber nach wie vor, welche Vergasungs-, Gasreinigungs- und Syntheseoption(en) – und welche(s) entsprechende(n) technische(n) Konzept(e) – für die am Markt kostengünstig verfügbaren Biomassen am vielversprechendsten sind. (8) Offen ist auch, inwieweit gasförmige Bioenergieträger (z. B. Biomethan, Bio-SNG, Bio-Dimethylether) zur Sicherstellung der Mobilität in Deutschland beitragen können. Während Wasserstoff aus Biomasse wegen seiner hohen Kosten erst längerfristig Bedeutung erlangen könnte, ist Biomethan auch kurzfristig in der Lage, merklich zur Deckung der im Verkehrssektor nachgefragten Energie beizutragen. Die Technik ist im Prinzip vorhanden und vielfach demonstriert, das Erdgasnetz in Deutschland ist gut ausgebaut und Erdgasfahrzeuge mit einem Komfort, der konventionellen Kraftfahrzeugen vergleichbar ist, sind im Einsatz bzw. werden in wenigen Jahren verfügbar sein. Aber Erdgas als Kraftstoff in Deutschland konnte sich – trotz erheblicher Preisvorteile am Markt – bisher nicht durchsetzen. Für eine Einführung von Biomethan im Verkehrssektor müssten deshalb zusätzliche politische Maßnahmen implementiert werden.

Schlussfolgerungen (1) Biomasse hat das Potenzial, substanziell zur Deckung der Energienachfrage im Verkehrssektor beizutragen. Um mittelfristig einen energiewirtschaftlich relevanten Anteil – auch im Luftverkehr – zu erreichen, muss ein adäquater Entwicklungspfad gefunden und unter Berücksichtigung des jeweiligen Stands der Technik, der vorhandenen unerschlossenen Biomassepotenziale und der aktuellen Marktentwicklung durch die Setzung des energiewirtschaftlichen Rahmens eingeschlagen werden. (2) Ansätze zur Lösung der Nachhaltigkeitsproblematik bei Pflanzenölen und Bioethanol bei gleichzeitiger Entwicklung bzw. Ausweitung internationaler Biokraftstoffmärkte (z. B. für native Öle, RME, Bio-

ethanol) sind unter Berücksichtigung der vorhandenen internationalen Vereinbarungen (u. a. WTO) weiterzuentwickeln. (3) Innovative Konzepte zur Bioethanolerzeugung – auch aus Lignocellulose – zur Steigerung der Effizienz mit dem Ziel der Entwicklung hocheffizienter integrierter Bioraffinerien, die gleichzeitig auch Produkte für die stoffliche Nutzung (z. B. Chemierohstoff) und den Nahrungsmittelmarkt bereitstellen, sollten erarbeitet werden.

Tankstelle für Biodiesel (Bild: BMU/Brigitte Hiss)

(4) Konzepte, Verfahren und Anlagen zur Synthetisierung von flüssigen und gasförmigen Designerkraftstoffen (BtL, Bio-SNG) aus biogenen Festbrennstoffen (das heißt Identifikation der „besten“ technologischen Lösung) für die unterschiedlichen Märkte (das heißt Landverkehr, Flugverkehr, Schiffsverkehr) und Nachweis der wirtschaftlichen Umsetzbarkeit sind zu entwickeln. (5) Die Rahmenbedingungen für Biomethan aus bio- und thermo-chemischen Prozessen, insbesondere für den Einsatz im Traktionsbereich, müssen verbessert werden. (6) Integrierte Konzepte zur gekoppelten Erzeugung von Treibstoffen, Strom und Wärme sind zu entwickeln und am Markt zu implementieren.

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Stromnetze und Speicher

4 Energiesystem Nachfolgend werden Optionen zur Nutzung regenerativer Energien in Deutschland im Rahmen einer integrativen Systembetrachtung (das heißt Untersuchung des gesamten Energiesystems) analysiert. Im Mittelpunkt steht damit nicht die jeweilige Option zur Nutzung des regenerativen Energieangebots, sondern die gewünschte End- bzw. Nutzenergie und die damit verbundenen Systemaspekte.

