Bei den Angaben der Potentiale erneuerbarer Energieträger zur Stromerzeugung im vorigen Kapitel sind noch keinerlei Informationen über die Zeitabhängigkeit des Energieangebots enthalten. Es wurde lediglich die Energiemenge ermittelt, welche die einzelnen Energieträger insgesamt pro Jahr bereitstellen können, wobei innerhalb des Jahres und auch innerhalb eines Tages große Unterschiede bestehen. Ziel dieses Kapitels ist es deshalb, diese Unterschiede für die Photovoltaik, Windenergie, Wasserkraft und Biomasse aufzuzeigen und den zeitlichen Verlauf der Leistung über ein Jahr für die zuvor ermittelten realisierbaren Potentiale der Jahre 2020 und 2050 zu bestimmen.

Nach allgemeinen Betrachtungen der jeweiligen Energieangebote der Photovoltaik, Windenergie, Wasserkraft und Biomasse folgt jeweils eine detaillierte Simulation der Leistungsabgabe eines regenerativen Kraftwerksparks mit den zuvor ermittelten Ausbaustufen für die Jahre 2020 und 2050. Um bei den Ergebnissen realistische Klimabedingungen berücksichtigen zu können, wurde als Datenbasis für meteorologische Daten das Jahr 1991 gewählt. In diesem Jahr gab es ein nahezu durchschnittliches Angebot an Solar- und Windenergie und ein unterdurchschnittliches Angebot an Wasserkraft. Hierdurch wird sichergestellt, dass die Potentiale der regenerativen Energien nicht überbewertet werden.

Die solare Strahlung ist über der Erde sehr unterschiedlich verteilt. Mit 1.064 kWh/(m²·a) ist das Angebot in Deutschland deutlich geringer als in südlichen Regionen. In Lissabon beträgt dieses Angebot hingegen mehr als 1.700 kWh/(m²·a), und in der Sahara liegt es stellenweise über 2.350 kWh/(m²·a). Für ein Gebiet wie Deutschland ist das solare Strahlungsangebot weitgehend über die Fläche konstant.

Anhand von Messwerten des deutschen Wetterdienstes [DWDb; DGS] in Potsdam für die vergangenen 61 Jahre wurde der Verlauf der jährlichen Bestrahlung ermittelt (Bild 4.1). Der Mittelwert µ der jährlichen Bestrahlung betrug hierbei 1.017 kWh/(m²·a). Der minimale Wert lag mit 887 kWh/(m²·a) um 12,8 % unter dem 61jährigen Mittel, der maximale Wert mit 1.180 kWh/(m²·a) um 16,0 % darüber.

Bild 4.1  Jährliche Globalstrahlung für Potsdam für die Jahre 1937 bis 1997 (Daten: [DWDa; DGS])

Die ebenfalls in Bild 4.1 eingezeichnete Standardabweichung von n verschiedenen Bestrahlungswerten H(t_i) in unterschiedlichen Zeitintervallen t_i berechnet sich über

     (4.1)

Bild 4.2   Verteilung der jährlichen Bestrahlung der Jahre 1937 bis 1997 in Potsdam

Werden die Werte der verschiedenen Jahre in Klassen eingeteilt, ergibt sich näherungsweise eine Normalverteilung mit einer Standardabweichung s von 57 kWh/(m²·a) (siehe Bild 4.2). Somit kann über die Jahre von einem verhältnismäßig konstanten Angebot der Bestrahlung für einen Standort ausgegangen werden.

Die relative Standardabweichung der einzelnen Monate liegt in der gleichen Größenordnung wie die der Jahressummen und beträgt zwischen 4 % und 6 %. Deutlich größer sind jedoch die Abweichungen der Maxima und Minima.

Bild 4.3 zeigt am Beispiel Potsdams, dass in Deutschland ein stark unterschiedliches Strahlungsangebot über das Jahr vorhanden ist. Während in Potsdam im Dezember eine mittlere Monatssumme der Bestrahlung von 13,9 kWh/m² zu erwarten ist, beträgt dieser Wert im Juli mit 156,8 kWh/m² immerhin mehr als das 10fache. Diese saisonalen Unterschiede müssen entweder durch Speicher oder durch die Kombination der Photovoltaik mit anderen Energieträgern wie Windkraft und Biomasse, deren Angebot einen gegenläufigen Jahresgang hat, ausgeglichen werden.

Bild 4.3   Verteilung der monatlichen Bestrahlung für Potsdam für die Jahre 1937 bis 1997

Beim solaren Strahlungsangebot sind auch große Unterschiede innerhalb eines Tages (Tag-Nacht) und zwischen verschiedenen Tagen vorhanden, wie Bild 4.4 für drei Tage zeigt. Durch stark wechselnde Bewölkung sind hier am ersten Tag und in der zweiten Hälfte des dritten Tages extreme Schwankungen innerhalb sehr kurzer Zeiträume zu beobachten. Am zweiten Tag ist aufgrund starker Bewölkung ein deutlich geringes Strahlungsangebot als an den beiden anderen Tagen vorhanden.

Um die Solarenergie optimal nutzen zu können, ist eine Anpassung der Verbraucher an das Energieangebot, vor allem an den Tag-Nacht-Zyklus wünschenswert, um die Größe von Kurzzeitspeichern gering zu halten. Inwieweit dies möglich ist, wird in den Kapiteln 5 und 6 untersucht.

Bild 4.4   Dreiminutenmittelwerte der Bestrahlungsstärke über drei Tage in Berlin

Die auf den Mittelwert µ bezogene Standardabweichung s sämtlicher Werte der Dreiminutenmittelwerte der Bestrahlungsstärke aus Bild 4.4, die größer als Null sind, ist für die drei untersuchten Tage mit Werten zwischen 60 % und 70 % sehr hoch. Auch für die Bestrahlungsstärken zwischen 11:30 und 12:30 ergibt sich noch eine hohe Standardabweichung zwischen 15 % und 30 %.

In der Praxis wird nicht nur eine, sondern eine Vielzahl von Photovoltaikanlagen im Verbundnetz betrieben. Werden Strahlungswerte von verschiedenen Standorten verglichen, sind sie bereits bei Abständen von wenigen Kilometern im Kurzzeitbereich nahezu unkorreliert [Edw96]. Die Standardabweichung

     (4.2)

von Werten aus n vollständig unkorrelierten Zeitreihen der Bestrahlungsstärke kann aus der Standardabweichung s einer einzelnen Zeitreihe ermittelt werden. Bei einer Vielzahl von Anlagen sinkt somit die Standardabweichung der Leistung aller Anlagen im Kurzzeitbereich gegen Null.

Bei Anlagen in der näheren Umgebung eines Referenzpunktes ergibt sich die abgegebene Leistung aus dem Mittelwert aller Einzelleistungen mit vernachlässigbaren Schwankungen im Kurzzeitbereich. Die Leistung aller Anlagen in der Umgebung des Referenzpunktes lässt sich somit näherungsweise aus dem Stundenmittel der Bestrahlungsstärke des Referenzpunktes bestimmen. Bei dieser Näherung wird unterstellt, dass die Stundenmittel von nahe beieinander liegenden Referenzpunkten identisch sind, hier also eine starke Korrelation besteht.

Tatsächlich nimmt die Korrelation der Werte von zwei Standorten exponentiell mit dem Abstand zwischen den Standorten ab. Bei Werten, die um das tägliche Mittel bereinigt wurden, bricht die Korrelation bei Abständen größer als 200 km fast vollständig zusammen [Ste93]. Somit genügen für die Ermittlung der Leistungsabgabe von großflächig verteilten Photovoltaikanlagen die Stundenmittelwerte der Bestrahlungsstärke von mehreren über das Beobachtungsgebiet gleichmäßig verteilten Referenzpunkten.

