Unterschiedliche regenerative Energieträger wie Solarenergie, Windenergie, Wasserkraft, Biomasse, Geothermie, Umgebungswärme, Gezeitenenergie oder Energie in Form von Meeresströmungen lassen sich durch verschiedene technische Anlagen in elektrische Energie umwandeln. Dabei haben die einzelnen Energieträger in Deutschland eine sehr unterschiedliche Bedeutung. In den folgenden Abschnitten werden die wichtigsten Technologien kurz dargestellt, der Stand der Technik erläutert und die jeweiligen Potentiale ermittelt.

Bei den Techniken zur Nutzung der Sonnenenergie unterscheidet man zwischen direkter Umwandlung von Sonnenenergie in elektrische Energie und indirekter Umwandlung, zum Beispiel über Wärmeerzeugung als Zwischenstufe. Bei der direkten Umwandlung ist die Photovoltaik die vielversprechendste Technologie, während bei der indirekten Umwandlung vor allem die solarthermische Stromerzeugung einen hohen technischen Stand erreicht hat. Andere Technologien wie photochemische Zellen werden hier nicht betrachtet, da bei ihnen noch ein großer Forschungsbedarf bis zur Erreichung der Serienreife besteht und diese Technologien auf absehbare Zeit nicht zur Verfügung stehen werden.

Die Anwendung der Photovoltaik reicht bis ins Jahr 1954 zurück, in dem in den amerikanischen „Bell-Laboratories“ die erste Siliziumsolarzelle mit einem Wirkungsgrad von etwa 5 % gebaut wurde.

Bei der photovoltaischen Energiewandlung werden elektrische Ladungsträgerpaare durch eintreffendes Licht getrennt. Hierzu wird ein elektrisches Feld benötigt, welches sich über einen pn-Übergang in einem Halbleiter erzeugen lässt. Ausgangsmaterial für die meisten derzeit auf dem Markt erhältlichen Solarzellen ist Silizium. Der pn-Übergang wird hier durch das Eindiffundieren von Fremdatomen wie Phosphor oder Bor erzeugt.

Von der Energie des eintreffenden Lichts kann nur ein Teil umgewandelt werden. Einige Teile gehen durch Reflexion, Transmission oder Rekombination verloren (Bild 3.1).

Bild 3.1  Vorgänge in einer Solarzelle [Qua99]

Der theoretisch maximale Wirkungsgrad bei kristallinem Silizium liegt bei etwa 44 % [Wag94]. Höhere Wirkungsgrade sind durch die Kombination verschiedener Materialien in sogenannten Tandemzellen möglich. In der Praxis werden jedoch deutlich geringere Wirkungsgrade erreicht. Die Tabelle 3.1 zeigt verschiedene Materialien der Photovoltaik und deren Wirkungsgrade. Zwischen dem Laborwirkungsgrad und dem Serienwirkungsgrad ist meist ein gewisser Abstand vorhanden. Während bei High-Efficiency-Zellen auf der Basis von monokristalliniem Silizium zukünftig Wirkungsgrade auch bei der Serienproduktion von über 20 % denkbar sind, werden vor allem Dünnschichtzellen aus Materialien wie kristallinem Silizium, Cadmiumtellurid (CdTe) oder Kupfer-Indium-Diselenid (CIS) große Entwicklungsmöglichkeiten zugeschrieben. Durch den erheblich geringeren Materialeinsatz ist eine deutliche Kostendegression möglich. Aus heutiger Sicht erscheinen bei den Dünnschichtzellen langfristig Wirkungsgrade um 15 % denkbar, mittelfristig werden die Serienwirkungsgrade eher in der Größenordnung von 10 % liegen.

Tabelle 3.1   Wirkungsgrade in der Photovoltaik, Stand Ende 1998 (Daten: [ISE98; Gre98], aktuelle Moduldatenblätter, eigene Abschätzungen)

Bei der großtechnischen Stromerzeugung über die Photovoltaik werden heute fast ausschließlich Zellen aus mono- oder polykristallinem Silizium verwendet. Der Wirkungsgrad h_PV,N der Photovoltaikmodule ist stets bei Standardtestbedingungen (AM 1,5, Bestrahlungsstärke 1.000 W/m², Temperatur 25 °C) angegeben. In der Realität ist dieser jedoch meist geringer, da es bei geringerer Bestrahlung oder höheren Temperaturen zu Wirkungsgradeinbußen kommt. Im Jahresmittel können hierbei 5 % bis 8 % veranschlagt werden. Weiterhin kommt es zu Verlusten in den Leitungen zum Wechselrichter in der Größenordnung von 3 % bis 5 %. Die genannten Verluste lassen sich zu einem sonstigen Verlustfaktor f_S zusammenfassen. Bei heutiger Technologie wird dieser mit etwa 10 % abgeschätzt. Verluste durch Verschmutzungen und Abschattungen werden später bei der Ermittlung der Bestrahlungsverluste berücksichtigt und durch den Verlustfaktor f_B ausgedrückt.

Im Folgenden sollen ausschließlich photovoltaische Systeme betrachtet werden, die direkt über einen Umrichter mit dem Netz gekoppelt sind. Der Wirkungsgrad eines Umrichters ist stark von den Einstrahlungsbedingungen und der damit verbundenen Leistung des Photovoltaikgenerators abhängig. Bild 3.2 zeigt den Verlauf des Wirkungsgrads über der Eingangsleistung für zwei kommerzielle Wechselrichter. Der Wechselrichter mit der größeren Leistung zeichnet sich durch einen geringfügig besseren Wirkungsgrad aus. Im Teillastbereich bis unter 10 % verfügen beide Wechselrichter noch über einen hohen Wirkungsgrad.

Bild 3.2   Wirkungsgrad über der relativen Generatorleistung [Qua99]

Der sogenannte Euro-Wirkungsgrad ermöglicht den Vergleich unterschiedlicher Wechselrichter. Seine Definition lautet:

     (3.1)

Der Euro-Wirkungsgrad berücksichtigt vor allem das Verhalten des Wechselrichters in Teillastbereichen, die typischerweise bei durchschnittlichen Strahlungsverhältnissen in Mitteleuropa auftreten. Der Euro-Wirkungsgrad von den auf dem Markt erhältlichen Wechselrichtern liegt zwischen 87 % und 94 %. Weiterhin kommt es zu Anpassungsfehlern, wenn die Solarmodule durch den Wechselrichter nicht im optimalen Arbeitspunkt (MPP) betrieben werden. Diese Verluste sollten in der Regel deutlich unter 5 % liegen. Die MPP-Anpassungsfehler werden im Weiteren dem Wechselrichter zugeordnet, sodass für heutige Umrichter ein mittlerer Wirkungsgrad h_WR von 90 % realistisch erscheint. In Tabelle 3.2 sind die Annahmen für die Systemwirkungsgrade für verschiedene Technologien heutiger und zukünftiger Photovoltaikanlagen angegeben.

Im deutschen 1000-Dächer-Programm zu Beginn der 90er Jahre hat sich gezeigt, dass vor allem durch Abschattungen große Einbußen bei Photovoltaikanlagen hervorgerufen wurden [ISE96]. Aus diesen Grund wird für die weiteren Untersuchungen davon ausgegangen, dass im Gegensatz zu den Anlagen des 1000-Dächer-Programms ausschließlich schattentolerante Systeme eingesetzt werden [Qua96a; Qua96b].

Diese Systeme bestehen aus schattentoleranten Modulen mit integrierten Bypassdioden, elektrisch entkoppelten Zellreihen bei aufgeständerten Modulen [Qua98a] und Strang- oder Modulwechselrichtern(Bild 3.3).

Bild 3.3   Photovoltaikgenerator mit Strangwechselrichtern (links) und mit Modulwechselrichtern (rechts) [Qua96b]

Durch die Errichtung schattentoleranter Systeme kann der Ertrag im Vergleich zu den Anlagen des deutschen 1000-Dächer-Programms deutlich erhöht werden. Die bei der Errichtung in städtischen Gebieten nicht vermeidbaren Abschattungsverluste werden später bei der Bestimmung der Bestrahlungswerte berücksichtigt.

Ein weiterer Vorteil der kleinen Umrichtereinheiten ist eine höhere Verfügbarkeit sowie eine stärkere Vergleichmäßigung der eingespeisten Leistung bei stark schwankendem Strahlungsangebot, wie schnell ziehender aufgelockerter Bewölkung.

Aus der Jahressumme der solaren Bestrahlung H_G,gen in der Modulebene kann nun die durch die Photovoltaikanlage in das Netz eingespeiste elektrische Energie E_el berechnet werden:

     (3.2)

Der mittlere Wechselrichterwirkungsgrad h_WR und die Verlustfaktoren f_S und f_B lassen sich zur Performance Ratio

     (3.3)

zusammenfassen. Mit dem Verlustfaktor f_B zwischen 0,05 und 0,2 (vgl. Tabelle 3.6) liegt die Perfomance RatioPR bei heutiger kristalliner Silizium-Technik zwischen 0,65 und 0,77. Diese Werte decken sich auch mit ermittelten Werten aus dem 1000-Dächer-Programm [ISE96]. Bei zukünftiger Technologie wird unterstellt, dass sich die Performance Ratio auf Werte zwischen 0,72 und 0,86 steigern lässt.

Die Berechnung der momentanen Leistung von Photovoltaikanlagen kann analog erfolgen, wenn anstelle der solaren Bestrahlung H_G,gen die solare Bestrahlungsstärke E_G,gen auf der Modulebene bei der Berechnung verwendet wird. Hierbei ist jedoch zu berücksichtigen, dass die Wirkungsgrade und Verlustfaktoren mit der Bestrahlungsstärke und der Temperatur variieren. Werden die Momentanwerte über ein Jahr berechnet, muss sich in der Summe wieder die zuvor berechnete Energie E_el ergeben.