4.1 Stromnetze und Speicher Stand

tungsgradienten und (d) überschüssige Erzeugungsleistung. Hinzu kommen geografisch getrennte Erzeugungsstrukturen. Beispielsweise ist in Deutschland die Windenergie vorrangig im Norden an die Mittel- und Hochspannungsebene angeschlossen. Fotovoltaikanlagen sind hingegen zumeist im Süden auf der Nieder- und Mittelspannungsebene eingebunden. (4) Der Netzausbau wird als wirksamstes Instrument zur Beherrschung dieser Problembereiche angesehen. Dies wurde in verschiedenen Studien vielfach bestätigt. Hierbei geht es ausschließlich um den Bau neuer Freileitungssysteme. Die dabei zum Tragen kommenden klassischen Genehmigungs- und Planungsverfahren haben sich jedoch als unzureichend erwiesen, um derartige Freileitungen innerhalb überschaubarer Zeiträume fertig zu stellen. Deshalb werden immer wieder Ersatzlösungen wie die seit langem bekannte Umrüstung vorhandener Systeme auf höhere Spannungsebenen oder auch neuere und noch nicht flächendeckend erprobte Lösungen (z. B. Nutzung von Hochtemperaturleiterseilen, Temperatur-Monitoring von Leiterseilen) diskutiert.

(1) Deutschland verfügt über ein über lange Zeiträume gut ausgebautes Übertragungs- und Verteilungsnetz, das hervorragend an die Erfordernisse der Versorgung aus großtechnischen Kraftwerksstrukturen angepasst ist. Dazu gehören 36.000 km Höchstspannungsleitungen, 77.000 km Hochspannungsleitungen, 500.000 km Mittelspannungsleitungen und 1.110.000 km Niederspannungsleitungen. Darüber hinaus existieren zwei Hochspannungs-GleichstromÜbertragungsleitungen (HGÜ) nach Dänemark und Schweden. (2) Als Energiespeicher werden bisher fast ausschließlich Pumpspeicherwerke mit einer Gesamtleistung von 7 GW und einer mittleren Speicherzeit von acht Stunden genutzt. Beispielsweise kann das größte Pumpspeicherwerk Goldisthal in Thüringen eine Leistung von 1060 MW über acht Stunden speichern. Zusätzlich werden vorrangig aus Österreich 3 GW Pumpspeicherleistung importiert. Der Gesamtwirkungsgrad der Pumpspeicherwerke liegt bei bis zu 80 %. Klassische Pumpspeicher nutzen natürliche Höhendifferenzen und befinden sich daher bis auf wenige Ausnahmen in Süddeutschland. Darüber hinaus existiert ein Druckluftspeicherwerk in Huntorf bei Bremen mit einer Speicherleistung von Netzanbindung Offshorewindstrom (Bild: Siemens) 290 MW über acht Stunden und einem Gesamtwirkungsgrad von 42 %. Die Druckluft dient dabei zur (5) Zur Vergleichmäßigung des Lastflusses werden Optimierung des Verbrennungsprozesses in einer anstelle von Energiespeichern sogenannte virtuelle erdgasbefeuerten Gasturbine. Energiespeicher werSpeicher genutzt. Durch die gezielte Zu- und Abden bisher in das Übertragungsnetz eingebunden. schaltung von unkritischen Verbrauchern lassen sich (3) Weiter zunehmende Anteile fluktuierender mit vergleichsweise geringen Kosten im KurzzeitbeEnergien aus Windkraftwerken und Fotovoltaikanlareich ähnliche Effekte wie mit Speichern erzielen. gen stellen neue Anforderungen an den Transport Diese bisher schon vereinzelt bei Industrieverbrauund die Speicherung von Energie. Dies betrifft die chern genutzte Methodik soll auf Privatverbraucher folgenden vier Problembereiche: (a) unzureichende ausgedehnt werden. Dazu sollen seit 2010 zeit- und Leistung, (b) Prognoseabweichungen, (c) hohe LeisEnergien in Deutschland 2010 Statusreport Regenerative Energien in Deutschland 2012

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Stromnetze und Speicher

lastvariable Tarife nach § 40 EnWG angeboten werden.