Im Folgenden wird angenommen, dass Photovoltaikanlagen im Umfang der im vorigen Kapitel ermittelten realisierbaren Potentiale gleichmäßig über Deutschland verteilt werden. Die entsprechende Leistungsabgabe im Verlauf eines Jahres in stündlicher Auflösung soll nun ermittelt werden. Als Datenbasis hierzu dienen Messwerte der täglichen Globalstrahlung von 42 Standorten in Deutschland aus dem Jahr 1991 [DWDa; DWDb].

Dieses Jahr wurde gewählt, weil davon auch zuverlässige Daten von Standorten in den neuen Bundesländern vorliegen. Weiterhin spricht für 1991, dass in diesem Jahr die Bestrahlung in Deutschland in etwa dem langjährigen Durchschnitt entsprochen hat. Bei einer anderen Untersuchung [Edw96] wurden auch Werte der Bestrahlungsstärke auf der Basis von Satellitenaufnahmen verwendet. Wegen der größeren Messunsicherheit wurde hier auf Satellitendaten verzichtet und die Messwerte von 42 gleichmäßig über Deutschland verteilten Bodenstationen des Deutschen Wetterdienstes als ausreichend erachtet. Die Standorte der Messstationen sind Bild 4.5 zu entnehmen.

Für die weiteren Berechnungen müssen aus den vorliegenden Messwerten der täglichen Globalstrahlung anhand von statistischen Methoden stündliche Werte generiert werden. Durch Generierung der Stundenwerte kommt es zu einer leichten Unterschätzung der Korrelation nahe beieinander liegender Standorte. Da diese Korrelation jedoch stark mit der Entfernung der Standorte abnimmt und der Fehler durch die anschließende Mittelwertbildung weiter reduziert wird, ist diese Unterschätzung zu vernachlässigen.

Bild 4.5   Standorte der Messstationen zur Bestimmung der Bestrahlungsstärke

Das TAG-Modell (Time-dependent Autoregressive Gaussian Model) von Aguiar und Collares-Pereira [Agu92a; Agu92b] wurde verwendet, um aus den vorliegen Tagessummen der Globalstrahlung stündliche Werte zu generieren. Dieses Modell basiert auf täglichen Werten des Clearness Index K_t, die zuvor ermittelt werden müssen. Der tägliche Clearness Index

     (4.3)

ist aus dem Verhältnis der Tagessumme der mittleren stündlichen terrestrischen Bestrahlungsstärke _G,hor,h auf einer horizontalen Fläche und der mittleren stündlichen extraterrestrischen Bestrahlungsstärke _0,hor,h auf eine horizontale Fläche definiert. Die Tagessumme der Globalstrahlung H_G,hor,Tag ist hier als Messwert vorgegeben. Die Tagessumme der extraterrestrischen Bestrahlung muss aus der Solarkonstanten E₀ = 1.367 W/m² und dem Sonnenhöhenwinkel g_S zur Stundenmitte berechnet werden. Bei allen weiteren Berechnungen sind die Parameter bei den trigonometrischen Funktionen stets im Bogenmaß angegeben.

Die Bestrahlungsstärke der extraterrestrischen Strahlung unterliegt wegen der Ellipsenform der scheinbaren Sonnenbahn um die Erde einem jahreszeitlichen Gang, der sich nach [Kle93] über

     (4.4)

in Abhängigkeit der Tagesnummer des Jahres J (J = 1 für 1. Januar) beschreiben lässt.

Der Sonnenhöhenwinkel g_S kann in Abhängigkeit der Zeit und des geographischen Standortes nach zwei verschiedenen Verfahren ermittelt werden, die aber hier nicht weiter erläutert werden sollen (siehe hierzu [DIN85; Qua99]).

Als nächstes wird die Autokorrelation

     (4.5)

berechnet.

Für alle Stunden des Tages (h = 1 bis 24) wird dann der Sonnenhöhenwinkel g_S zur Stundenmitte bestimmt. Für die Stunden, in denen der Sonnenhöhenwinkel größer als Null ist, wird dann der mittlere Clearness Index

     (4.6)

und die Standardabweichung

     (4.7)

ermittelt.

Mit einer Gauss’schen Zufallsvariablen

     (4.8)

und der Zufallszahl z im Intervall zwischen 0 und 1 berechnet sich über die normalisierte Variable

     (4.9)

schließlich der synthetisierte stündliche Clearness Index

     (4.10)

Für die Stunden, an denen der Sonnenhöhenwinkel g_S kleiner als Null ist, wird auch k_t gleich Null gesetzt. Aus den Werten des stündlichen Clearness Index ist der tägliche Clearness Index K’ zu berechnen. Solange der synthetisierte tägliche Clearness Index K’ mehr als 3 % vom zuvor berechneten täglichen Clearness Index K_t abweicht oder falls k_t(h) kleiner 0 oder k_t(h) größer als der maximale Clearness Index

     (4.11)

wird, müssen die Berechnungen ab (4.8) wiederholt werden.

Über den stündlichen Clearness Index k_t(h) lässt sich nun die horizontale Bestrahlungsstärke:

     (4.12)

Sämtliche zuvor beschriebenen Untersuchungen der Bestrahlung sowie der Bestrahlungsstärke beziehen sich stets auf die Horizontale. Durch eine geneigte Aufständerung lässt sich der Anlagenertrag bei Flachdächern und Freiflächen erhöhen, bei Schrägdächern, Fassaden und Schallschutzwänden ist die Neigung vorgegeben.

Basierend auf den Annahmen über die Potentiale von Photovoltaikanlagen aus Kapitel 3 wurden Häufigkeitsverteilungen über die Ausrichtung der Photovoltaikanlagen erstellt. Dabei wird unterstellt, dass Schrägdächer im Mittel 35° geneigt sind und dass sich Bestrahlungsganglinien von geringer und stärker geneigten Anlagen herausmitteln. Auch bei aufgeständerten Anlagen wird ein mittlerer Neigungswinkel von 35° angenommen. Insgesamt sind etwa 80 % der Photovoltaikanlagen auf Dächern montiert oder aufgeständert. Bei den auf Schrägdächern montierten Photovoltaikanlagen wurde eine Gleichverteilung der Azimutwinkel angenommen, wobei sich der Winkelbereich von Klasse I von -45° bis +45° und der Winkelbereich von Klasse II von -90° bis +90° erstreckt. Für die aufgeständerten Photovoltaikanlagen wurde eine Südausrichtung angenommen, wobei die Anlagen mit einer Standardabweichung von 5° um die Südausrichtung normalverteilt sind. Damit sollen mögliche Fehler beim Aufstellen der Anlagen sowie bauliche Einschränkungen berücksichtigt werden. Bild 4.6 zeigt die resultierende Häufigkeitsverteilung.

Für die an Fassaden montierten Photovoltaikanlagen wird ein Neigungswinkel von 90° und eine Gleichverteilung der Azimutwinkel von -45° bis +45° angenommen. Da Photovoltaikanlagen entlang von Verkehrswegen beidseitig genutzt werden sollen, beträgt auch hier der Neigungswinkel 90°, die Azimutwinkel sind jedoch im Bereich von -180° bis +180° gleichverteilt. Insgesamt entfallen knapp 20 % der zur Verfügung stehenden Flächen auf Fassaden und Verkehrswege.