Neben der direkten Umwandlung von Sonnenenergie in elektrische Energie werden vor allem der solarthermischen Stromerzeugung große Entwicklungschancen zugeschrieben, deren Einsatzmöglichkeiten für Deutschland jedoch nur sehr begrenzt sind. Hierbei finden unter anderem folgende Kraftwerkstechnologien Anwendung:

·     Parabolrinnenkraftwerke
·     Solarturmkraftwerke
·     Dish-/Stirling-Anlagen
·     Solare Aufwindkraftwerke

Für sämtliche Kraftwerkstypen wurden bereits funktionierende Prototypen errichtet. Darüber hinaus befinden sich in den USA Parabolrinnenkraftwerke mit einer Gesamtleistung von über 350 MW im kommerziellen Einsatz [Gey98].

Solare Aufwindkraftwerke haben aufgrund ihres geringen Wirkungsgrades einen extrem großen Flächenbedarf. Die anderen genannten Kraftwerke arbeiten mit konzentriertem Sonnenlicht, können also nur den direkten Anteil des Sonnenlichtes nutzen. Sie eignen sich daher hauptsächlich für Regionen mit überwiegend direkter Strahlung wie Südeuropa oder Nordafrika. In Deutschland beträgt der Anteil der direkten Strahlung weniger als 50 % der jährlichen Gesamtbestrahlung. Deshalb wird im Folgenden ein Einsatz solarthermischer Kraftwerke für Deutschland nicht weiter betrachtet. Sie können aber beim Import von Strom aus südlichen Regionen auch für die Elektrizitätsversorgung in Deutschland eine erhebliche Rolle spielen (vgl. Kapitel 6.2.1).

Die Geschichte der technischen Nutzung der Windkraft reicht bis in die Zeit vor Christi Geburt zurück. Anfangs wurde die Windenergie in mechanische Energie wie zum Pumpen und Getreide mahlen umgewandelt. Bereits 1891 wurde in Dänemark von Poul La Cour eine Windkraftanlage zur Erzeugung elektrischen Stroms errichtet. Niedrige Energiepreise verhinderten jedoch den Durchbruch, und erst nach der Energiekrise und dem Reaktorunglück in Tschernobyl erlebte die Windenergie ihre Renaissance. Vor allem Dänemark zählte Ende der 80er Jahre zu den Vorreitern in der Windkraft. Im sogenannten „Dänischen Konzept“ werden Asynchrongeneratoren verwendet, die über ein Getriebe und eine Kupplung direkt mit dem Netz gekoppelt sind (Bild 3.4). Der Aufbau der Anlagen ist sehr preisgünstig und robust, die Qualität des elektrischen Stroms genügt jedoch nicht immer strengen Kriterien. Heute erreichen Windkraftanlagen Leistungen bis zu 2,5 MW. Die Anlagen dänischer Hersteller wie Vestas werden immer noch nach dem altbewährten Prinzip gebaut. Über einen variablen Schlupf wird neuerdings versucht, durch geringfügige Drehzahländerungen auftreffende Böen abzupuffern.

Bild 3.4   Direkt mit dem Netz gekoppelter Asynchrongenerator [Qua99]

In Deutschland setzte der Boom in der Windkraft erst Anfang der 90er Jahre ein. Durch das deutsche 250 MW-Wind-Programm und das Stromeinspeisegesetz wurden technische Weiterentwicklungen vorangetrieben. Neue Entwicklungen in der Leistungselektronik ermöglichen eine bessere Netzqualität. Über Konzepte mit doppeltgespeisten Asynchrongeneratoren oder getriebelosen Synchrongeneratoren mit Frequenzumrichtern (Bild 3.5) kann die Blindleistung geregelt und über eine variable Drehzahl sowohl die Qualität des Stroms als auch die Leistungsausbeute deutlich verbessert werden.

Bild 3.5   Getriebeloser Synchrongenerator mit Gleichspannungszwischenkreis

Das Konzept mit getriebelosem Synchrongenerator wird heute z.B. vom deutschen Marktführer Enercon bei den Anlagentypen E-40 oder E-66 eingesetzt.

Windkraftanlagen mit Leistungen zwischen 1 MW und 2,5 MW werden derzeit von fast allen Herstellern angeboten. Die Verfügbarkeit der Anlagen ist groß, und sie sind an windreichen Standorten auch unter herkömmlichen betriebswirtschaftlichen Gesichtspunkten konkurrenzfähig zu konventionellen Systemen. Somit stellt die Windkraft bereits heute eine Alternative zur konventionellen Stromerzeugung dar.

Die Anlagengröße kann prinzipiell noch gesteigert werden. Da jedoch heutige Anlagen bereits Rotordurchmesser über 60 m erreichen, und zunehmende Beeinträchtigungen des Landschaftsbildes gegen eine weitere starke Vergrößerung sprechen, wird für die weiteren Betrachtungen von einer durchschnittlichen Anlagengröße zwischen 1,5 MW und 3 MW ausgegangen. Bei Offshore-Installationen hingegen sind größere Anlagen sinnvoll. Hier wird generell eine Anlagengröße von 3 MW angenommen. Es ist auch zu erwarten, dass sich die Netzverträglichkeit von Windkraftanlagen durch technologische Entwicklungen in Zukunft weiter verbessern lässt.

Die im Wind durch eine Fläche A enthaltene Leistung P lässt sich mit der Luftdichte r (im Mittel r = 1,225 kg/m³) über die Windgeschwindigkeit v berechnen:

     (3.4)

Durch den Leistungsbeiwert c_P wird der Anteil der Leistung des Windes, den eine Windkraftanlage nutzen kann, ermittelt. Der theoretisch maximale Wert für c_P beträgt 0,593 und wird auch als Betz’scher Leistungsbeiwert c_P,Betz bezeichnet. Bei realen Anlagen werden geringere Leistungsbeiwerte erreicht, die zudem noch von der Windgeschwindigkeit abhängen.

Die elektrische Wirkleistung P_el einer Windkraftanlage ergibt sich dann über

     (3.5)

Bild 3.6 zeigt den Leistungsbeiwert und die elektrische Wirkleistung über der Windgeschwindigkeit für die 1.500 kW Anlage E-66. Aus der mittleren Windgeschwindigkeit eines Standortes im Verlauf eines Jahres kann mit Hilfe der Rayleigh-Verteilung

     (3.6)

die Häufigkeitsverteilung des Windes beschrieben werden.

Bild 3.6   Leistungsbeiwert c_P und elektrische Wirkleistung P_el in Abhängigkeit von der Windgeschwindigkeit der Windkraftanlage E-66 (66 m Rotordurchmesser, 1.500 kW Nennleistung, Daten: [Ene98])

Über die Rayleigh-Verteilung lässt sich die mittlere elektrische Leistungsabgabe

     (3.7)

der Windkraftanlage für den gewählten Standort berechnen. Die durch die Windkraftanlage in einem Jahr abgegebene elektrische Energie E_el ergibt sich schließlich über

     (3.8)

Für die folgenden Berechnungen wird ein idealisierter Verlauf des Leistungsbeiwerts c_P angenommen:

     (3.9)

Hierbei wird unterstellt, dass sich durch optimierte drehzahlvariable Windkraftanlagen zwischen der Anlaufwindgeschwindigkeit v_Start und der Nennwindgeschwindigkeit v_N der maximale Leistungsbeiwert der Anlage bei allen Windgeschwindigkeiten erreichen lässt. Ab der Nennwindgeschwindigkeit wird die Leistung der Windkraftanlage bis zur Abschaltwindgeschwindigkeit v_Stop konstant gehalten, wodurch dann der Leistungsbeiwert sinkt.

Tabelle 3.3 zeigt die Parameter, die für verschiedene Anlagenkonfigurationen für unterschiedlichen Bezugsjahre und Standorte (vgl. auch Kapitel 4.3.2.2) gewählt wurden und Bild 3.7 die daraus resultierenden Kennlinien des Leistungsbeiwerts und der elektrischen Leistung der 1,5 MW-Anlagen.

Standorte: ¹⁾ Berg- und Binnenland    ²⁾ Binnen- und Küstennahland    ³⁾ Küstenland und Offshore    ⁴⁾ Offshore im Gebiet Helgoland

Bild 3.7   Leistungsbeiwert und relative elektrische Wirkleistung der Anlagen mit einer Leistung von 1,5 MW und einer Rotorfläche von 3.500 m² gemäß Tabelle3.3

Bei den späteren Berechnungen in Kapitel 4.3 liegen Messwerte der Windgeschwindigkeit in einer Höhe von 10 m vor. Diese Werte müssen noch auf die Windgeschwindigkeit v(h) in der Nabenhöhe h umgerechnet werden. Die Leistung, die sich aus der Windgeschwindigkeit in Nabenhöhe berechnet, entspricht jedoch nur näherungsweise der mittleren Leistung durch die Rotorfläche. Deshalb wurde für die Anlagen in Tabelle 3.3 eine verhältnismäßig geringe Nabenhöhe gewählt, um eine Überschätzung des Energieertrags zu vermeiden.

Die Umrechnung der Windgeschwindigkeit in Nabenhöhe erfolgt über das logarithmische Grenzschichtprofil:

     (3.10)

Der Wert z₀ beschreibt hierbei die Rauhigkeitslänge. Für Offshore-Gebiete kann z₀ mit 0,002, für küstennahe Gebiete mit 0,03 und für Gebiete im Binnenland mit 0,1 abgeschätzt werden.