Tendenzen (1) Aktuell werden zur Beschleunigung des Netzausbaus neue gesetzliche Instrumente genutzt. Die Bundesländer erstellen dazu Netzentwicklungspläne als Grundlage für Bundesbedarfspläne zum bedarfsgerechten und zukunftsorientierten Netzausbau. Zukünftig ist deshalb ein im Vergleich zu heute schnellerer Netzausbau zu erwarten. Dabei ist das übergeordnete Ziel die Verstärkung des Übertragungsnetzes mit neuen Freileitungstrassen. Zusätzlich wird die Einrichtung von sogenannten Overlay-Netzen mit höheren Spannungsebenen bzw. als HGÜ-Ausführung geplant. (2) Der Beitrag erneuerbarer Energien zur Systemsicherheit wird durch die Umsetzung der Systemdienstleistungsverordnung für Windkraftkonverter (WindSDLV) stark erhöht. Dies gilt in ähnlicher Ausprägung auch für Fotovoltaikanlagen. Dazu gehören die Teilnahme an der Frequenzregelung, die statische Spannungsregelung sowie die dynamische Spannungsregelung im Fehlerfall. Damit können Prognoseabweichungen und hohe Leistungsgradienten besser beherrscht werden. (3) Zur Flexibilisierung der Stromerzeugung tragen einerseits virtuelle Kraftwerke bei, die aus der Zusammenschaltung fluktuierender und variabel regelbarer Energiewandler bestehen. Andererseits wird auch die klassische, mit fossilen Energieträgern befeuerte Energieversorgung flexibler regelbar, wenn jeweils mindestens ein Kraftwerksblock auf eine geringere thermische Zeitkonstante umgerüstet wird. (4) Die Ausschöpfung der Potenziale des intelligenten Netzes (Smart Grid) mit einer integrierten Verbrauchersteuerung bzw. der indirekt wirkenden Steuerung über zeit- und lastvariable Tarife wird von den Netzbetreibern vorangetrieben. Es zeichnet sich jedoch ab, dass die flächendeckende Installation von zeitauflösender Messtechnik zur Verbrauchserfassung (Smart Meter) im Privatkundenbereich aus Kostengründen nur mittelfristig realisierbar ist. (5) Eine technisch und wirtschaftlich begründete Strategie zur Nutzung und zum Bau von Energiespeichern zeichnet sich bisher nicht ab. Einerseits ist der zukünftige Speicherbedarf nicht exakt kalkulierbar und andererseits sind die wirtschaftlichen Randbedingungen für den Bau und Betrieb von Speichern heute noch nicht vorhanden.

Virtuelles Kraftwerk (Bild: Siemens)

Schlussfolgerungen (1) Der Netzausbau ist das wesentliche Instrument zur Realisierung der Netzintegration von erneuerbaren Energien. Im Vergleich zu allen anderen Lösungen stellt er ein technisches und wirtschaftliches Optimum dar. (2) Ein Beitrag der erneuerbaren Energien zur Systemsicherheit ist unabdingbar. Der heute schon vorhandene Ansatz zur Beteiligung der verteilten Erzeugung an der Netzregelung muss weiter verfolgt und erweitert werden. (3) Eine weitere Flexibilisierung der Stromerzeugung ist bei den erneuerbaren Energien durch den weiteren Ausbau der virtuellen Kraftwerke möglich. Zugleich muss eine flächendeckende flexible Anpassung der mit fossilen Energieträgern befeuerten Kraftwerke erfolgen. (4) Es existieren vielfältige Tendenzen zur Entwicklung neuer bzw. optimierter Energiespeicher. Bisher fehlen die gesetzlichen und wirtschaftlichen Randbedingungen zum Bau und Betrieb derartiger Speicher. Auch der zukünftige Speicherbedarf ist nicht hinreichend genau darstellbar. Da zukünftig jedoch ein steigender Bedarf an Energiespeichern zu erwarten ist, muss diese Problemstellung mittelfristig gelöst werden. (5) Durch eine Kombination von gut steuerbaren Netzen mit integrierten schaltbaren Verbrauchern können der Netzausbau und der Speicherbedarf optimiert, jedoch nicht vermieden werden. Dazu müssen die Steuerungsmöglichkeiten auch zum systemübergreifenden Verbrauch von überschüssiger Leistung und von stark fluktuierenden Leistungsanteilen ausgebaut werden.

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Regenerative Energien zur Wärmeversorgung

4.2 Regenerative Energien zur Wärmeversorgung Stand (1) Der Wärmemarkt ist – neben dem für elektrische Energie und Kraftstoffe – einer der wesentlichen Energiemärkte in Deutschland. Dies gilt primär für den Niedertemperaturwärmemarkt – und damit die Nachfrage nach Raumwärme. (2) Die Nachfrage nach Niedertemperaturwärme wird heute primär durch die fossilen Energieträger Erdgas und leichtes Heizöl gedeckt, die meist in kleintechnischen Konversionsanlagen lokal vor Ort mit dem ausschließlichen Ziel der Wärmenachfragedeckung bereitgestellt wird. Hinzu kommt ein (kleinerer) Anteil an Wärme, die in KWK-Anlagen erzeugt wird; im kleineren thermischen Leistungsbereich sind dies „klassische“ BHKW auf der Basis von Erdgas oder leichtem Heizöl. Bei größeren thermischen Leistungen wird auch Wärme aus mit fossilen Energieträgern befeuerten Kraftwerken ausgekoppelt (das heißt KWK); in solchen Anlagen kann und wird auch Biomasse zugefeuert. (3) Niedertemperaturwärme zur Deckung der Heizenergienachfrage wird auch aus regenerativen Energien erzeugt und im deutschen Energiesystem zu geringen Anteilen genutzt. Dies gilt mit über 90 % für die Biomasse, die hauptsächlich in Form biogener Festbrennstoffe – und hier zum überwiegenden Teil als Stückholz in Kleinfeuerungsanlagen – eingesetzt wird; eine begrenzte Bedeutung hat aber auch Wärme aus Biomasse-KWK (das heißt Biogas und biogene Festbrennstoffe sowie – aufgrund der kürzlich geänderten energiewirtschaftlichen Rahmenbedingungen deutlich eingeschränkter – PflanzenölBHKW). Hinzu kommt Wärme aus der oberflächennahen und tiefen Geothermie sowie der Solarthermie. (4) Unter dem Blickwinkel der Maximierung der energetischen und exergetischen Effizienz der Niedertemperaturwärmebereitstellung – und damit der Optimierung der Klimagasminderung – ist die KWK mit einer möglichst hohen Stromkennziffer eindeutig zu bevorzugen. Problematisch ist nur, dass KWK im größeren Leistungsbereich ein (teures) Verteilnetz für die bereitgestellte Niedertemperaturwärme sowie eine hohe Wärmenachfrage(dichte) benötigt und KWK-Anlagen mit kleinen thermischen Leistungen für die Anwendung im Ein-, Zwei- und unter Umständen Mehrfamilienhausbereich nur eingeschränkt am Markt verfügbar sind. Deshalb wurden in den letzten Jahren eher KWK-Systeme mit mittleren