Für die weiteren Untersuchungen wurden 15 repräsentative Werte für eine Anlagenausrichtung gewählt und die jeweiligen Anteile, die die Anlagen mit der entsprechenden Ausrichtung an der Gesamtfläche repräsentieren, berechnet. Tabelle 4.1 und Tabelle 4.2 zeigen die jeweiligen Werte sowie die Verluste durch Abschattungen und Verschmutzungen für geneigte und vertikale Anlagen.

Bild 4.6   Häufigkeitsdichte der Anlagenazimutwinkel für aufgeständerte und dachintegrierte Photovoltaikanlagen

Bei den geneigten Anlagen nehmen die Verluste bei Südausrichtung durch die gegenseitige Beschattung von aufgeständerten Anlagen zu, bei vertikalen Anlagen durch die geringeren tolerierten Abschattungen bei Fassaden hingegen ab.

Die Bestrahlung auf den geneigten Flächen lässt sich für alle Neigungswinkel aus den zuvor generierten Werten der stündlichen Bestrahlung auf der Horizontalen berechnen (vgl. auch [Qua99]).

Zuerst muss hierfür die Bestrahlungsstärke E_G,hor auf der Horizontalen in die direkte Bestrahlungsstärke E_dir,hor und diffuse Bestrahlungsstärke E_diff,hor auf der Horizontalen aufgeteilt werden [Rei89]. Beim Verfahren von Orgill und Hollands wird ausgehend von Werten der horizontalen Bestrahlungsstärke E_G,hor, dem Sonnenhöhenwinkel g_S und der Solarkonstanten E₀ ein Wert für

     (4.13)

berechnet. Hiermit lässt sich dann die diffuse Bestrahlungsstärke auf der Horizontalen

     (4.14)

bestimmen. Die direkte Bestrahlungsstärke E_dir,hor ergibt sich dann über

     (4.15)

Die Bestrahlungsstärke E_G,gen auf der geneigten Ebene setzt sich aus der direkten Bestrahlungsstärke E_dir,gen, der diffusen Bestrahlungsstärke E_diff,gen und der Bodenreflexion E_refl,gen zusammen.

Die direkte Bestrahlungsstärke E_dir,gen auf der geneigten Ebene lässt sich aus dem Einfallswinkel des Sonnenlichts q_gen auf die Ebene und dem Sonnenhöhenwinkel g_S berechnen:

     (4.16)

Der Einfallswinkel berechnet sich mit

     (4.17)

wobei die Winkel gemäß Bild 4.7 definiert sind.

Bild 4.7   Bestimmung des Sonneneinfallswinkels auf eine geneigte Ebene

Die Bodenreflexion

     (4.18)

lässt sich mit Hilfe des Albedo-Wertes A bestimmen, wobei meist ein Mittelwert von 0,2 für A gewählt wird.

Die diffuse Bestrahlungsstärke E_diff,gen auf der geneigten Ebene kann schließlich mit Hilfe des Perez-Modells ermittelt werden:

     (4.19)

Die Konstanten F₁ und F₂ werden hierbei über Tabellen anhand statistischer Werte für verschiedene Wetterklassen ermittelt, die Konstanten a und b ergeben sich aus Winkelfunktionen (vgl. [Per90; Qua99]).

Auf die Leistung einer Photovoltaikanlage hat neben der Bestrahlungsstärke auch die Temperatur einen entscheidenden Einfluss. Stündliche Werte der Temperatur wurden in Abhängigkeit von Monatsmittelwerten und der Bestrahlungsstärke mit Hilfe des Programms PVCAD [Vio98] generiert. Mit den Zeitreihen von Temperatur und Bestrahlungsstärke wurde dann mit Hilfe des Simulationsprogramms INSEL [Bey95] die Leistung des angenommenen Photovoltaikparks für die Jahre 2020 und 2050 berechnet. Die Parameter für das Photovoltaiksystem wurden so gewählt, dass es den gleichen Systemwirkungsgrad und die gleiche installierte Leistung wie bei den Vorgaben aus Abschnitt 3.2.3.1 aufweist. In Bild 4.8 ist die Vorgehensweise noch einmal im Überblick dargestellt. Die Ergebnisse werden ausführlich in Kapitel 4.6 erläutert.

Bild 4.8   Vorgehensweise zur Ermittlung der zeitabhängigen Leistungsabgabe eines Photovoltaikparks in Deutschland

Während bei der Photovoltaik mit der Bestrahlungsstärke eine Energiemenge als meteorologische Ausgangsgröße zur Ermittlung des Energieertrages herangezogen wird, muss bei der Windkraft die zur Verfügung stehende Leistung und Energie aus der Windgeschwindigkeit berechnet werden. Deshalb werden im Folgenden sowohl die Windgeschwindigkeit als auch die damit ermittelte Leistung näher betrachtet.

Im Gegensatz zur Solarstrahlung ist das Angebot der Windenergie in Deutschland regional höchst unterschiedlich verteilt. In Karten und Tabellen wird als Bezugsgröße zur Standortbeurteilung meist die über ein Jahr gemittelte Windgeschwindigkeit angegeben, die jedoch nur eine begrenzte Aussagefähigkeit für den Energieertrag besitzt. Diese Windgeschwindigkeit reicht von unter 3 m/s in München bis über 7 m/s in Helgoland bei einer Messhöhe von 10 m und steigt mit der Höhe an (vgl. (3.10) ). Da sich die Leistung über die dritte Potenz aus der momentanen Windgeschwindigkeit berechnet, reichen die Unterschiede beim jährlichen Energieangebot bis zum Faktor 10. Eine deutlich genauere Analyse der Standorte und deren Verteilung ist deshalb bei der Berechnung des Energieertrags erforderlich.

Von Deutschen Wetterdienst werden kontinuierlich Messungen der Windgeschwindigkeiten mit Hilfe von aufsteigenden Radiosonden im Abstand von 6 Stunden durchgeführt und die Monatsmittelwerte und Jahresmittelwerte für verschiedene Höhen berechnet [DWDc]. Die Höhe wird hierbei durch verschiedene Druckstufen angegeben. Ein Druck von 850 hPa entspricht hierbei etwa einer Höhe von etwa 1.500 m. Bei der Angabe der Windgeschwindigkeit im 850-hPa-Niveau ist im Gegensatz zu bodennahen Messungen kein Einfluss der Bodenrauhigkeit mehr vorhanden. Die Windgeschwindigkeit im 850-hPa-Niveau ist deshalb zum Beispiel bei der Station Schleswig mehr als doppelt so groß wie bei den bodennahen Messungen.

Bild 4.9 zeigt das Jahresmittel der Windgeschwindigkeit im 850-hPa-Niveau für die Station Schleswig. Für die Jahre 1964 bis 1991 wurden die Werte der Messungen um 0 Uhr UTC und 12 Uhr UTC gemittelt. Der langjährige Mittelwert µ über den gesamten Zeitraum beträgt 10,8 m/s, wobei die jährlichen Abweichungen in der Regel deutlich unter 10 % liegen. Die Standardabweichung s beträgt 5 %. Somit kann auch bei der Windenergie im Jahresmittel von einem verhältnismäßig gleichbleibenden Angebot ausgegangen werden.

Bild 4.9   Jahresmittelwerte der Windgeschwindigkeit im 850-hPa-Niveau für die Station Schleswig für die Jahre 1964 bis 1991 (Daten: [DWDc], bis 1971 Messung in der Höhenstufe 1 gpkm 900 hPa).