Bereits 1891 wurde die Wasserkraft in Deutschland zur Stromerzeugung genutzt. Infolge der niedrigen spezifischen Stromgestehungskosten der Wasserkraft ist deren Ausbau in Deutschland heute weit fortgeschritten. Großanlagen mit Leistungen bis über 100 MW sind hierbei aus wirtschaftlichen Gründen besonders attraktiv. Aufgrund der großen Eingriffe in die Natur und die daraus resultierenden negativen Folgen ist die Wasserkraftnutzung nicht ganz unumstritten. In Zukunft werden deshalb vor allem Wirkungsgradsteigerungen durch Modernisierung bestehender Anlagen und der Neubau von Kleinstkraftwerken die größten Chancen zur Realisierung haben. Kleinstkraftwerke wurden aufgrund der höheren spezifischen Kosten bisher meist nicht in Betracht gezogen.

Die Wasserkraft ist derzeit die am meisten genutzte regenerative Energie bei der Stromerzeugung auf der Erde. Hierbei sind die Potentiale stark unterschiedlich verteilt. Während in Südamerika im Jahr 1994 noch etwa 70 % der Elektrizität aus Wasserkraft gewonnen wurde, betrug der Anteil in Deutschland nur etwa 4 %. In Europa weisen vor allem Norwegen sowie die Alpenländer große Wasserkraftpotentiale auf. Während in vielen Ländern noch große Ausbaupotentiale existieren, sind die Potentiale in Deutschland schon zu einem großen Teil erschlossen. Derzeit wird auch erwogen, Elektrizität aus Wasserkraft aus Norwegen und Schweden nach Deutschland in großem Umfang zu importieren.

Bei Wasserkraftanlagen unterscheidet man zwischen< /p>

·     Laufwasserkraftwerken
·     Speicherwasserkraftwerken und
·     Pumpspeicherkraftwerken.

Während Laufwasserkraftwerke nahezu über keine Speichermöglichkeiten verfügen und die Elektrizitätserzeugung stark dargebotsabhängig ist, können Speicherwasserkraftwerke natürliche Schwankungen des Wasserangebots in gewissen Grenzen ausgleichen. Bei Pumpspeicherkraftwerken unterscheidet man zwischen Anlagen mit und ohne natürlichen Zufluss. Anlagen ohne natürlichen Zufluss sind als reine Energiespeicher und nicht als Anlagen zur Nutzung regenerativer Energieträger zu werten. Sie werden jedoch in einer Elektrizitätswirtschaft mit einem hohen Anteil regenerativer Energien eine wichtige Funktion einnehmen (vgl. Kapitel 6).

Bei einem Flusskraftwerk (Bild 3.8) wird durch ein Wehr ein Rückstau erzeugt, durch den sich ein Höhenunterschied der Wasseroberflächen vor und hinter dem Kraftwerk ergibt. Das Wasser wird durch eine Turbine geleitet, die einen elektrischen Generator antreibt. Ein Transformator wandelt schließlich die Spannung des Generators in die Netzspannung um.

Bild 3.8   Schematischer Aufbau eines Flusskraftwerks

Das Leistungsvermögen

     (3.11)

des Wassers berechnet sich aus der Dichte r_W des Wassers (r_W  » 1.000 kg/m³), der Nutzhöhe H (in m) der Gravitationskonstante g (g = 9,81 m/s²) und dem Abfluss Q (in m³/s).

Die Nutzhöhe H ergibt sich mit ausreichender Genauigkeit aus dem geodätischen Höhenunterschied der Wasseroberflächen vor und hinter dem Wasserkraftwerk [Kal95a]. Die Leistung P_W ist somit in erster Näherung proportional zum Abfluss Q. Bei sehr großen Abflüssen sinkt hingegen die nutzbare Leistung wieder ab. Überschreitet der Abfluss den Ausbauabfluss Q_A und somit das Schluckvermögen der Turbine, muss ein Teil des Wassers ungenutzt über das Wehr abgeleitet werden. Zudem sinkt bei großen Abflüssen die Nutzhöhe H infolge des auftretenden Wasserrückstaus und des ansteigenden Pegelstands W.

Während Angaben über den zeitlichen Verlauf des Abflusses Q für zahlreiche Flüsse in Deutschland erhältlich sind, wird der zeitliche Verlauf der Nutzhöhe H meist nicht aufgezeichnet. Von vielen Flüssen sind jedoch Pegelstände W angegeben. Bei Flusskraftwerken wird davon ausgegangen, dass die obere Wasserhöhe h_O durch das Wehr weitgehend konstant gehalten wird. Die untere Wasserhöhe h_U wird durch den Pegelstand W repräsentiert. Für Flusskraftwerke werden normalerweise der Ausbauabfluss Q_A und die Ausbaufallhöhe H_A angegeben, für die das Kraftwerk ausgelegt wurde. Aus dem Verlauf der Pegelstände W und der Abflüsse Q über ein Jahr lässt sich der dem Ausbauabfluss Q_A zugehörige Pegelstand W_A ermitteln. Die veränderliche Fallhöhe H ergibt sich schließlich über

     (3.12)

Je nach Fallhöhe des Wassers und des Wasserstroms werden verschiedene Turbinenarten eingesetzt. Für große Fallhöhen bis 2.000 m in Gebirgskraftwerken sind es Peltonturbinen und für mittlere Fallhöhen bis 700 m Francisturbinen. Für kleine Fallhöhen bei Flusskraftwerken zwischen 2 m und 70 m kommen hingegen Propellerturbinen oder Kaplanturbinen zum Einsatz. Kaplanturbinen haben im Gegensatz zu Propellerturbinen einen verstellbaren Leitapparat und damit ein besseres Verhalten im Teillastbereich. In einigen Fällen werden Francisturbinen auch für geringere Fallhöhen als 70 m verwendet.

Der Turbinenwirkungsgrad h_T ist hauptsächlich vom Abfluss Q abhängig (Bild 3.9). Bei abnehmender Nutzhöhe H sinkt der Turbinenwirkungsgrad nur minimal, sodass sich diese Abhängigkeit im Folgenden vernachlässigen lässt.

Bild 3.9   Wirkungsgrad einzelner Turbinenbauarten in Abhängigkeit des auf den Ausbauabfluss Q_A normierten Abfluss Q (nach [Raa89])

Unterhalb eines Minimalabflusses Q_min gibt die Turbine keine Leistung ab. Mit dem Abfluss Q und dem Ausbauabfluss Q_A kann der Turbinenwirkungsgrad h_T mit

näherungsweise durch folgenden empirischen Ansatz beschrieben werden:

     (3.13)

Tabelle 3.4 zeigt die Parameter, mit denen sich die Wirkungsgradkennlinien aus Bild 3.9 bestimmen lassen.

Aus dem Turbinenwirkungsgrad lässt sich schließlich die von der Turbine abgegebene mechanische Leistung bestimmen:

     (3.14)

Bei Wasserkraftanlagen werden hauptsächlich Synchrongeneratoren eingesetzt. Der Wirkungsgrad h_G der elektrischen Generatoren ist über weite Leistungsbereiche nahezu konstant und sinkt erst im extremen Teillastbereich merklich ab (Bild 3.10).

Bild 3.10   Generatorwirkungsgrad in Abhängigkeit der elektrischen Leistung P_el,G für Generatoren verschiedener Leistungsklassen bei Nenndrehzahl und cosj = 0,9 induktiv (Daten: [Sie98])

Analog zum Turbinenwirkungsgrad lässt sich der Wirkungsgrad h_G eines Synchrongenerators in Abhängigkeit der mechanischen Leistung P_mech und der Bemessungswirkleistung P_el,N des Generators mit

urch folgenden empirischen Ansatz beschreiben:

     (3.15)

Für Generatoren der Leistungsklasse 5 MVA wurden die Parameter b₁ = 0,018, b₂ = 0,997 und b₃ = 0,03, für Generatoren der Leistungsklasse 10 MVA die Parameter b₁ = 0,0155, b₂ = 0,998 und b₃ = 0,024 sowie für Generatoren der Leistungsklasse 20 MVA die Parameter b₁ = 0,013, b₂ = 0,998 und b₃ = 0,019 bestimmt.

Die weiteren Verluste wie ggf. Getriebeverluste, Transformatorverluste oder Ausfallzeiten werden in einem Verlustfaktorf_Z zusammengefasst, der in der Größenordnung von 3 % bis 10 % liegt. Schließlich ergibt sich die vom Wasserkraftwerk abgegebene Leistung

     (3.16)

Bei mittleren und größeren Wasserkraftwerken werden meist mehrere Turbinen eingesetzt. Bei einem geringeren Angebot an Wasserkraft können dann einzelne Turbinen abgeschaltet werden, sodass sich die verbleibenden Turbinen immer noch in der Nähe der Nennleistung betreiben lassen. Der Verlauf des Wirkungsgrads mehrerer zusammengeschalteter Turbinen in Abhängigkeit des Abflusses ist in Bild 3.11 dargestellt. Dieser bleibt in einem großen Betriebsbereich annähernd konstant.