thermischen Leistungen (das heißt Nahwärmelösungen) realisiert. (5) Im Unterschied zum Strom- und Kraftstoffmarkt ist der Wärmemarkt auf der Erzeugungsseite in Deutschland eingeschränkter reguliert; das Erneuerbare-Energien-Wärme-Gesetz mit einem begrenzten Nutzungszwang für regenerative Energien gilt bisher auf Bundesebene nur für den Neubaubereich. Der deutliche Anstieg der Nutzung regenerativer Energien in diesem Markt, wie er in der letzten Dekade zu beobachten war, ist deshalb hauptsächlich der Tatsache geschuldet, dass die Bürger den Wunsch nach einer umweltfreundlichen, sicheren und überschaubaren Wärmeversorgung haben und oft bereit sind, dafür mehr Geld im Vergleich zu einer ausschließlichen Wärmeerzeugung aus fossilen Energieträgern mittels „klassischer“ Konversionsanlagen auszugeben; das MAP hat diesen Prozess mit entsprechenden Investitionskostenzuschüssen aber unterstützt.

Solarthermische Anlage (Bild: Fraunhofer ISE/Upmann)

(6) Parallel dazu wurden in den letzten Jahren die Dämmstandards immer weiter verbessert mit dem Ziel, die Wärmenachfrage in Deutschland deutlich zu reduzieren. Jedoch ist die tatsächliche Entwicklung hinter den mit diesen Maßnahmen verbundenen Zielen zurückgeblieben; die energetischen Sanierungsraten liegen merklich unter den Erwartungen – und das nicht zuletzt aufgrund der Tatsache, dass eine Wärmedämmung für einen Hausbesitzer oft nicht betriebswirtschaftlich darstellbar ist bzw. er die Kosten nur eingeschränkt an die Mieter weitergeben kann.

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Regenerative Energien zur Wärmeversorgung

Tendenzen (1) Eine Folge der staatlichen Rahmensetzung (das heißt deutlich verbesserte Wärmedämmstandards) wird mittel- bis langfristig der energie- und umweltpolitisch angestrebte Rückgang der Wärmenachfrage sein. Parallel dazu ist zu erwarten, dass die Bevölkerung in Deutschland aufgrund des demografischen Wandels sinken wird. Selbst wenn dann die pro Bürger im statistischen Mittel bewohnte Fläche zunimmt, dürfte dies den genannten Effekt noch verstärkten. Diese Entwicklung hat signifikante Auswirkungen auf alle großtechnischen (zentralen) Wärmeversorgungssysteme (z. B. Fernwärmeinseln bzw. -netze). (2) Wärme kann oft vergleichsweise effizient in KWK-Anlagen mit hoher installierter thermischer Leistung bereitgestellt werden. Dann fallen an einem potenziellen Konversionsanlagenstandort aber z. T. sehr große Niedertemperaturwärmeleistungen an, die sinnvollerweise nur über entsprechend groß dimensionierte Netze an die Nachfrager verteilt werden können. Diese Nachfrager sind aber im Allgemeinen Haushaltskunden mit einer Wärmenachfrage mit weniger als 2000 Volllaststunden. Entsprechend hoch sind sowohl die Investitionen in derartige Netze als auch die Betriebskosten aufgrund der z. T. sehr hohen Verteilverluste insbesondere in den Sommermonaten. (3) In den letzten Jahren wurden nur noch eingeschränkt neue, größere Wärmeverteilnetze realisiert. Dies liegt u. a. daran, dass (a) ein Großteil der heute wirtschaftlich erschließbaren Potenziale (das heißt Gebiete mit einer hohen Wärmenachfragedichte) in Deutschland bereits erschlossen sind, (b) die durchschnittliche Niedertemperaturwärmenachfrage infolge besserer Dämmung und tendenziell sinkender Bevölkerung zukünftig potenziell zurückgehen dürfte, (c) die Investitionen in neue Wärmeverteilnetze insbesondere in Gebieten mit hoher Wärmenachfragedichte (das heißt innerstädtischer Bereich) oft hoch bis sehr hoch sind und zudem vor dem Hintergrund der Konkurrenzsituation zu einer Erdgasversorgung kaum wirtschaftlich darstellbar sind sowie (d) die Bürger nicht immer zwingend einem Fernwärmeanschluss mit Euphorie entgegen sehen. (4) Wärme aus Biomasse hat in den letzten Jahren immer mehr Marktbedeutung erlangt. Damit sind aber auch die mit der verstärkten thermischen Nutzung fester Biomassen verbundenen Folgen zunehmend in den Blickpunkt der öffentlichen Diskussion geraten (u. a. Nachhaltigkeitsaspekte im Zusammenhang mit der Biobrennstoffbereitstellung, Konkurrenz einer stofflichen und energetischen Holznutzung, Feinstaubemissionen, VOC-Emissionen).