Vom Deutschen Wetterdienst werden neben dem Jahresmittel der Windgeschwindigkeit im 850‑hPa-Niveau auch die entsprechenden Monatsmittel angegeben [DWDc]. Analog zu der Darstellung für die Globalstrahlung (Bild 4.3) sind in Bild 4.10 die Mittelwerte, Minima und Maxima sowie die Standardabweichung für die Monatsmittel der Windgeschwindigkeit im 850-hPa-Niveau dargestellt. Auch hier wurden wieder die Messungen von 0 Uhr UTC und 12 Uhr UTC gemittelt. Tendenziell ist im Sommer eine geringfügig niedrigere mittlere Windgeschwindigkeit als im Winter zu erkennen. Auch sinkt die Standardabweichung von über 22 % im Januar auf 14 % im Juni.

Das Absinken der Windgeschwindigkeit im Sommer lässt sich auch bei fast allen anderen Standorten in Deutschland beobachten [Chr89]. Aus dieser Tatsache lässt sich bereits erkennen, dass sich bei einer Kombination von Photovoltaik- und Windkraftanlagen in einem Kraftwerkspark die Fluktuationen des Energieangebots im Laufe eines Jahres deutlich verringern.

Obwohl die Leistung einer Windkraftanlage von der dritten Potenz der momentanen Windgeschwindigkeit in Anlagenhöhe abhängt, kann nach [All97] der Ertrag von Windkraftanlagen in erster Näherung aus den Monatsmittelwerten der Windgeschwindigkeit im höher gelegenen 850‑hPa-Niveau abgeschätzt werden. Somit ist in Bild 4.9 und Bild 4.10 bereits eine Aussage über den zu erwartenden Energieertrag gegeben.

Bild 4.10   Verteilung der Monatsmittel der Windgeschwindigkeit im 850-hPa-Niveau für die Station Schleswig für die Jahre 1964 bis 1991 (Daten: [DWDc], bis 1971 Messung in der Höhenstufe 1 gpkm 900 hPa).

Bei der Betrachtung des Tagesganges an verschiedenen Standorten lässt sich bis auf wenige Ausnahmen ein deutliches Ansteigen der Windgeschwindigkeit am späten Vormittag und ein Absinken in den Abendstunden beobachten [Chr89; Tra96]. Die Flautenwahrscheinlichkeit ist in den Nachtstunden deutlich erhöht [Lef83]. Da der Tagesgang der Windgeschwindigkeit mit einer leichten zeitlichen Verzögerung mit dem der Globalstrahlung korreliert, ergeben sich für die Verringerung der Fluktuationen im Verlauf eines Tages bei der Kombination von Photovoltaik und Windkraft nur geringfügige Verbesserungen.

Deutlich andere Tagesgänge werden bei Messungen auf Feuerschiffen beobachtet. Hier ist das Angebot der Windgeschwindigkeit über den gesamten Tagesverlauf nahezu konstant. Neben dem höheren Angebot an Windenergie auf offener See spricht auch diese Tatsache für den Einsatz von Offshore-Anlagen.

Das Ansteigen der Windgeschwindigkeit am Tag ist tendenziell aus Bild 4.11 zu erkennen. Hier ist neben der Windgeschwindigkeit auch die Leistungsdichte in Berlin im Verlauf von drei Tagen dargestellt. Neben den Schwankungen innerhalb eines Tages sind auch deutliche Unterschiede zwischen den einzelnen Tagen zu erkennen. Der Verlauf der Leistungsdichte verdeutlicht, dass eine für die Nutzung der Windkraft interessante Windgeschwindigkeit von mehr als 3 m/s nicht kontinuierlich vorhanden ist. Vor allem im Binnenland ist bei der Nutzung der Windkraft mit Stillstandszeiten zu rechnen, die durch das Verbundnetz ausgeglichen werden müssen.

Bild 4.11   Dreiminutenmittelwerte der Windgeschwindigkeit und der Leistungsdichte des Windes über drei Tage in Berlin, gemessen auf dem Dach des Instituts für Elektrische Energietechnik

Aus Bild 4.11 ist auch zu entnehmen, dass die Windgeschwindigkeit innerhalb einer Stunde nicht konstant ist, sondern um einen Mittelwert pendelt. Hierauf soll später noch einmal in 4.3.2.3 näher eingegangen werden. Bei einer Vielzahl von Windkraftanlagen in einem Verbundnetz werden sich diese Schwankungen jedoch ausgleichen.

Mit Werten zwischen 30 % und 50 % fällt die auf den Mittelwert µ bezogene Standardabweichung s der Dreiminutenmittelwerte für die einzelnen Tage deutlich geringer aus als bei der Photovoltaik. Im Stundenbereich bewegt sich die Standardabweichung hingegen in der gleichen Größenordnung wie bei der Photovoltaik.

Beim Betrieb von n Windkraftanlagen in einem begrenzten Gebiet nimmt die Standardabweichung im Kurzzeitbereich, wie bereits in Gleichung (4.2) dargestellt, stark ab:

Somit kann der Messwert der stundenmittleren Windgeschwindigkeit eines Standortes für die Berechnung des Energieertrags eines Gebietes als ausreichend angesehen werden.

Bei größeren Entfernungen korrelieren die Windgeschwindigkeiten stärker als die Bestrahlungsstärken [Ste93]. Somit genügen weniger Standorte zur Ermittlung des Gesamtertrages der Windenergie in Deutschland.

Da für die Windgeschwindigkeit keine veröffentlichten Zeitreihen im Tages- oder Stundenbereich verfügbar waren, wurden von Deutschen Wetterdienst stündliche Messdaten von 24 Stationen bezogen [DWD98].

Bild 4.12   Standorte für die Messwerterfassung der Windgeschwindigkeit sowie Gebiete für die einzelnen Windklassen in Deutschland

Hierzu wurde die Fläche von Deutschland in fünf verschiedene Windklassen eingeteilt und für alle Klassen mehrere repräsentative Standorte ausgewählt. Die einzelnen Windklassen wurden wiederum in mehrere Gebiete unterteilt. Einige Standorte wurden auch zur Beurteilung zweier angrenzender Gebiete herangezogen. Regionen der verschiedenen Windklassen sowie der Standorte für die Messwerterfassung sind Bild 4.12 zu entnehmen.

Zur Ermittlung der Leistungsabgabe wurde zuerst für sämtliche Gebiete die Zahl der Windkraftanlagen bestimmt, die bis 2020 bzw. 2050 errichtet werden können (Tabelle 4.3).

Bei der Bestimmung der Anlagenzahl wurde angenommen, dass bis zum Jahr 2020 im Bergland und Binnenland Anlagen der Leistungsklasse 1,5 MW und bei den restlichen Windklassen Anlagen der Leistungsklasse 3 MW installiert werden. Für das Jahr 2050 wird unterstellt, dass auch im Binnenland nur noch Anlagen mit der Leistungsklasse 3 MW existieren.

Die Zahl der Standorte wurde, soweit möglich, von der umfangreichen Studie von [Bie85] übernommen. Für die Gebiete wie das Binnenland und die neuen Bundesländer, für die in [Bie85] keine Standorte angegeben sind, musste die Zahl der Anlagen separat ermittelt werden. Als Basis wurden hierfür die Untersuchungen von [Kal93] in Anlehnung an die Vorgehensweise von [Bie85] verwendet.