Bild 3.11   Schematischer Verlauf des Gesamtwirkungsgrades in Abhängigkeit des normierten Abflusses bei einem Kraftwerk mit sechs Turbinen

Für die Kraftwerke der öffentlichen Versorgung ist neben der Ausbaufallhöhe H_A und dem Ausbauabfluss Q_A auch die Bruttoengpassleistung P_el,N angegeben [VDEW]. Hieraus bestimmt sich der Gesamtwirkungsgrad im Nennbetrieb

     (3.17)

Dieser reicht je nach Kraftwerkstyp von unter 60 % bis über 90 %. Mit dem Gesamtwirkungsgrad h_N, der Ausbaufallhöhe H_A und Zeitreihen der Pegelstände W und des Abflusses Q ergibt sich schließlich die abgegebene elektrische Leistung eines Wasserkraftwerks:

     (3.18)

Als Biomasse werden Stoffe organischer Herkunft bezeichnet. Sie entstehen durch Photosynthese aus anorganischer Masse. Hierbei wird der sichtbare Teil des Sonnenlichtes genutzt. Somit ist Biomasse im Prinzip eine Form der indirekten Sonnenenergienutzung. Die Ausbeute der Sonnenstrahlung ist jedoch relativ gering. Im Weiteren soll nur die Biomassenutzung an Land betrachtet werden. Hier beträgt die Ausnutzung der Sonnenenergie im Durchschnitt 0,3 %. Einzelne Pflanzen erreichen jedoch deutlich höhere Ausbeuten (z.B. Mais 3,2 % oder Zuckerrohr 4,8 %) [Kel93].

Bei der energetisch nutzbaren Biomasse kann man zwischen Reststoffen aus der Land-, Forstwirtschaft, Haushalten und Industrie sowie speziell angebauten Energiepflanzen unterscheiden. Der durchschnittliche Heizwert absolut trockener Biomasse beträgt etwa 18,4 MJ/kg und ist somit etwas geringer als der Heizwert fossiler Energieträger (z.B. Erdöl 42,8 MJ/kg oder Steinkohlen 29,8 MJ/kg). Der Heizwert von Rapsöl liegt hingegen mit 37,1 MJ/kg in der gleichen Größenordnung wie der von fossilen Energieträgern.

Elektrische Energie kann aus Biomasse über die Nutzung in thermischen Kraftwerken gewonnen werden. Hierbei wird zwar CO₂ freigesetzt, jedoch nur in dem Umfang, in dem es bei der Entstehung der Biomasse CO₂ aus der Umgebung aufgenommen wurde. Bei der Stromerzeugung ist der Einsatz der Kraft-Wärme-Kopplung am sinnvollsten, also die Umwandlung von Biomasse in elektrische Energie und Nutzwärme. Ausgangsstoffe können hierbei die Biomasse selbst (z.B. Holz, Stroh etc.) oder weiterverarbeitete Produkte wie z.B. Biogas, Pflanzenöl oder Äthanol sein. Durch Verbrennung der Energieträger wird ein Motor-Generator-Satz angetrieben. Der Generator wandelt die mechanische Energie in elektrische Energie um. Die entstehende Abwärme wird in Kraft-Wärmekopplungsanlagen (auch Blockheizkraftwerke, BHKW genannt) für die Raumheizung, zur Warmwassererzeugung oder zur Prozesswärmegewinnnung genutzt.

Für die Motoren kommen verschiedene Technologien in Frage. Während Gas- und Dampfturbinen nur für größere Einheiten geeignet sind, lassen sich Diesel- und Gasmotoren auch bei niedrigen Leistungen verwenden. Gas- und Dampfturbinen haben bei Teillast einen sehr schlechten Wirkungsgrad. Der elektrische Wirkungsgrad h_el,N im Nennbetrieb kann bei den unterschiedlichen Motoren mehr als 50 % betragen (Bild 3.12). Der Gesamtwirkungsgrad, der sich aus elektrischem und thermischem Wirkungsgrad zusammensetzt, kann Werte von mehr als 90 % erreichen. Für die weiteren Betrachtungen wird von einem durchschnittlichen elektrischen Wirkungsgrad von 30 % für heutige Anlagen und 40 % für zukünftige Anlagen bei der Nutzung der Biomasse ausgegangen. Hiermit wird dem geringeren Wirkungsgrad im Teillastbereich und beim Anfahren Rechnung getragen.

Bild 3.12   Leistungsbereiche und elektrische Nennwirkungsgrade verschiedener Anlagen zur Stromerzeugung (nach [Wie96])

Vor allem in Dänemark werden derzeit zahlreiche spezielle Heizkraftwerke zur Umwandlung erneuerbarer Energieträger in elektrische Energie betrieben. Hier konnten bereits gute Erfahrungen mit der Verbrennung von Stroh und Holz gewonnen werden [Pet92; Nic92]. Deutliche Umweltvorteile ergeben sich hauptsächlich bei kleineren dezentralen Anlagen, da ansonsten der Energieverbrauch für den Transport der regenerativen Energieträger stark ins Gewicht fällt.

Eine weitere Möglichkeit der Biomassenutzung besteht in der Mitverbrennung in konventionellen Heizkraftwerken. Aus genehmigungsrechtlichen Gründen begrenzen einige Anlagenbetreiber den Biomasseanteil hierbei auf maximal 25 % der Feuerungswärmeleistung [Ott97]. Bei 4.000 bis 6.000 Volllaststunden des Kraftwerks entfallen dann theoretisch 1.000 bis 1.500 Volllaststunden auf die Biomasse.

Für BHKW gehen klassische Wirtschaftlichkeitsrechnungen von mindestens 4.000 Volllaststunden aus. Die Hälfte der Energie aus Biomasse soll deshalb in wärmegeführten BHKW mit 4.000 Volllaststunden umgesetzt werden. Da BHKW bestens zum Ausgleich von Schwankungen des Energieangebot anderer Anlagen wie Photovoltaik- oder Windkraftanlagen genutzt werden können, ist es wünschenswert, eine möglichst große BHKW-Leistung zur Verfügung zu haben. Deshalb soll die andere Hälfte der Energie aus Biomasse in nachfragegeführten Kraftwerken mit 2.000 Volllaststunden umgesetzt werden. Im Mittel ergeben sich 2.667 Volllaststunden bei der Stromerzeugung mit regenerativen Brennstoffen.

Neben den bereits erwähnten Technologien zur Umwandlung erneuerbarer Energieträger in elektrische Energie existieren noch weitere Möglichkeiten. Hierzu zählen unter anderem

·     geothermische Stromerzeugung
·     Nutzung der Umgebungswärme
·     Nutzung der Meereswärme
·     Wellenenergiekonverter
·     Gezeitenkraftwerke
·     Meeresströmungskraftwerke

Die Potentiale dieser Technologien zur Stromerzeugung sind in Deutschland verhältnismäßig gering. Der Anteil dieser Technologien dürfte auch bei einem stark forciertem Ausbau deutlich unter 5 % liegen, sodass ihr Anteil im Weiteren vernachlässigt werden soll.

Bei den Potentialen werden folgende Definitionen getroffen:

·  Theoretisches Potential

Das theoretische Potential umfasst das physikalische Angebot innerhalb einer gegebenen Region zu einer bestimmten Zeit. Bei der Sonnenenergie wird beim theoretischen Potential zum Beispiel die gesamte Strahlungsenergie ermittelt, ohne nutzungsbedingte Beschränkungen zu berücksichtigen.

·  Technisches Potential

Das technische Potential umfasst den Anteil des theoretischen Potentials, der unter technischen Randbedingungen nutzbar ist. Bei der Photovoltaik werden hier zum Beispiel die verfügbare Fläche und die Wirkungsgrade der Solarzellen berücksichtigt. Über die verfügbare Fläche kommt man zum sogenannten Standortpotential, aus dem sich über die entsprechenden Wirkungsgrade das Stromerzeugungspotential ergibt. Während beim theoretischen Potential noch sehr verlässliche Angaben zu machen sind, variieren die Angaben in der Literatur zum technischen Potential erheblich, da dort jeweils andere technische Randbedingungen gewählt werden.

·  Wirtschaftliches Potential

Das wirtschaftliche Potential beschreibt den Teil des technischen Potentials, der unter wirtschaftlichen Gesichtspunkten nutzbar ist. Im Folgenden spielt dieses Potential nur eine untergeordnete Rolle, da bei den heutigen wirtschaftlichen Berechnungen Umweltaspekte wie die Folgen des Treibhauseffektes nicht berücksichtigt werden. Die bei den konventionellen Energieträgern entstehenden Kosten müssen jedoch von der Volkswirtschaft getragen werden. Dies führt dazu, dass das wirtschaftliche Potential in der Regel deutlich unter dem volkswirtschaftlich sinnvollen Potential liegt.

·  Erwartungspotential

Das Erwartungspotential beschreibt das Potential, das den tatsächlich zu erwartenden Beitrag umfasst. Durch Hemmnisse und Schwierigkeiten bei der Markteinführung liegt dieses Potential meist unter dem wirtschaftlichen Potential. Durch entsprechende Fördermaßnahmen kann das Erwartungspotential jedoch auch schnell ansteigen, wodurch oft Fehleinschätzungen der Marktentwicklung entstehen. Ein Beispiel dafür ist die 1990 von der Prognos AG erstellte Energieprognose über die Entwicklung der Windenergie in Deutschland bis zum Jahr 2010 [Pro90]. Danach wurde bis zum Jahr 2010 bei der Windenergie von einem Erwartungspotential von 590 MW installierter Leistung und 1,03 TWh elektrischer Endenergie ausgegangen. Durch das Stromeinspeisegesetz [Deu90] aus dem Jahr 1990 wurde ein nicht vorhersehbarer Schub für die Windkraft erzielt. Bereits Ende 1994, vier Jahre nach dem Erscheinen der Prognos-Studie, betrug die in Deutschland installierte Windkraftleistung 632 MW [All95]. In einer neuen Studie der Prognos AG im Jahr 1996 musste das Erwartungspotential bis zum Jahr 2010 um über 500 % auf mehr als 3.000 MW nach oben korrigiert werden [Pro96]. Auch diese Zahlen sind wiederum zu niedrig und wurden bereits Anfang 1999 übertroffen.