Sinngemäß gilt diese Entwicklung auch für andere Optionen zur Nutzung regenerativer Energien im Wärmemarkt, deren stärkere Nutzung potenzielle ökonomische, ökologische und gegebenenfalls auch soziale Folgen mehr und mehr offensichtlich werden und in das öffentliche Bewusstsein treten lässt.

Biomasseheizwerk (Bild: TU HH)

(5) Parallel dazu nimmt auch das öffentliche Interesse an „neuen“ Optionen zur Wärmebereitstellung aus erneuerbaren Energien zu. Dies gilt beispielsweise für eine Wärmeerzeugung aus Biomethan und eine KWK auf der Basis fester Biomasse mittels der thermo-chemischen Vergasung.

Schlussfolgerungen (1) Der Wärmemarkt kann (und soll) einen sehr großen Beitrag zum Klimaschutz leisten – und dies einerseits durch eine Reduktion der Wärmeverbrauchs bzw. -bedarfs – und damit der gesamten Wärmenachfrage und andererseits durch eine klimaverträglichere Wärmebereitstellung auf der Basis regenerativer Energien, aber auch beispielsweise durch eine Wärmerückgewinnung. Diese beiden Seiten der gleichen Medaille sollten aber besser wie in der Vergangenheit zu einer schlüssigen und konsequent umgesetzten politischen Strategie zusammengeführt werden, die dann auch konsequent durch entsprechende Maßnahmen in der Praxis umzusetzen ist. (2) Aus organisatorischer Sicht wäre es sinnvoll, die planungsrechtlichen Grundlagen so zu gestalten, dass ein detaillierter Energieversorgungsplan bzw. ein umfassendes Energiekonzept zu jedem Bebauungsplan obligatorisch wird – und das sowohl für Neubaugebiete als auch für den Bestand. Dies würde die Grundlagen für die Planung einer effizienten Wärmeversorgung deutlich verbessern.

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Regenerative Energien zur Wärmeversorgung