Bei den von den Referenzstandorten verfügbaren Messwerten der Windgeschwindigkeit handelt es sich um Stundenmittelwerte. Informationen über die innerhalb einer Stunde auftretenden Schwankungen, die in Bild 4.11 gut zu erkennen sind, gehen hierbei verloren. Während bei der Nutzung der Solarstrahlung die Abhängigkeit der Leistungsabgabe von der eintreffenden Strahlung nahezu proportional verläuft und sich Schwankungen im Mittel aufheben, ergibt sich die Leistung der Windenergie aus der dritten Potenz der Windgeschwindigkeit v. Die Leistung, die aus der stundenmittleren Windgeschwindigkeit resultiert, ist deshalb stets kleiner oder gleich der Summe der Leistungen aus den Windgeschwindigkeiten v_i im Kurzzeitbereich. Das Verhältnis der Leistung des aus n Messwerten gebildeten Stundenmittels und der Summe der Einzelleistungen lässt sich durch den Energy Pattern Faktor k_E beschreiben [Lys83]:

     (4.20)

Da in [Lys83] keine Aussagen über die Größe des Energy Pattern Faktors im Stundenbereich getroffen wurden, erfolgt hier eine eigene Untersuchung. Als Datenbasis dienen Dreiminutenmittelwerte von einer Messanlage auf dem Dach der TU Berlin und Sekundenwerte in 40 m Höhe bei einer Windkraftanlage in Emden [Lie98].

Für 16.800 Dreiminutenmittelwerte wurden die Stundenmittelwerte und die entsprechenden Energy Pattern Faktoren berechnet und in Bild 4.13 grafisch dargestellt. Es ist deutlich zu erkennen, dass mit zunehmender Windgeschwindigkeit der Energy Pattern Faktor gegen eins strebt, während er bei sehr geringen Windgeschwindigkeiten stark ansteigt.

Der Energy Pattern Faktor wurde auch mit den Sekundenmesswerten aus Emden für mehrere Stunden ermittelt. Hierbei wurde der Verlauf von k_E sowohl für Sekundenwerte bezogen auf Stundenmittelwerte als auch für 10-Sekundenmittelwerte, 60-Sekundenmittelwerte und Dreiminutenmittelwerte berechnet.

Für die Dreiminutenmittelwerte zeigte sich eine hervorragende Übereinstimmung zwischen den Messwerten aus Emden und Berlin, sodass im Folgenden unterstellt wird, dass sich der hier ermittelte Verlauf von k_E näherungsweise auf alle Standorte in Deutschland übertragen lässt. Für die kürzeren Zeitintervalle (60 s, 10 s, oder 1 s) ist prinzipiell zu beobachten, dass k_E bei gleicher mittlerer Windgeschwindigkeit zunimmt. Da eine Windkraftanlage aufgrund ihres Trägheitsmomentes mit einer gewissen Verzögerung auf Änderungen der Windgeschwindigkeit reagiert und Schwankungen im extremen Kurzzeitbereich nicht die volle Fläche der Windkraftanlage erfassen, wird für die weiteren Berechnungen der Verlauf von k_E für 60-Sekundenwerte bezogen auf Stundenmittelwerte verwendet. Auf Basis der Messwerte aus Emden ließ sich folgender funktionaler Zusammenhang empirisch ermitteln:

     (4.21)

Bild 4.13   Energy Pattern Faktor k_E für Dreiminutenmittelwerte bezogen auf Stundenmittelwerte gemessen Anfang 1998 in Berlin

Sämtliche Schritte zur Ermittlung der zeitabhängigen Leistungsabgabe eines Windkraftanlagenparks in Deutschland sind zusammenfassend in Bild 4.14 dargestellt.

Bild 4.14   Vorgehensweise bei der Ermittlung der zeitabhängigen Leistungsabgabe eines Windkraftanlagenparks in Deutschland

Für die bei der Umrechnung der Windgeschwindigkeit auf die Nabenhöhe notwendige Rauhigkeitslänge wurden bei den DWD Standorten - soweit angegeben - gemittelte Werte von [Tra96] verwendet. Bei Standorten, für die keine Werte gegeben waren, wurde die Rauhigkeitslänge mit Hilfe von benachbarten Standorten in der gleichen Region abgeschätzt.

Während bei der Sonnenenergie und der Windenergie die nutzbare Energiemenge neben regionalen Unterschieden hauptsächlich von der zur Verfügung stehenden Fläche abhängt, ist bei der Wasserkraft das Energieangebot direkt mit Flussläufen gekoppelt. Neben dem Verlauf der Flüsse haben auch Niederschlags- und Schmelzwassermenge und vorhandene Höhenunterschiede einen entscheidenden Einfluss auf den Ertrag. Aufgrund der geographischen Lage ist das Energieangebot der Wasserkraft in Deutschland im Vergleich zu vielen anderen Ländern verhältnismäßig gering. In wenigen Ländern - wie in Norwegen - wird sogar eine nahezu vollständige Deckung des Elektrizitätsbedarfs durch die Wasserkraft erreicht, während in Deutschland der Anteil der Wasserkraft derzeit nur etwa 4 % beträgt.

Auch bei der Wasserkraft gibt es - wie bei der Photovoltaik und der Windkraft - Schwankungen innerhalb eines Jahres und aufgrund klimatischer Unterschiede auch Schwankungen zwischen verschiedenen Jahren. Diese lassen sich über den Koeffizient der Erzeugungsmöglichkeit aus Wasserkraft KEW ausdrücken. Er berechnet sich aus dem Arbeitsvermögen, also der jährlichen Erzeugung der Kraftwerke und deren Regelarbeitsvermögen. Der Koeffizient KEW wird von den öffentlichen Elektrizitätsversorgungsunternehmen (EVU) jährlich für die EVU-Anlagen zur Nutzung regenerativer Wasserkraft seit 1991 ermittelt [VDEW]. Auf die EVU entfallen immerhin über 80 % der regenerativen Stromerzeugung aus Wasserkraft. In Tabelle 4.4 ist der Koeffizient KEW für verschiedene Jahre wiedergegeben. Es sind dabei beachtliche Schwankungen zu erkennen.

Tabelle 4.4   Koeffizient der Erzeugungsmöglichkeit aus regenerativer Wasserkraft KEW der öffentlichen Elektrizitätsversorgungsunternehmen (Daten aus [VDEW])

Untersucht man den jahresmittleren Abfluss einzelner Flüsse, so ist zu erkennen, dass auch hier die Schwankungen mit einer Standardabweichung von über 15 % erheblich höher ausfallen, als dies bei der Photovoltaik und der Windkraft der Fall ist (Bild 4.15).

Bild 4.15   Mittlerer Abfluss des Rheins bei Rheinfelden für die Jahre 1956 bis 1995 (Daten: [LGRP; LUBW], Daten für 1987 fehlen)

Das gewählte Referenzjahr 1991 zur Ermittlung der zeitabhängigen Leistungsabgabe erweist sich hierbei als günstig, weil in diesem Jahr das Angebot an Wasserkraft verhältnismäßig niedrig ausfällt. So werden damit die größeren Schwankungen zwischen verschiedenen Jahren beim Angebot der Wasserkraft bei der Berechnung berücksichtigt.

Im Folgenden wurde das Wasserangebot des Rheins bei Rheinfelden und des Neckars bei Rockenau näher untersucht. Bei Betrachtung des Abflusses Q für verschiedene Flüsse wie Rhein und Neckar mit angrenzenden Einzugsgebieten ist ein ähnlicher Verlauf über das Jahr zu beobachten (Bild 4.16).