Aufgrund der großen Schwierigkeiten, selbst über kurze Zeiträume genaue Prognosen über das Erwartungspotential abzugeben, soll hierauf im Folgenden verzichtet werden. Andererseits gibt es beim Ausbau der Nutzung regenerativer Energien Beschränkungen, da sich die Produktion nicht beliebig steigern lässt. Diese Aspekte werden beim realisierbaren Potential berücksichtigt.

Bild 3.13   Potentialbegriffe

Bis auf das theoretische Potential sind sämtliche Potentiale zeitabhängig, sodass für eine genaue Beschreibung jeweils der entsprechende Zeithorizont mit angegeben werden muss. Im Folgenden sollen die Potentiale für die einzelnen erneuerbaren Energien ermittelt werden. Hierbei werden nur die theoretischen Potentiale, die Stromerzeugungspotentiale und die realisierbaren Potentiale bestimmt. Eine Zusammenfassung der Potentialbegriffe ist Bild 3.13 zu entnehmen.

Als regenerative Energieträger zur Stromerzeugung kommen in Deutschland Solarenergie, Windenergie, Wasserkraft, Biomasse, Geothermie und Meeresenergie in Frage. Da das Potential der Meeresenergie (Gezeiten, Wellenenergie, Meeresströmung) für eine technische Nutzung in Deutschland verschwindend gering ist, wird die Meeresenergie im Weiteren nicht näher betrachtet. Die übrigen theoretischen Potentiale können wie folgt angegeben werden:

·  Solarenergie

Die durchschnittliche gemessene jährliche solare Bestrahlung in Deutschland auf einer horizontalen Fläche schwankt zwischen 1.212 kWh/(m²·a) in Hohenpeissenberg und 913 kWh/(m²·a) in Einbeck (Europäischer Strahlungsatlas [Pal96]). In der Literatur finden sich für die durchschnittliche Sonnenbestrahlung in Deutschland verschiedene Werte, die von 1.000 kWh/(m²·a) [Sta96] über 1.130 kWh/(m²·a) [Pon95] bis zu 1.165 kWh/(m²·a) [Kle93] reichen. Werden die Werte der 80 Messstationen aus dem Europäischen Strahlungsatlas gemittelt, ergibt sich eine durchschnittliche jährliche Bestrahlung von 1.064 kWh/(m²·a). Auch wenn die 80 Messstationen nicht zwangsläufig einen repräsentativen Querschnitt ergeben, wird dieser Wert aufgrund der großen Zahlenbasis für die weiteren Berechnungen eingesetzt.

Bei einer Fläche der Bundesrepublik Deutschland von 3,571·10¹¹ m² beträgt somit das theoretische Potential der Solarenergie in Deutschland 3,8·10¹⁴ kWh/a = 1.368 EJ/a. Dies entspricht etwa dem 94fachen des Primärenergieverbrauchs in Deutschland von 1997. Der Wert von 1.368 EJ/a deckt sich nicht mit allen Angaben in der Literatur. Kaltschmitt und Wiese [Kal95a] geben für das theoretische Solarenergiepotential mit 670 EJ/a einen zu niedrigen Wert an.

·  Windenergie

Durch natürliche Vorgänge werden jährlich etwa 2 % der eintreffenden Sonnenenergie in Windenergie umgewandelt [Kle93]. Demnach beträgt das theoretische Potential in Deutschland ohne Offshore-Gebiete etwa 30 EJ/a. Kaltschmitt und Wiese weisen ein etwas höheres theoretisches Potential von 47 EJ/a bis 76 EJ/a aus [Kal95a].

·  Wasserkraft

Kaltschmitt und Wiese geben für das theoretische Potential der Wasserkraft Schätzungen von 0,38 EJ/a an [Kal95a]. Dieser Wert wird unverändert übernommen.

·  Biomasse

In der Bundesrepublik Deutschland waren 1991 insgesamt 1,991·10¹¹ m² Landwirtschaftsfläche und 1,033·10¹¹ m² Waldfläche vorhanden. Der Biomassezuwachs auf anderen Flächen soll vernachlässigt werden. Etwa 0,3 % der eintreffenden Sonnenstrahlung wird in Biomasse umgewandelt [Kle93]. Bei einer Gesamtfläche von 3,024·10¹¹ m² und einer jährlichen Bestrahlung von 1.064 kWh/(m²·a) ergibt sich hiermit ein theoretisches Potential von 9,653·10¹¹ kWh/a = 3,47 EJ/a.

·  Geothermie

Aufgrund der Temperaturdifferenz vom Erdinneren zur Erdoberfläche entsteht ein mittlerer Wärmestrom von 0,063 W/m² [Kle93]. Auf der Fläche der Bundesrepublik Deutschland ergibt sich somit ein theoretisches Potential von 0,7 EJ/a.

Unter Deutschland ist bis in einer Tiefe von 10 km eine Energiemenge von rund 10²⁵ J gespeichert (Referenztemperatur 20 °C) [Kal95a]. Somit kann über längere Zeiträume auch mehr Erdwärme genutzt werden als aufgrund des Wärmestroms zur Verfügung steht. Diese kann dann aber nicht als regenerative Energiequelle aufgefasst werden.

Tabelle 3.5 zeigt eine Zusammenfassung der theoretischen Potentiale. Demnach beträgt in Deutschland das gesamte theoretische Potential erneuerbarer Energieträger mehr als 1.400 EJ/a. Der gesamte Primärenergieverbrauch in Deutschland betrug 1997 mit 14,49 EJ etwa 1 % des theoretischen Potentials erneuerbarer Energieträger [Bun98].

Tabelle 3.5   Zusammenfassung der theoretischen Potentiale erneuerbarer Energien in Deutschland nach eigenen Berechnungen sowie [Kal95a]

Von den theoretischen Potentialen kann nur ein Bruchteil genutzt werden. Durch die technische Nutzung der regenerativen Energieträger kommt es zu Verlusten, die durch den jeweiligen Systemwirkungsgrad bestimmt werden. Bei der Erzeugung elektrischer Energie aus Windenergie werden weniger als 50 % der im Wind enthaltenen Leistung genutzt (vgl. Bild 3.7). Auch stehen für die Nutzung regenerativer Energieträger nicht alle Flächen uneingeschränkt zur Verfügung. Für die unterschiedlichen Energieträger werden im Folgenden die Standortpotentiale und die Stromerzeugungspotentiale abgeschätzt.

Bei der Solarenergie kann nur ein Bruchteil der Flächen in Deutschland genutzt werden. Am sinnvollsten erscheint es, zuerst die vorhandenen Dachflächen auszunutzen. Hinzu kommen noch etliche Freiflächen wie entlang von Autobahnen oder auf nicht genutzten landwirtschaftlichen Flächen. Im Folgenden werden die verfügbaren Potentiale zur Errichtung von Solaranlagen ermittelt. Hierbei soll im Einzelnen untersucht werden, welche Potentiale

·     auf Dachflächen
·     an Gebäudefassaden
·     entlang von Verkehrswegen
·     und auf Freiflächen

existieren.

Dachflächenpotentiale

Daten über die Zahl der Wohngebäude, die Wohnfläche oder neu errichtete Gebäude werden jährlich vom statistischen Bundesamt herausgegeben. Genaue Daten über die Gebäudegrundflächen oder gar die Dachflächen für Deutschland sind nicht erhältlich. Aus diesem Grund muss eine Abschätzung auf der Basis der verfügbaren Daten erfolgen. Generell kann zwischen Wohngebäuden und Nichtwohngebäuden unterschieden werden.

Kaltschmitt und Wiese [Kal93] ermittelten für Deutschland für das Jahr 1991 eine Dachfläche auf Wohngebäuden von 2.308 Mio. m², 6,6 % entfallen hierbei auf Flachdächer. Bei einer gemeldeten Wohnfläche von 2.805 Mio. m² im Jahr 1991 ergibt dies ein Verhältnis von Dachflächen zu Wohnflächen von 0,82. Für die alten Bundesländer wurde ein Wert von 0,79 ermittelt. Dieser Wert hat sich in den letzten Jahren nur geringfügig verändert. Für Baden-Württemberg ergibt sich bei drei unterschiedlichen Studien [Sta96] ein Faktor zwischen 0,72 und 0,82. Der Anteil der Flachdächer wird zwischen 0 % und 13 % angegeben. Für die folgenden Berechnungen wird von einem Verhältnis von Dachflächen zu Wohnflächen von 0,8 und einem Anteil an Flachdächern von 7 % ausgegangen. Auf der Basis der vom Statistischen Bundesamt [StaB] gemeldeten Wohnfläche von 2.932 Mio. m² im Jahr 1994 ergibt sich eine Dachfläche auf Wohngebäuden von 2.181 Mio. m² auf Schrägdächern und 164 Mio. m² auf Flachdächern.

Bei Nichtwohngebäuden beträgt der Flachdachanteil etwa 60 %. Die von Kaltschmitt und Wiese [Kal93] für 1991 ermittelten Dachfläche wurde anhand von Daten des Statistischen Bundesamtes auf das Jahr 1994 hochgerechnet. An Dachflächen stehen auf Nichtwohngebäuden rund 800 Mio. m² Schrägdächer und 1.200 Mio. m² Flachdächer zur Verfügung.