(3) Bei der Wärmedämmung muss das Dilemma, dass die Kosten für die Dämmung der Hausbesitzer trägt und der Nutzen der Mieter hat, aufgelöst werden. Gleiches gilt sinngemäß auch für die Kosten für die Installation von Wärmeerzeugern auf der Basis erneuerbarer Energien (z. B. (Zusatz-)Kosten für den Einbau einer solarthermischen Anlage). Nur wenn dieses Problem nachhaltig und akzeptierbar gelöst ist, wird sich der Markt entsprechend entwickeln. (4) Zukünftig dürfte es immer schwieriger werden, unter Kosteneffizienzgesichtspunkten neue größere Fernwärmenetze zu realisieren. Dies gilt nicht zwingend für Nahwärmeinseln, bei denen oft mit einem vergleichsweise geringen Investitionsvolumen durchaus beachtliche Wärmenachfragepotenziale erschlossen werden können, wenn es gelingt, alle Beteiligten „in ein Boot“ zu holen. Deshalb sollten die energiewirtschaftlichen Rahmenbedingungen diese Option verstärkt unterstützen; parallel dazu ist aber auch die Kreativität der lokal handelnden Akteure gefragt, die durch innovatives Denken unkonventionelle Lösungen erarbeiten und diese vor Ort – und Einbeziehung aller lokalen Akteure – durchsetzen müssen. (5) Die Brennwerttherme auf der Basis von Biomethan ist unter Energie- und Klimaschutzaspekten sehr effizient. Diese hohe energetische und ökologische Effizienz könnte durch den Einsatz motorgetriebener Wärmepumpen – ebenfalls auf der Basis von Biomethan – nochmals merklich verbessert werden. Deshalb sollte durch flankierende Maßnahmen der Weg für die Markteinführung dieser Option geebnet werden; dies müsste entsprechende F&E- und parallel dazu zielführende Markteinführungsmaßnahmen beinhalten. (6) Biogene Festbrennstoffe (das heißt Stückholz, Hackgut, Pellets) werden auch weiterhin den Löwenanteil der Wärme aus regenerativen Energien in Deutschland beitragen. Die Brennstoffbereitstellung ist vorhanden, die Konversionsanlagen sind am Markt verfügbar und die Holzverbrennung im kleinen Leistungsbereich bei den Bürgern weitgehend akzeptiert. Um eine weitere Marktdurchdringung – auch unter Nachhaltigkeitsaspekten – zu ermöglichen, müssen (a) das Biobrennstoffangebot ohne signifikante Nutzungskonkurrenzen ausgeweitet (z. B. durch die Markteinführung von Mischbrennstoffen), (b) die Biobrennstoffmärkte insbesondere für Stückholz professionalisiert, (c) die Konversionsanlagentechnik emissionsärmer (u. a. Feinstaub) und bedienfreundlicher sowie (d) die regelmäßige umweltseitige Überprüfung verbessert werden. (7) Solarthermische Systeme haben den prinzipiellen Nachteil, dass sie im Allgemeinen ein Back-upSystem mit der vollen thermischen Leistung benötigen, da im Winter bei geschlossener Schneedecke

praktisch keine solare Wärme bereitgestellt werden kann. Deshalb kann die solarthermische Wärme nur fossile oder regenerative Brennstoffenergie substituieren. Und bei den heutigen Brennstoffpreisen ist diese Option deshalb betriebswirtschaftlich kaum darstellbar. Um deshalb der Solarthermie eine größere Marktbedeutung zu ermöglichen, müssen weitergehende Maßnahmen insbesondere für den Bestandswohnungsbau implementiert werden, mit denen dieses Problem überwunden – oder zumindest entschärft – werden kann.

Solare Nahwärme (Bild: Fraunhofer ISE)

(8) Die Nutzung der oberflächennahen Erdwärme mittels Wärmepumpen hat die letzten Jahre tendenziell eine weitere Verbreitung gewonnen. Mit höheren Anteilen einer Stromerzeugung aus regenerativen Energien wird diese Option auch immer klimaeffizienter. Hinzu kommt, dass Wärmepumpen zur Wärmenachfragedeckung im Allgemeinen durch den Netzbetreiber steuerbar ausgelegt werden können. Sie können damit helfen, die fluktuierende Erzeugung aus Wind und Sonne auszugleichen. Diese Option wird bei den derzeitigen energiepolitischen Diskussionen bezüglich der Vergleichmäßigung der angebotsorientierten Stromerzeugung oft vergessen. Gleiches gilt sinngemäß beispielsweise auch für die mit Biogas oder Biomethan betriebenen BHKW, die ebenfalls einen diesbezüglichen Beitrag leisten könnten. (9) Die tiefe Erdwärme trägt heute zur Deckung der Niedertemperaturwärme nur sehr wenig bei, da im Allgemeinen die Errichtung einer entsprechenden Wärme-Verteilinfrastruktur (z. B. Fernwärmenetz) sehr aufwendig ist. Deshalb sollten hier verstärkt die Möglichkeiten der Wärmebereitstellung für vorhandene Fernwärmenetze einerseits und industrielle (und gewerbliche) Nachfrager – sowohl als große Einzelnachfrager (z. B. große Industrieunternehmen) oder als Nachfragegruppen (z. B. Gewerbegebiet) – geprüft werden.

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Elektromobilität

4.3 Elektromobilität Stand (1) Elektromobilität könnte eine wichtige technische Säule für den Umbau des Energiesystems („Energiewende“) werden und bietet auch große Chancen für den Industriestandort Deutschland unter dem Aspekt „Entwicklung exportfähiger Technologien“. (2) Im Rahmen der „Nationalen Plattform Elektromobilität“ (NPE) hat die Bundesregierung bereits im Mai 2010 Vertreter von Industrie, Wissenschaft, Politik und Gesellschaft zusammengeführt, um Deutschland für den „Leitmarkt und als Leitanbieter für Elektromobilität 2020“ vorzubereiten. (3) Geplant ist von Seiten der Bundesregierung eine Million Elektroautos bis 2020. In einer ersten Entwicklungsphase der Marktvorbereitung von 2012 bis 2014 sollen zur Erreichung dieses Ziels bis zu 17 Mrd. € an öffentlichen F&E-Mitteln investiert werden.