Bild 4.16   Abfluss des Rheins bei Rheinfelden und des Neckars bei Rockenauim Verlauf des Jahres 1991 (Daten: [LUBW])

Die beiden Flüsse unterscheiden sich jedoch durch einige regionale Hochwasserereignisse und die hohen Abflüsse aufgrund von Schmelzwasser beim Rhein im Frühjahr. Mit Ausnahme der Hochwasserereignisse, die stets zu unterschiedlichen Zeitpunkten auftreten, ist der prinzipielle Verlauf der Abflüsse aus verschiedenen Jahren sehr ähnlich. Bild 4.17 zeigt den Verlauf des monatsmittleren Abflusses in Rheinfelden über verschiedene Jahre. Anhand des Mittelwertes ist grundsätzlich ein Ansteigen des Abflusses im Frühjahr zu erkennen. Dieses Verhalten ist auf das Abfließen von Schmelz- und Gletscherwasser zurückzuführen. Infolge der Klimaveränderungen und des rapiden Abschmelzens der Gletscher in den Alpen wird jedoch nicht ausgeschlossen, dass sich langfristig das Fließverhalten der Flüsse ändern kann.

Bild 4.17   Verteilung des Monatsmittels des Abflusses des Rheins bei Rheinfelden für die Jahre 1956 bis 1995 (Daten: [LGRP; LUBW])

Bild 4.18   Abfluss des Rheins für die Jahre 1981-1986 und 1989-1991 (Daten: [LUBW])

Bei den Minima und Maxima sowie bei der Standardabweichung gibt es zwischen den verschiedenen Jahren, wie bereits zuvor erwähnt, sehr starke Schwankungen. Bei einer Betrachtung des Verlaufs des täglichen Abflusses über mehrere Jahre (Bild 4.18) ist zu erkennen, dass der tendenzielle Verlauf, dargestellt durch die Mittelwerte, durch zahlreiche Hochwasserereignisse überlagert wird. Diese verursachen die sehr starken Schwankungen der Maxima und der Standardabweichungen während einzelner Monate.

Die Leistung eines Flusskraftwerkes ist in erster Näherung proportional zum Abfluss Q. Für das Rheinkraftwerk Säckingen wurde aus täglichen Messwerten vom benachbarten Rheinfelden für den Abfluss Q und den Wasserstand W die Fallhöhe H und die elektrische Leistung P nach (3.12) und (3.18) ermittelt.

Bild 4.19   Ermittelte relative Fallhöhe und relativer Abfluss für das Rheinkraftwerk Säckingen (Q_A = 1.450 m³/s, H_A = 6,57 m, P_N = 71,2 MW) aus den Messwerten von Rheinfelden

Bild 4.19 zeigt den, mit Ausnahme von Hochwasserspitzen, proportionalen Verlauf von Abfluss und Leistung.

Auf die nähere Untersuchung von kurzfristigen Schwankungen soll hier verzichtet werden. Zum einen liegen keine höher aufgelösten Werte als Tagesmittelwerte vor, zum anderen laufen Änderungen, mit Ausnahme einiger Hochwasserereignisse, stets in Zeitraum von mehreren Tagen ab. Da später dennoch Stundenwerte für die Simulation des regenerativen Kraftwerksparks benötigt werden, müssen diese durch Interpolation zwischen den verschiedenen Tageswerten gewonnen werden.

Die Leistungsabgabe der Wasserkraftwerke schwankt wie bei der Photovoltaik oder Windenergie im Verlauf eines Jahres erheblich (siehe Bild 4.19). Dennoch gibt es normalerweise keine so schnellen Änderungen wie bei der Photovoltaik und der Windkraft. Außerdem sinkt die Leistung, mit Ausnahme weniger extremer Niedrigwasser und infolge von durchgeführten Wartungsarbeiten, selten unter einen stets vorhandenen Minimalwert.

Im Gegensatz zur Photovoltaik und der Windenergie ist die Vergleichmäßigung des Angebotes der Wasserkraft durch das Verbundnetz von geringerer Bedeutung. Die Änderungen des Abflusses und des Wasserstandes verlaufen deutlich langsamer als Änderungen der Windgeschwindigkeit oder der solaren Bestrahlungsstärke. Außerdem kommt ein vollständiger Ausfall der Leistungsabgabe bei Wasserkraftwerken kaum vor, während dieser bei der Photovoltaik in der Nacht und bei der Windenergie bei Flauten stets zu berücksichtigen ist.

Dennoch gibt es durch das unterschiedliche Fließverhalten verschiedener Flüsse auch bei der Wasserkraft Ausgleichseffekte. Bei mehreren Kraftwerken an einem Fluss kommt es aufgrund des zeitlich verzögerten Auftretens von Wasserständen und Abflüssen zu einer Vergleichmäßigung der Leistungsabgabe, die im Folgenden durch die Wahl zahlreicher Referenzstandorte ausreichend berücksichtigt wird.

Bei der Wasserkraft gilt es, im Gegensatz zur Photovoltaik und Windkraft, nicht einen fiktiven Kraftwerkspark zu simulieren, sondern einen bestehenden Kraftwerkspark nachzubilden und diesen zu erweitern.

Die mit Abstand größte Nutzung der Wasserkraft findet in Bayern und Baden-Württemberg statt. Für die Simulation des bestehenden Kraftwerksparks wurden 68 Wasserkraftwerke an Donau, Rhein, Inn, Isar, Mosel und Weser ausgewählt, die zusammen 55 % der erzeugten regenerativen Wasserkraft im Jahr 1991 lieferten. In der Nähe sämtlicher Kraftwerke wurden tägliche Messwerte von Abfluss und Wasserstand aus gewässerkundlichen Jahrbüchern des Jahres 1991 entnommen [BLW97; LUBW; LUN96; NLÖ95]. Die Standorte der Kraftwerke und der Messstellen sind in Bild 4.20 eingezeichnet.

Bild 4.20   Messstellen für die Erfassung des Abflusses und des Wasserstandes sowie Standorte von simulierten Wasserkraftwerken

Mit den Zeitreihen von Abfluss und Wasserstand wurde für jedes Kraftwerk der zeitliche Verlauf der Leistungsabgabe mit den in Kapitel 3.1.3 beschriebenen Methoden simuliert. Zwar gibt es bei einzelnen Kraftwerken durchaus größere Abweichungen zwischen der errechneten und tatsächlich abgegebenen Leistung, bei der Summe aller Kraftwerke zeigt sich jedoch ein hervorragendes Ergebnis. Die über das Jahr aus den simulierten Zeitreihen resultierende abgegebene Energie lag hierbei lediglich um 2 % über den Angaben über Statistiken des VDEW.

Die Kraftwerke wurden jeweils den Bundesländern Bayern, Baden-Württemberg, Rheinland-Pfalz sowie einer Gruppe übriger Bundesländer zugeordnet und die simulierte Leistungsabgabe auf das Regelarbeitsvermögen hochgerechnet. Anhand der Studien von [Kal93; Kal95] ergibt sich über das Ausbaupotential der einzelnen Bundesländer schließlich die bis zum Jahr 2050 realisierbare Leistungsabgabe. Die Werte für das Jahr 2020 wurden anteilig ermittelt. Tabelle 4.5 fasst die jeweiligen Ergebnisse zusammen.

Flüsse bei der Simulation: ¹⁾ Isar, Inn, Donau     ²⁾ Rhein     ³⁾ Mosel     ⁴⁾ Weser

Für die Messstellen an den Flüssen Inn und Isar sowie Donauwörth an der Donau sind in den entsprechenden gewässerkundlichen Jahrbüchern keine Angaben über Wasserstände enthalten. Für diese Flüsse müssen Näherungsfunktionen zur Ermittlung des Wasserstands W aus dem Abfluss Q bestimmt werden. In Bild 4.21 ist der Wasserstand in Abhängigkeit des Abflusses für vier verschiedene Messstellen an der Donau angegeben.