Die zur Verfügung stehende Dachfläche in Deutschland wird sich in den nächsten Jahren weiter verändern. Dabei ist tendenziell ein Ansteigen der Dachflächen zu erwarten. Die Gebäudezahl steht stark mit der Bevölkerungszahl in Zusammenhang. Es wird erwartet, dass die Bevölkerungszahl in Deutschland mittelfristig konstant bleibt und auch langfristig konstant bleiben oder leicht abnehmen wird. Die Pro-Kopf-Wohnfläche wird auch in Zukunft weiter zunehmen. Abschätzungen über Dachflächen zukünftiger Gebäudestrukturen sind mit einer großen Unsicherheit behaftet, sodass hierauf verzichtet werden soll. Für die weiteren Berechnungen werden die oben ermittelten Dachflächen zugrunde gelegt. Da die Dachflächen mit großer Wahrscheinlichkeit eher zunehmen als abnehmen werden, sind die Ergebnisse der Berechnungen konservativ, eine Überschätzung der Potentiale ist somit nicht zu erwarten.

Aufgrund baulicher Restriktionen, Dachaufbauten sowie starken Abschattungen sind etwa 40 % der Dachflächen nicht für die Errichtung von Solaranlagen geeignet (vgl. auch [Kal93; Sta96]). Diese Werte wurden auch an exemplarisch untersuchten Gebäuden in Berlin bestätigt [Qua98b]. Die restlichen 60 % der Dächer werden für die weiteren Untersuchungen in zwei Klassen eingeteilt.

Klasse I enthält die Dächer, die sich sehr gut zur Aufstellung eignen. Unter Klasse I fallen alle Schrägdächer mit einem maximalen Neigungswinkel von 60°, deren maximale Abweichung 45° von der Südausrichtung beträgt. Dies sind 25 % der Schrägdächer. Durch die Abweichung von der optimalen Ausrichtung (etwa 30° Süd) treten hierbei im Mittel Neigungsverluste von 10 % auf. Bei den Flachdächern kommt es aufgrund dessen, dass die Aufständerung meist frei gewählt werden kann, zu keinen Neigungsverlusten. In Klasse I sollen nur minimale Verluste infolge von Verschmutzungen und Abschattungen von unter 5 % auftreten. Es wird angenommen, dass nur etwa 50 % der verbleibenden Flächen diesen strengen Kriterien genügen. Bei Flachdächern können infolge der gegenseitigen Beschattung der aufgeständerten Reihen nur etwa 50 % der Dachfläche genutzt werden. Durch gegenseitige Beschattung müssen Verluste in Höhe von 5 % zusätzlich berücksichtigt werden. Im Vergleich zu den vorliegenden Studien, bei denen von einer nutzbaren Dachfläche von 33 % ausgegangen wird, bedeuten diese Annahmen eine etwa 50 % höhere Ausbeute. Diese kann jedoch nur durch den Einsatz spezieller schattentoleranter Systeme erreicht werden [Qua98a].

Bei Klasse II werden größere Abschattungsverluste bis zu 15 % toleriert. Diese erhöhen sich bei Flachdächern aufgrund gegenseitiger Verschattungen wieder um 5 %. In Klasse II werden bei den Schrägdächern sämtliche Dächer, die nicht in Klasse I fallen, mit einer maximalen Abweichung von der Südausrichtung von 90° und einem maximalen Neigungswinkel von 60° erfasst. Diese Schrägdächer werden bei anderen Studien nicht mehr berücksichtigt, obwohl hier durchaus noch akzeptable Erträge erzielt werden können. Die mittleren Neigungsverluste betragen hierbei 15 %. Bei den Flachdächern fallen unter Klasse II die 50 % Dachflächen, die nicht den Kriterien von Klasse I genügen konnten.

Sämtlichen Annahmen für die Verluste sind in Tabelle 3.6 noch einmal zusammengefasst.

Insgesamt entfallen 15 % der Flachdächer auf Klasse I sowie weitere 15 % auf Klasse II. Bei den Schrägdächern genügen 7,5 % den Kriterien der Klasse I sowie 22,5 % der Klasse II. Hiermit berechnen sich die für die Errichtung von Solaranlagen geeigneten Dachflächen, die in Tabelle 3.7 dargestellt sind.

WG: Wohngebäude, NWG: Nichtwohngebäude

Mit der mittleren jährlichen Bestrahlung von 1.064 kWh/(m²·a) auf einer Horizontalen und von 1.200 kWh/(m²·a) auf einer optimal ausgerichteten Fläche ergibt sich unter Berücksichtigung der Verluste aus Tabelle 3.6 die auf den geeigneten Flächen eintreffende jährliche solare Strahlungsenergie (Tabelle 3.8).

WG: Wohngebäude, NWG: Nichtwohngebäude

Um die vorhandenen Dachflächen konkurrieren Photovoltaikanlagen und solarthermische Anlagen. Theoretisch können die Flächen über Hybridkollektoren gemeinsam genutzt werden. Zwar existieren bereits heute funktionierende Prototypen, inwieweit diese sich jedoch durchsetzen werden, ist noch nicht abzusehen. Deshalb wird bei dieser Untersuchung davon ausgegangen, dass Hybridkollektoren lediglich für die Gewinnung von Niedertemperaturwärme zur Heizungsunterstützung eingesetzt werden. Die photovoltaische Nutzung soll hierdurch nicht beeinträchtigt werden.

Zur Installation von reinen solarthermischen Kollektoren zur Brauchwassererwärmung und zur aktiven Heizungsunterstützung sollen auf Wohngebäuden 200 Mio. m² vorgehalten werden. Bei Industriegebäuden ist es bei Einsatz zukünftiger Technologie sinnvoll, etwa 40 % der Fläche für solarthermische Anlagen zu verwenden [Qua98b]. Insgesamt fallen somit 34 % der Fläche zur Installation von Photovoltaikanlagen weg. Die verbleibende Fläche beträgt 863,5 Mio. m² mit einer solaren Strahlungsenergie von 833,7 TWh/a.

Fassadenpotentiale

Eine Fassadennutzung erscheint trotz der höheren Neigungsverluste auch aus wirtschaftlichen Gesichtspunkten sinnvoll, da hier die Photovoltaikanlagen auch als Gebäudehülle dienen können und es so zu Einsparungen von Baumaterialien kommt.

Über die Gebäudegrundfläche und eine mittlere Gebäudehöhe kann die Fassadenfläche bestimmt werden. Die Brutto-Fassadenfläche übersteigt die vorhandene Dachfläche. Im Folgenden wird eine Fassadenfläche von über 6.660 Mio. m² zugrunde gelegt.

Es wird davon ausgegangen, dass 25 % der Fassadenfläche aufgrund von Anbauten oder ähnlichen baulichen Restriktionen nicht zur Verfügung stehen. Von den verbleibenden Flächen werden 50 % aufgrund von Fenstern und Türen als nicht nutzbar angesehen. Ein Drittel der verbleibenden Flächen scheidet aufgrund starker Abschattungen durch benachbarte Gebäude und weitere 5 % durch Denkmalschutzvorgaben aus. Es sollen Fassaden mit Südost bis Südwestausrichtung betrachtet werden, das heißt 75 % der verbliebenen Fassaden scheiden aus. Von den restlichen 25 % wird die Hälfte für andere solartechnische Nutzungen wie zum Beispiel für transparente Wärmedämmung reserviert. Insgesamt können somit rund 3 % der Fassadenfläche für die Errichtung von Photovoltaikanlagen genutzt werden. Durch die zum großen Teil senkrechte Anordnung der Fassen kommt es zu deutlich größeren Neigungsverlusten als auf den Dachflächen. Für Deutschland wird von einer mittleren solaren Bestrahlung von 850 kWh/(m²·a) auf die geeigneten Fassadenflächen ausgegangen.

Insgesamt lassen sich rund 200 Mio. m² Fassadenfläche für die Photovoltaik nutzen. Nach Abzug von 10 % aufgrund Verschmutzungen und Verschattungen ergibt sich ein nutzbares solares Strahlungsangebot auf Fassadenflächen von 153 TWh/a.

Potentiale an Verkehrswegen

In Deutschland existierten 1995 rund 228.604 km Straßen des überörtlichen Verkehrs. Davon sind 11.143 km Bundesautobahnen sowie 41.770 km Bundesstraßen. Die Schienenstreckenlänge betrug im gleichen Jahr 45.942 km [StaB]. Das technische Potential beträgt rund 50 % der Streckenlängen [Nor92].

Da genaueres Zahlenmaterial nicht verfügbar ist, wird in den weiteren Untersuchungen davon ausgegangen, dass entlang 25 % der Bundesautobahnen, 7 % der Schienenwege, 5 % der Bundesstraßen und 1 % der übrigen überörtlichen Straßen Photovoltaikanlagen beidseitig errichtet werden. Die mittlere nutzbare Modulhöhe wird mit 2 m veranschlagt. Aufgrund der strengen Restriktionen können sämtliche Strecken, an denen große Abschattungen oder bauliche Hindernisse bestehen, ausgeschlossen werden. Aufgrund dieser Annahmen ergeben sich insgesamt 39,4 Mio. m² potentielle Fläche für die Errichtung von Photovoltaikanlagen. Davon entfallen 11,1 Mio. m² auf Bundesautobahnen, 8,3 Mio. m² auf Bundesstraßen, 7,0 Mio. m² auf sonstige Straßen und 12,9 Mio. m² auf Schienenwege.

Es wird davon ausgegangen, dass die Module senkrecht montiert werden. Hierbei lässt sich durch beidseitig aktive Solarzellen der Ertrag steigern, da die Bestrahlungswerte von Vorder- und Rückseite addiert werden. Bei einer Wand in Nord-Südrichtung ergibt sich die Summe der Bestrahlung zu rund 1.300 kWh/(m²·a), in Ost-West-Richtung 1.200 kWh/(m²·a) und in Nordost bzw. Südwestrichtung zu 1.250 kWh/(m²·a). Im Mittel wird von einer Bestrahlung von 1.250 kWh/(m²·a) bei durchschnittlichen Verlusten durch Abschattungen und Verschmutzungen von 15 % ausgegangen. Somit ergibt sich die auf den Flächen eintreffende solare Strahlungsenergie zu 42 TWh/a.