ten leistungsstarker Batterien (noch) zu hoch, die Reichweite (noch) zu gering, die Systeme (noch) zu schwer und die Ladezeit (noch) zu lang. Auch fehlen Langzeiterfahrungen bezüglich Lebensdauer, Sicherheit und Nutzerverhalten. Dies gilt sinngemäß auch für das Batterierecycling (Prozesse und Infrastruktur), da die potenziell benötigten Rohstoffe endlich und damit teuer sind. (6) Batteriesysteme für Elektrofahrzeuge haben Systemlösungspotenzial, da sie sowohl die fluktuierende Stromerzeugung erneuerbarer Energien (Wind, Sonne) ausgleichen als auch als Speicher für den elektrischen Fahrzeugantrieb dienen können. Beide Optionen werden diskutiert; offen ist, wie eine Kombination im Rahmen einer technisch verlässlichen, ökonomisch darstellbaren, ökologisch vielversprechenden und sozial akzeptablen Win-win-Situation optimal gestaltet werden kann.

Tendenzen

Elektroauto (Bild: ©Semen Grinberg/PIXELIO)

(4) Der Verkehrssektor hat einen Anteil von rund 30 % am Endenergieverbrauch in Deutschland; näherungsweise vergleichbar sind auch die Klimagasemissionen. Hierbei trägt der Straßenverkehr mit etwa 85 % den größten Anteil an den Treibhausgasemissionen bei. Daher verfolgt die Automobilindustrie neben der Effizienzsteigerung konventioneller Antriebe auch alternative Ansätze in der Fahrzeugentwicklung auf Basis beispielsweise von Strom oder Wasserstoff. Ein wesentlicher Treiber der Entwicklungen ist und bleibt dabei das Ziel der Verbrauchsreduktion der Fahrzeuge. (5) Für die Elektromobilität ist die Batterietechnik die Schlüsseltechnologie. Derzeit sind aber die Kos-

(1) Derzeit diskutierte alternative Antriebstechnologien der Fahrzeughersteller sind neben Gasantrieben die Hybride, eine Kombination aus Verbrennungsmotor und Elektromotor und die Elektrofahrzeuge, die mit Elektromotoren als Antriebsquelle fahren. (2) Je nach Anteil des Einsatzes des Elektromotors neben dem Verbrennungsmotor können MikroHybride (Start-Stop-Systeme, Elektromotor mit bis zu 25 kW), Mild-Hybride, Voll-Hybride (hier ist rein elektromotorisches Fahren möglich) oder Plug-InHybride unterschieden werden. Letzterer, auch „Steckdosenhybrid“ genannt, kann an der heimischen Steckdose oder an Ladestationen aufgeladen werden. Meist hat er eine größere Batterie als ein reiner Hybrid und stellt damit eine Mischform zwischen Hybriden und Elektrofahrzeugen dar. (3) Zu den Elektrofahrzeugkonzepten zählen die batterieelektrischen Fahrzeuge (BEV), die Range Extender und im weiteren Sinne Brennstoffzellenfahrzeuge. Im Gegensatz zu Verbrennungsmotoren entfalten Elektroantriebe ihr volles Drehmoment schon bei geringen Drehzahlen; dies ermöglicht ein zügiges Anfahren und eine hohe Beschleunigung. Elektromotoren zeigen auch hohe Wirkungsgrade (das heißt, sie setzen elektrische Energie fast vollständig in Bewegungsenergie um). (4) Da ein Brennstoffzellenfahrzeug in jedem Fall nicht direkt mit Strom aus dem Netz betankt wird,

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Elektromobilität

fallen solche Fahrzeuge, ebenso wie gewöhnliche Hybridfahrzeuge, nicht unter den „Nationalen Entwicklungsplan Elektromobilität“ der Bundesregierung. (5) Jedes der genannten Antriebskonzepte hat Vorund Nachteile. Besonderer Vorteil sind die niedrigen Emissionen und Verbrauchswerte der Hybridfahrzeuge, die besonders gut geeignet für den Stadtverkehr sind. Viele Full-Hybrid- und Plug-In-Konzepte befinden sich derzeit im Status von Studien oder Prototypenfahrzeugen. Dennoch werden mittlerweile Fahrzeuge als Mikro-, Mild-, Full- und Plug-InHybrid vom Kleinwagen bis zum Luxussegment angeboten. Bisher hat sich allerdings noch keines für breite Käuferschichten als ernsthafte Alternative zum reinen Verbrennungsmotor durchgesetzt. (6) Das Elektrofahrzeugangebot ist geprägt von Kleinserien sowie Fahrzeugmodellen hauptsächlich im Kleinwagensegment mit einer Reichweite von bis zu 200 km. Deshalb haben Elektrofahrzeuge, die deshalb prädestiniert sind für den Cityverkehr mit kurzen, innerstädtischen Mobilitätsbedürfnissen, noch keine breite Käuferakzeptanz gefunden. (7) Aktuelle Elektrofahrzeugstudien befinden sich in der Alltagserprobung. Im Fokus der Entwicklungen steht die Steigerung der Leistung und Speicherkapazität der Lithium-Ionen-Batteriezellen z. B. durch die Verwendung neuer Materialkombinationen für Kathoden, Anoden und Elektrolyte der Zellen. Mit der Steigerung der Batterieleistung geht auch die Steigerung der Reichweite einher. (8) Bei der weiteren Entwicklung werden auch Eigenschaften weiterentwickelt, die den Ansprüchen der Automobilnutzer genügen (z. B. Anpassungen in Bezug auf Effizienz, Bauraum, Gewicht, Sicherheit, Haltbarkeit und Robustheit unter extremen mechanischen und klimatischen Belastungen).