Bild 4.21   Zusammenhang von Wasserstand >und Abfluss an verschiedenen Messstellen an der Donau im Jahr 1991 (Daten: [BLW97])

Beide Parameter korrelieren sehr stark, sodass sich ein klarer funktionaler Zusammenhang definieren lässt, der jedoch für alle Messstellen unterschiedlich ausfällt. Der qualitative Verlauf in Schwabelweis unterscheidet sich hierbei von dem der drei anderen Messstellen. In sehr grober Näherung lässt sich der Zusammenhang durch eine Gerade annähern. Eine quadratische Funktion liefert bereits eine sehr präzise Beschreibung. Die entsprechenden Funktionen für die vier Messstellen sind in Tabelle 4.6 angegeben.

Für die Messstellen, bei denen Angaben für den Wasserstand fehlen und nicht durch benachbarte Messstellen ergänzt werden können, wurden Funktionen für den Wasserstand bestimmt. Der Verlauf der Funktionen orientiert sich hierbei an den bekannten Verläufen an der Donau. Eine weitere Orientierung zur Bestimmung der Funktionen gibt die Jahresarbeit der Kraftwerke in der Nähe der entsprechenden Messstellen, die sich bei der Simulation der Kraftwerke mit Hilfe der Funktionen für die Wasserstände näherungsweise ergeben muss. In Tabelle 4.7 sind die verwendeten Funktionen für die Simulationen angegeben.

In Bild 4.22 ist, wie auch bei der Photovoltaik und Windkraft, die prinzipielle Vorgehensweise zur Berechnung der zeitabhängigen Leistung noch einmal im Überblick dargestellt.

Bild 4.22   Vorgehensweise zur Ermittlung der zeitabhängigen Leistungsabgabe eines Wasserkraftparks in Deutschland

Im Gegensatz zu den bisher behandelten Energieträgern sind bei der Biomasse Angebotsschwankungen nur von untergeordneter Bedeutung. Zwar gibt es auch bei der Biomasse zum Beispiel durch Erntezeiten saisonbedingte Schwankungen. Da sich Biomasse jedoch sehr gut speichern lässt, soll im Folgenden die zeitliche Abhängigkeit vom Angebot bei der Biomasse vernachlässigt werden.

Eine andere Abhängigkeit ergibt sich jedoch durch die jeweilige Art der Nutzung der Biomasse. Bereits im vorigen Kapitel wurde angenommen, dass diese größtenteils in Blockheizkraftwerken eingesetzt wird. Im Folgenden wird nun unterstellt, dass die Hälfte der Energie aus Biomasse in wärmegeführten Kraftwerken und der Rest in Kraftwerken mit einer dem Strombedarf angepassten Betriebsweise genutzt wird.

Bei der wärmegeführten Betriebsweise richtet sich die Stromabgabe weitgehend nach dem Wärmebedarf, der im Folgenden durch die sogenannten Gradtagzahlen repräsentiert wird. Die Gradtagzahl G_t,d eines Tages berechnet sich für einen Tag mit einer mittleren Außentemperatur J_m unter 15 °C über

     (4.22)

Bild 4.23 zeigt den Verlauf der täglichen Gradtagzahlen für das Jahr 1991 in Potsdam. Die Gradtagzahl G_t,a dieses Jahres entspricht mit 3909 K·d/a in etwa dem langjährigen Durchschnitt [VDI83].

Bild 4.23   Tägliche Gradtagzahlen in Potsdam 1991 (Daten für Temperaturen: [DWDc])

Neben dem Jahresgang gibt es bei der wärmegeführten Betriebsweise noch einen Tagesgang der elektrischen Leistungsabgabe P_el,d bezogen auf die elektrische Nennleistung P_el,N, der zum Beispiel wie folgt definiert sein kann (vgl. [Fis95]):

     (4.23)

Bei Abnahme des Wärmebedarfs verändert sich auch der Tageslastgang. Es wird jedoch unterstellt, dass der relative Verlauf durch Mittelung in einem großen Kraftwerkspark über das Jahr weitgehend erhalten bleibt. Die Leistungsabgabe der wärmegeführten Kraftwerke wird durch folgende Funktion näherungsweise erfasst:

     (4.24)

Hierbei ist E_a,Z die zugrunde gelegte Jahresarbeit. Die wärmegeführten Kraftwerke sollen mit einer Zahl von etwa 4.000 Volllaststunden betrieben werden. Aufgrund der Begrenzung der maximalen Leistungsabgabe durch die Nennleistung der Kraftwerke muss E_a,Z etwa 10 % oberhalb der gewünschten Jahresarbeit liegen.

Mit den Ergebnissen aus Kapitel 3 ergibt sich für die wärmegeführten Kraftwerke zur Nutzung der Biomasse im Jahr 2020 eine Gesamtleistung von 3,125 GW bei einer elektrischen Jahresarbeit von 12,5 TWh. Im Jahr 2050 verdoppelt sich die Jahresarbeit nahezu bei einer Gesamtleistung von 6,125 GW auf 24,5 TWh.

Die verbleibende Energie aus Biomasse soll in nachfragegeführten Kraftwerken mit Kraft-Wärme-Kopplung genutzt werden. Diese Kraftwerke sollen so betrieben werden, dass der Speicherbedarf bei einem hohen Anteil fluktuierender Leistung aus der Nutzung der Solarenergie, Windkraft und Wasserkraft möglichst gering ist. Dies bedingt den Einsatz von Biomasse in Zeiten mit niedrigem Angebot an Solar- und Windkraft. Ist in kurzer Zeit nach dem Niedrigangebot mit einem Überangebot zu rechnen, ist es sinnvoll, zuerst Speicherkapazitäten wie Pumpspeicher freizumachen, um das zu erwartende Überangebot speichern zu können. Für die nachfragegeführten Biomassekraftwerke ist somit eine äußerst komplexe Betriebsführung notwendig, die sich auch für die Jahre 2020 und 2050 sehr unterscheidet. Bei den in Kapitel 6 erläuterten Berechnungen wurde versucht, diese Betriebsführung mit einzubeziehen.

Mit den zuvor ermittelten realisierbaren Potentialen für die Jahre 2020 und 2050 wurde der stündliche Verlauf der Leistungsabgabe der Photovoltaikanlagen, Windkraftanlagen, Wasserkraftwerke und wärmegeführten Biomassekraftwerke mit den oben beschriebenen Methoden berechnet. Hierbei sind aufgrund des unterschiedlich schnellen Ausbaus bei den einzelnen regenerativen Energieträgern die entsprechenden Anteile für beide Zeithorizonte sehr verschieden. Während im Jahr 2020 die Erzeugung durch die Windenergie dominiert wird, nimmt der Einfluss der Photovoltaik im Jahr 2050 stark zu.

Im Folgenden werden nacheinander die Ergebnisse für die berechnete Tagesarbeit für die verschiedenen regenerativen Energieträger grafisch dargestellt. Bild 4.24 zeigt die Ergebnisse für die Photovoltaik. Auf der linken Ordinate ist die Tagesarbeit für das Jahr 2020 dargestellt. Da für das Jahr 2050 bei der Berechnung lediglich eine Hochskalierung der Leistung erfolgt, kann auf der rechten Ordinate die Tagesarbeit für das Jahr 2050 abgelesen werden, die mehr als das Zehnfache der vom Jahr 2020 beträgt. Aus der Grafik ist deutlich das Ansteigen der Leistungsabgabe im Sommer zu erkennen. An den monatlichen Minimal- und Maximalwerten ist abzulesen, dass auch innerhalb eines Monats sehr starke Schwankungen auftreten. Da bei den Berechnungen mit dem Referenzjahr 1991 reale Wetterdaten zugrunde liegen, gibt es im Gegensatz zu langjährigen Mittelwerten geringfügige Abweichungen, die hier besonders bei den niedrigeren Mittelwerten im Mai und Juni auffallen (vgl. auch Bild 4.3).