Die Photovoltaikanlagen können mit Schallschutzwänden kombiniert werden. Das Potential wird hierbei auf über 0,3 GW_p prognostiziert [Ber97]. Hierdurch ergeben sich deutliche Kosteneinsparungen.

Potentiale auf Freiflächen

Kaltschmitt und Wiese [Kal93] geben als mögliche Freiflächen zur Installation von Photovoltaikanlagen 17.100 Mio. m² an. Dies entspricht 4,8 % der Fläche Deutschlands. Hierbei wurden stillzulegende Getreideanbauflächen sowie verfügbare Dauergrünflächen berücksichtigt. Nach Abzug von Flächen für Servicewege, Betriebsgebäude etc. verbleiben 65 % der Grundfläche. Werden schattentolerante Module in aufgeständerten Reihen verwendet, lassen sich 32,5 % der Grundfläche für die Installation von Modulen verwenden. Dies entspricht 5.558 Mio. m². Unter Berücksichtigung von 10 % Verlusten infolge von Abschattungen und Verschmutzungen (vgl. Tabelle 3.6) und einer mittleren Bestrahlung von 1.200 kWh/(m²·a) auf einer geneigten Fläche berechnet sich die gesamte solare Strahlungsenergie auf der möglichen Modulfläche zu 6.000 TWh/a. Bei einem zukünftigen Systemwirkungsgrad von 18 % (vgl. Tabelle 3.1) ergibt dies ein maximales Stromerzeugungspotential von 1.080 TWh/a. Damit könnte theoretisch deutlich mehr als der gesamte Elektrizitätsbedarf in Deutschland gedeckt werden.

Im Rahmen dieser Untersuchung wird es als nicht sinnvoll erachtet, derart große Freiflächen zur Installation von Photovoltaikanlagen zu verwenden. Zum einen ist ein Energiemix aus verschiedenen erneuerbaren Energieträgern sinnvoll, um Fluktuationen im Energieangebot auszugleichen, zum anderen sind aufgrund der großen Flächenversiegelung negative Auswirkungen auf die Umwelt zu erwarten. Es wird deshalb vorgeschlagen, einen Großteil der verfügbaren Flächen zur Biomasseproduktion heranzuziehen. Somit verbleiben deutlich geringere Flächen, auf denen die Errichtung von Photovoltaikanlagen als sinnvoll erscheint. Vor allem entlang von Feldwegen kann eine relativ große Fläche genutzt werden. Die Errichtung zusätzlicher Servicewege ist nicht notwendig, wodurch Kosten gespart werden können. Es soll davon ausgegangen werden, dass hier eine installierbare Photovoltaikfläche von 250 Mio. m² zur Verfügung steht. Dies entspricht gut 4 % des zuvor erläuterten Freiflächenpotentials.

Zusammenfassung

Für die Errichtung von Photovoltaikanlagen eignen sich neben Dachflächen auch Gebäudefassaden, Verkehrswege und Freiflächen. Mehr als die Hälfte der hier ermittelten Potentiale entfallen dabei auf Dachflächen. Tabelle 3.9 gibt einen Überblick über die zuvor ermittelten Potentiale sowie die installierbare Photovoltaikleistung und den Ertrag an elektrischer Energie.

Im Weiteren wird von einem mittleren Systemwirkungsgrad von 13,5 % ausgegangen (vgl. Tabelle 3.2). Dies scheint ein guter Mittelwert zu sein, der auch beim Einsatz von Dünnschichttechnologien im großen Maßstab längerfristig erreicht werden kann. Leistungsverluste durch Alterung von Photovoltaikmodulen sollen im Folgenden durch Wirkungsgradsteigerungen bei neu errichteten Anlagen ausgeglichen werden.

¹⁾ beidseitig bestrahlt

Im Gegensatz zur Photovoltaik ist eine genaue Angabe des Windenergiepotentials für Deutschland schwieriger. Windenergiekonverter können vor allem auf landwirtschaftlich genutzten Flächen errichtet werden. Im Vergleich zu Photovoltaikanlagen ist dabei der Flächenbedarf deutlich geringer, jedoch ergeben sich bei Windkraftanlagen Probleme durch die Geräuschentwicklung und die im Landschaftsbild oft störende Größe der Anlagen. Die landwirtschaftliche Fläche Deutschlands beträgt etwa 195.000 km². Hiervon fallen jedoch große Flächen aufgrund einzuhaltender Abstände unter anderem zu Wohngebäuden, Wäldern und Infrastruktureinrichtungen weg.

In einer umfangreichen Studie im Jahr 1985 wurden für die alten Bundesländer die möglichen Standorte für die Errichtung von 3 MW Windenergiekonvertern ermittelt [Bie85]. In Küstengebieten und Mittelgebirgen existieren nach dieser Studie zwischen 7.000 und 10.515 potentielle Standorte. Hier können Windkraftanlagen mit einer Leistung zwischen 21 GW und 31,5 GW mit einem Stromerzeugungspotential zwischen 62,9 TWh/a und 86,9 TWh/a errichtet werden. Hinzu kommen 840 potentielle Offshore-Standorte mit einem Stromerzeugungspotential von 9 TWh/a.

Selzer [Sel91] ermittelte in den alten Bundesländern 11.050 küstennahe Standorte für Windkraftanlagen mit einer Leistung von 5 MW oder 88.400 Standorte für 400 kW-Anlagen. Dies entspricht einer installierbaren Leistung von 55 GW bzw. 35 GW. Das Stromerzeugungspotential wurde mit 128 TWh/a bzw. 84 TWh/a angegeben. Hinzu kommen Offshore-Standorte mit einem Stromerzeugungspotential von 105 TWh/a.

Kaltschmitt und Wiese [Kal95a] ermittelten in einer groben Analyse für ganz Deutschland ein Stromerzeugungspotential von bis zu 128 TWh/a bei der Errichtung von 1,2 MW-Anlagen mit einer Gesamtleistung von 87,9 GW. Die getroffenen Annahmen bezüglich der Anlagenverfügbarkeit sind aus heutiger Sicht jedoch als zu konservativ zu bewerten. Das Stromerzeugungspotential an Offshore-Standorten wird mit bis zu 237 TWh/a beziffert.

Die ermittelten Potentiale der unterschiedlichen Autoren liegen mit Ausnahme der Offshore-Potentiale in der gleichen Größenordnung. Aufgrund zunehmender Widerstände gegen die Errichtung neuer Windkraftanlagen wird davon ausgegangen, dass nicht das volle Potential genutzt werden kann. In 4.3.2.2 wird unter Berücksichtigung starker Restriktionen für Deutschland ein Stromerzeugungspotential von 85,3 TWh/a bei der Errichtung von Anlagen der Größe von 1,5 MW bis 3 MW an Land bestimmt. Die installierbare Leistung beträgt hierbei 53,5 GW. Hinzu kommt ein Offshore-Potential von 78,6 TWh/a bei einer Anlagenleistung von 23,6 GW.

Der Ausbau der Nutzung der Wasserkraft in Deutschland ist bereits weit fortgeschritten. Obwohl sich die Bruttoengpassleistung der Wasserkraft seit 1950 mehr als vervierfacht hat (siehe Bild 3.14), ist der Anteil der Wasserkraft an der gesamten Bruttoengpassleistung von 19,3 % im Jahr 1950 auf 7,4 % im Jahr 1996 zurückgegangen.

Bild 3.14   "Bruttoeng­paßleistung:Wasserkraftwerke" der Lauf-, Speicherwasser- und Pumpspeicherkraftwerke in Deutschland (vor 1991 nur alte Bundesländer). Daten: [VIK]

Etwa 90 % des Stroms aus Wasserkraft werden von den öffentlichen Versorgern erzeugt, hinzu kommen Bundesbahnanlagen sowie private Kraftwerke. Von der Nettoerzeugung der öffentlichen Versorger entfielen 1996 etwa 14,8 TWh auf Lauf- und Speicherwasserkraftwerke sowie den natürlichen Zufluss von Pumpspeicherkraftwerken und 4,0 TWh auf Pumpwasser von Pumpspeicherkraftwerken [VDEW], die lediglich als Energiespeicher fungieren. Bei einer Bruttoerzeugung von 21,7 TWh aller Wasserkraftwerke 1996 in Deutschland sind somit etwa 17,7 TWh rein regenerativer Wasserkraft, also ohne Pumpwasser von Pumpspeicherkraftwerken, zuzuordnen. Dies entspricht einer Nutzung von rund 17 % des theoretischen Erzeugungspotentials von 106 TWh in Gesamtdeutschland.

In der Literatur finden sich zahlreiche Studien über die Potentiale der Wasserkraft in Deutschland. Für die alten Bundesländer reichen die angegebenen Potentiale bis zu 35 TWh/a [Ker82; Win83]. Diese hohen Werte konnten jedoch nicht durch andere Studien bestätigt werden. Aufgrund technischer und ökologischer Beschränkungen dürfte das Potential deutlich geringer sein. Wagner [Wag89] gibt für die alten Bundesländer ein technisches Potential von 24,8 TWh/a an. Werte um 24 TWh/a finden sich auch in zahlreichen anderen Stellen der Literatur (siehe [DIW90; Kal93]). Dies entspricht etwas weniger als 25 % des theoretischen Erzeugungspotentials. Wendet man diesen Nutzungsgrad bei den neuen Bundesländern auf das theoretische Erzeugungspotential analog an, ergibt sich hier ein technisches Erzeugungspotential von etwa 1,3 TWh/a. Eine umfangreiche Untersuchung aus dem Jahr 1995 [Fac95] ergab eine Potentialschätzung von 1,114 TWh/a und lag somit in der gleichen Größenordnung.