Schlussfolgerungen (1) Die Mobilitätsansprüche in Deutschland waren die letzten Jahre einer deutlichen Diversifizierung unterworfen. Stadtauto, Carsharing und Call a Bike sind nur wenige Beispiele. Die Elektromobilität kann sich in diese Entwicklung ideal einklinken. (2) Im Unterschied zu „klassischen“ Fahrzeugen werden Elektrofahrzeuge mit „neuen“ Verkaufsmodellen angeboten. Das „Kauf-Leasing“, bei dem der Kunde das Fahrzeug kauft, aber die Batterie least (das heißt Betriebskosten aus Stromkosten und Batteriemiete), ist ein derartiges Modell; weitere sind in der Diskussion. Offen ist, wie sich dieser Markt ent-

wickeln wird; dies gilt insbesondere dann, wenn die Multifunktionalität der Batterie (u. a. Ausgleich einer fluktuierenden Stromerzeugung) stärker genutzt werden soll. (3) Erste Lademanagementsysteme zum Aufladen von Elektrofahrzeugen sind auf dem Markt verfügbar (H2V, „home to vehicle“). Inwieweit es in der Fläche öffentliche Ladestationen geben wird und wie diese von einem Kunden genutzt werden können, ist derzeit noch offen und Gegenstand intensiver Diskussionen. (4) Für eine kostengünstige Elektromobilität bedarf es weiterer intensiver Aktivitäten der Branchen Automobil-, Maschinen- und Anlagenbau, Energieversorgung, Elektroindustrie, Chemieindustrie, Metallindustrie, IT-Technologie. Diese müssen unterstützt werden durch die entsprechenden Forschungseinrichtungen. Aus der Vielzahl der absehbaren Möglichkeiten müssen sich in den kommenden Jahren die Optionen herauskristallisieren, die (a) kostengünstig umsetzbar sind, (b) einen maximalen Zusatznutzen z. B. im Stromversorgungssystem haben, (c) höchsten Nachhaltigkeitsanforderungen entsprechen und (d) von einer sich wandelnden Gesellschaft vollumfänglich akzeptierbar sind. (5) Die Bundesregierung hat im April 2012 im Rahmen des „Schaufenster-Programms“ vier Pilotregionen festgelegt. Als „Schaufenster“ sind diejenigen groß angelegten regionalen Demonstrations- und Pilotvorhaben ausgewählt worden, in denen die innovativsten Elemente der Elektromobilität an der Schnittstelle von Energiesystem, Fahrzeug und Verkehrssystem gebündelt und deutlich – auch international – sichtbar gemacht werden. Die dort in den kommenden Jahren gemachten Erfahrungen müssen ausgewertet und in den laufenden Entwicklungsprozess integriert werden, um eine effiziente Einführung der Elektromobilität in Deutschland sicherzustellen. (6) China ist mit seinen Metropolen und dicht besiedelten Ballungsräumen prädestiniert für die Einführung der Elektromobilität. Damit könnte der Wachstumsmarkt China die Elektromobilität entscheidend voranbringen. Damit sind auch für Deutschland industriepolitische Chancen verbunden. (7) Die effektive Speicherung elektrischer Energie ist ein wesentliches Element der Elektromobilität. Deshalb müssen die F&E-Anstrengungen hier deutlich ausgeweitet werden, damit Deutschland dort eine Spitzenstellung einnehmen kann. Parallel dazu müssen die entsprechenden Normen und Spezifikationen erarbeitet werden.

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Verein Deutscher Ingenieure e.V. VDI-Gesellschaft Energie und Umwelt Dr.-Ing. Eleni Konstantinidou Postfach 10 11 39 40002 Düsseldorf Telefon: +49 211 6214–219 Telefax: +49 211 6214–177 E-Mail: [email protected] www.vdi.de/geu