Bild 4.24   Tagesarbeit der Photovoltaik für die Jahre 2020 und 2050

Der Verlauf der Tagesarbeit der Windkraft ist in Bild 4.25 für das Jahr 2020 dargestellt. Die Tagesarbeit im Jahr 2050 ist hier im Mittel um 300 % größer als im Jahr 2020. Der relative Verlauf bei den einzelnen Monaten ist für die verschiedenen Jahre sehr ähnlich. Dennoch kommt es im Jahr 2050 zu einer geringfügig besseren Vergleichmäßigung des Energieangebots, sodass auf das Einzeichnen einer Ordinate für 2050 verzichtet wurde. Aus Bild 4.25 sind die großen Schwankungen zwischen den einzelnen Tagen und das etwas geringere Angebot im Sommer abzulesen.

Bild 4.25   Tagesarbeit der Windkraft für das Jahr 2020

In Bild 4.26 ist das relativ gleichmäßige Angebot der Wasserkraft über das Jahr zu erkennen, wobei ein leichter Anstieg von April bis Juli ersichtlich ist. Die Schwankungen zwischen den einzelnen Tagen fallen im Vergleich zur Photovoltaik und Windkraft sehr niedrig aus. Da das Potential für den weiteren Ausbau der Wasserkraft in Deutschland verhältnismäßig klein ist, unterscheiden sich die Tagesarbeiten für die Jahre 2020 und 2050 nur geringfügig. Aufgrund der leichten Veränderung der Kraftwerksstruktur durch einen unterschiedlichen Ausbau verschiedener Flüsse gibt es geringe Abweichungen der relativen Tagesarbeit der Jahre 2020 und 2050, die jedoch vernachlässigbar sind, sodass auch für die Wasserkraft die Tagesarbeiten für beide Ausbauszenarien in ein Diagramm eingezeichnet werden können.

Bild 4.26   Tagesarbeit der Wasserkraft für die Jahre 2020 und 2050

Bei den wärmegeführten Biomassekraftwerken sinkt die Tagesarbeit aufgrund der geringen Wärmenachfrage im Juli auf Null ab. Im Winter ist sie hingegen am größten. Dieser Verlauf ist genau entgegengesetzt zu dem der Photovoltaikanlagen, sodass sich ein sehr guter Ausgleich ergibt.

Bild 4.27   Tagesarbeit der wärmegeführten Biomassekraftwerke für die Jahre 2020 und 2050

Da der Ausbau der Biomassekraftwerke für das Jahr 2050 deutlich geringer ausfällt als der von den Photovoltaikanlagen, nehmen die Ausgleichseffekte jedoch langfristig ab. Die Leistung der Biomassekraftwerke wurde bei der Berechnung für das Jahr 2050 hochskaliert, sodass in Bild 4.27 ebenfalls die Tagesarbeiten sowohl für das Jahr 2020 als auch das Jahr 2050 eingezeichnet sind.

Die Lastgänge der nachfragegeführten Biomassekraftwerke sollen erst in Kapitel 6 ermittelt werden, da sie aufgrund der besonderen Betriebsführung in Abhängigkeit der Speichermöglichkeiten berechnet werden müssen.

Abschließend ist in Bild 4.28 und Bild 4.29 der Gesamtverlauf der Tagesarbeit für die regenerativen Kraftwerke in den Jahren 2020 und 2050 dargestellt. Im Jahr 2020 ist deutlich das verhältnismäßig konstante Angebot der Wasserkraft und die Ausgleichseffekte zwischen Photovoltaik und wärmegeführten Biomassekraftwerken zu erkennen. Die Windkraft dominiert bei der regenerativen Elektrizitätserzeugung und ist somit auch für die sehr starken Fluktuationen im Angebot verantwortlich.

Bild 4.28   Gesamtverlauf der Tagesarbeit der regenerativen Kraftwerke für das Jahr 2020 ohne nachfragegeführte Biomassekraftwerke

Im Jahr 2050 übersteigt - aufgrund des verhältnismäßig großen Ausbaus der Photovoltaik und Windkraft - die Leistungsabgabe des regenerativen Kraftwerksparks die Nachfrage erheblich, wie in Kapitel 5 noch gezeigt wird. Die Leistungsabgabe im Jahr 2050 wird durch die Photovoltaik und Windkraft dominiert. Wasserkraft und wärmegeführte Biomassekraftwerke spielen eine untergeordnete Rolle. Während an einigen Tagen ein starkes Überangebot vorhanden ist, kommt es an anderen Tagen zu starken Leistungseinbrüchen. Zwar gleichen sich Photovoltaik und Windkraft oftmals aus, dennoch kommt es an einigen Tagen zu einer stark verminderten Leistungsabgabe. Inwieweit nachfragegeführte Biomassekraftwerke in Zeiten niedriger Leistungsabgabe ausgleichend wirken können, wird in Kapitel 6 näher erläutert.

Bild 4.29   Gesamtverlauf der Tagesarbeit der regenerativen Kraftwerke für das Jahr 2050 ohne nachfragegeführte Biomassekraftwerke

Neben den Schwankungen in der Tagesarbeit gibt es auch im Tagesverlauf zum Teil erhebliche Schwankungen.

Bild 4.30   Leistungsabgabe der regenerativen Kraftwerke in einer Sommerwoche im Jahr 2020

Bild 4.30 ist zu entnehmen, dass im Jahr 2020 beim regenerativen Kraftwerkspark die Windkraft dominiert. Somit ist der Tagesgang der Photovoltaik von untergeordneter Bedeutung. Da die Leistungsabgabe der wärmegeführten Biomassekraftwerke im Sommer vernachlässigbar gering ist, ist diese in Bild 4.30 nicht eingezeichnet.

Die starke Dominanz der Windkraft ist im Winter noch deutlicher zu spüren (Bild 4.31). Während die maximale Leistungsabgabe des regenerativen Kraftwerksparks 36 GW nicht überschreitet, sinkt die Leistungsabgabe nachts bei geringem Windangebot zeitweise deutlich unter 5 GW.

Bild 4.31   Leistungsabgabe der regenerativen Kraftwerke in einer Winterwoche im Jahr 2020

Im Jahr 2050 nimmt der Einfluss der Photovoltaik stark zu, wodurch sich vor allem im Sommer der Tagesgang der Photovoltaik deutlicher bemerkbar macht (Bild 4.32).

Bild 4.32   Leistungsabgabe der regenerativen Kraftwerke in einer Sommerwoche im Jahr 2050

Im Winter hingegen ist im Jahr 2050 der Einfluss der Photovoltaik auch auf den Tagesgang geringer (Bild 4.33). Die Bedeutung der Wasserkraft und der Biomasse nehmen im Jahr 2050 deutlich ab. Die maximale Leistungsabgabe des regenerativen Kraftwerksparks liegt bei knapp 180 GW, wogegen die minimale Leistungsabgabe auch im Jahr 2050 nachts bei geringem Windangebot durchaus auf 3 GW sinkt.

Bild 4.33   Leistungsabgabe der regenerativen Kraftwerke in einer Winterwoche im Jahr 2050