Es wird unterstellt, dass sich aus ökologischen Gründen nicht das gesamte Potential erschließen lässt. Als Stromerzeugungspotential für Gesamtdeutschland werden deshalb mit 24,7 TWh/a die Angaben von [Kal95a] übernommen.

Bei der Biomassenutzung kann zwischen der Nutzung von Reststoffen und speziell angebauten Energiepflanzen unterschieden werden. Es erscheint sinnvoll, zuerst die vorhandenen Reststoffe zu nutzen, bevor weitere landwirtschaftliche Flächen zum Anbau von Biomasse herangezogen werden.

Nutzung von Biomasse-Reststoffen

Eine detaillierte Analyse von Kaltschmitt und Wiese [Kal93] ergibt technisch nutzbare Energiepotentiale an Rückstands- und Abfallbiomasse in Deutschland von 396,7 PJ/a, Angaben von Prognos [Pro96] liegen in der gleichen Größenordnung (Tabelle 3.10). Kleemann und Meliß [Kle93] hingegen ermittelten für die alten Bundesländer ein Potential von 187 PJ/a. Hierbei werden jedoch nur rund 25 % der verfügbaren Energie genutzt. [Cos93] gibt hingegen das Potential für Getreidestroh mit 520 PJ/a an. Dieser Wert fällt im Vergleich zu anderen Angaben jedoch deutlich zu hoch aus.

Da die heutige Form der Landwirtschaft nicht unerheblich am Ausstoß von Klimagasen beteiligt ist und durch Düngung und Einsatz von chemischen Hilfsstoffen weitere Umweltschäden verursacht, wird davon ausgegangen, dass sich der Trend zu einer extensiveren Form der Landwirtschaft auch in Zukunft fortsetzen wird. Hierdurch reduziert sich aber auch der Anteil an nutzbaren Reststoffen [BUN96].

Für die weiteren Untersuchungen wird davon ausgegangen, dass ein gewinnbares Energiepotential an Biomasse-Reststoffen von 300 PJ/a besteht. Werden diese in Anlagen zur Kraft-Wärme-Kopplung mit einem durchschnittlichen elektrischen Wirkungsgrad von 30 % genutzt, ergibt sich ein Stromerzeugungspotential von 25 TWh/a und bei einem Wirkungsgrad von 40 % ein Potential von 33 TWh/a. Bei 2.667 Volllaststunden errechnet sich daraus eine elektrische Anlagenleistung von 9,4 GW bzw. 12,4 GW.

Nutzung von Energiepflanzen

Die technischen Bruttoenergiepotentiale beim Anbau von Gräsern mit hohem Biomasseertrag betragen auf einer Anbaufläche von 4 Mio. ha, dies entspricht etwa 23,5 % der landwirtschaftlichen Fläche Deutschlands, rund 840 PJ/a [Kal95b]. Hartmann [Har95] beziffert das Endenergiepotential aus Energiepflanzen von einer Überschussfläche von 2 Mio. ha auf 396 PJ/a. Kleemann und Meliß [Kle93] geben das maximale Potential für die alten Bundesländer mit 229 PJ/a an. Da im Hinblick auf eine Extensivierung der Landwirtschaft größere Flächen wieder für den Anbau von Nahrungsmitteln benötigt werden, wird im Folgenden von einem nutzbaren Potential für den Anbau von Energiepflanzen von 150 PJ/a ausgegangen. Bei einem elektrischen Wirkungsgrad von 30 % bzw. 40 % ergibt sich hiermit ein Stromerzeugungspotential von 12,5 TWh/a bzw. 16,7 TWh/a. Bei 2.666 Volllaststunden entspricht dies einer Leistung von 4,7 GW bzw. 6,3 GW.

1996 wurden in Deutschland Photovoltaikanlagen mit einer Leistung von 8 MW_p und 1997 von etwa 11 MW_p installiert [Hof98]. Dies entspricht einer Steigerung um 37,5 %. Die Weltjahresproduktion von Photovoltaikmodulen betrug im Jahr 1997 etwa 100 MW_p, wobei die Produktionsmenge seit Ende der 80er Jahre jährlich um etwa 15 % steigt [Com95]. Bei einer anhaltenden Steigerung um 15 % pro Jahr nimmt die weltweite jährliche Produktionsmenge bis zum Jahr 2020 auf etwa 2.500 MW_p zu. Bei dieser Steigerung können bis zum Jahr 2020 weltweit insgesamt Module mit einer Gesamtleistung von 18,4 GW_p produziert werden. Entfallen hiervon - wie auch in den vergangenen Jahren - etwa 10 % auf Deutschland, ergibt sich bis zum Jahr 2020 für Deutschland eine gesamte installierbare Leistung von 1,8 GW_p. Bei unveränderten Steigerungsraten bis zum Jahr 2050 steigt diese Leistung auf 126 GW_p an, wobei hierbei auch der Ersatz ausgedienter Anlagen mit eingeschlossen ist.

Im Folgenden wird davon ausgegangen, dass künftig höhere Steigerungsraten bei der Photovoltaikproduktion als heute erreicht werden. Dies ist im Hinblick auf die zu erwartenden Kostenreduktionen bei der Photovoltaik durchaus realistisch. Bei einer Steigerung der Produktionskapazität um 30 % pro Jahr lassen sich in Deutschland bis zum Jahr 2020 etwa 18 GW_p installieren. Bis zum Jahr 2050 ließe sich dann mit 203 GW_p das gesamte Stromerzeugungspotential erschließen.

Ende 1999 waren in Deutschland 7.879 Windkraftanlagen mit einer Leistung von 4.444 MW installiert. Im Jahr 1998 betrug der Leistungszuwachs an Windkraftanlagen 793 MW, dabei lag die mittlere Anlagenleistung der neu errichten Anlagen bei 786 kW. Im Jahr 1999 betrug der Leistungszuwachs bereits 1.569 MW bei einer mittleren Anlagenleistung von 937 kW. Bis zum Jahr 2020 ist ein Ausbau der Produktionskapazität auf 10 GW/a möglich. Die notwendige Produktionssteigerung beträgt hierbei 0,5 GW pro Jahr und liegt damit unter dem Zuwachs im Jahr 1999.

Bild 3.15 zeigt die Entwicklung der installierten Leistung und der Stromerzeugung in den vergangenen Jahren. Heute gehören Anlagen mit einer Größe von 1,5 MW zum Standard. Es kann davon ausgegangen werden, dass technisch ausgereifte Anlagen der Größe 3 MW bis 5 MW, die vor allem für Offshore-Standorte sinnvoll sind, innerhalb der nächsten 10 Jahre verfügbar sein werden.

Bis zum Jahr 2020 könnten so in Deutschland Windkraftanlagen mit einer Leistung von über 100 GW produziert und somit theoretisch das gesamte Standortpotential erschlossen werden.

Bild 3.15   Installierte Leistung und Stromerzeugung von Windkraftanlagen in Deutschland. (Daten: [BWE00; IWR99])

Da Probleme bei der Genehmigung und Planung neuer Anlagen in Deutschland zu erwarten sind, wird davon ausgegangen, dass bis zum Jahr 2020 an Land Windkraftanlagen nur mit einer Leistung von 15 GW und einem Stromerzeugungspotential von 24,2 TWh/a und im Offshore-Bereich 9,5 GW mit einem Stromerzeugungspotential von 29,9 TWh errichtet werden können. Bis zum Jahr 2050 soll das volle Potential an Land von 53,5 GW bei einer Stromerzeugung von 85,3 TWh/a und Offshore von 23,6 GW bei einer Stromerzeugung von 78,6 TWh erschlossen sein.

Für die weiteren Untersuchungen wird angenommen, dass bis zum Jahr 2050 bei der Wasserkraft ein Stromerzeugungspotential von 24,7 TWh/a besteht. Eine besondere Bedeutung kommt hierbei der Modernisierung von bereits bestehenden Anlagen und dem Neubau umweltverträglicher Kleinstanlagen zu. Bis zum Jahr 2020 wird ein Stromerzeugungspotential von 20,5 TWh/a unterstellt.

Bei der Stromerzeugung aus Biomasse wird angenommen, dass bei der Nutzung von Biomasse-Reststoffen bis zum Jahr 2020 ein Stromerzeugungspotential von 20 TWh/a und bis 2050 das volle Potential von 33 TWh/a ausgeschöpft werden kann. Beim speziellen Anbau von Energiepflanzen wird ein langsamerer Ausbau mit einem Stromerzeugungspotential von 5 TWh/a bis 2020 und mit 17 TWh/a bis 2050 unterstellt. Über die mittlere Zahl von 2.667 Volllaststunden ergibt sich für die Biomasse-Reststoffe eine elektrische Anlagenleistung von 7,5 GW bzw. 12,3 GW und für die Energiepflanzen von 1,9 GW bzw. 6,3 GW.

In Tabelle 3.11 sind zusammenfassend die Stromerzeugungspotentiale und die realisierbaren Potentiale für die Jahre 2020 und 2050 für die verschiedenen regenerativen Energieträger dargestellt, und Bild 3.16 veranschaulicht die Entwicklung. Tabelle 3.12 enthält die mit den Stromerzeugungspotentialen korrespondiere installierbare Leistung.

¹⁾ ohne Müll

¹⁾ incl. Pumpspeicher mit natürlichem Zufluss    ²⁾ ohne Müll

Bild 3.16   Entwicklung der realisierbaren regenerativen Stromerzeugung bis zum Jahr 2050