Nachdem im vorigen Kapitel die zeitabhängige Leistungsabgabe eines möglichen regenerativen Kraftwerksparks für die Zeithorizonte 2020 und 2050 ermittelt wurde, soll dieser Leistung im Folgenden der Bedarf an Elektrizität gegenübergestellt werden. Eine Prognose des künftigen Verbrauchs ist jedoch mit zahlreichen Unsicherheitsfaktoren behaftet. Die Angabe einer möglichen zukünftigen Entwicklung beinhaltet meist eine Fortschreibung von heute absehbaren Trends, wie das folgende Zitat passend beschreibt:

„Da die prophetischen Gaben des Menschen sehr bescheiden sind, ist es nützlich, hilf- und lehrreich, beim Versuch in die Zukunft zu schauen, zuerst die bisherige Entwicklung zu analysieren, um daraus Anhalte für denkbare Zukunftsentwicklungen zu gewinnen [Sch97].“

Eine Prognose des Bedarfs, die sich an der Fortschreibung des Trends orientiert, wurde in Untersuchungen der Prognos AG [Pro96] im Auftrag des Bundeswirtschaftsministeriums abgegeben. Auf Basis dieser Untersuchung soll eine mögliche Entwicklung des zeitabhängigen Bedarfs für das Jahr 2020 aufgezeigt werden. Dieses Szenario wird im Folgenden als Trendszenario bezeichnet, wobei leichte Korrekturen der Werte von Prognos vorgenommen wurden, die an den entsprechenden Stellen erläutert sind.

Da bei einem Einsatz regenerativer Energieträger in großem Maßstab ein vorheriges Ausschöpfen von Energiesparpotentialen sinnvoll ist, wird auch die Verbrauchsentwicklung bei Ausnutzung eines Großteils der Energiesparpotentiale bestimmt. Diese weicht in einigen Bereichen erheblich vom derzeitigen Trend ab. Dieses Szenario wird im Folgenden als Energiesparszenario bezeichnet.

Der Trendentwicklung und dem Energiesparszenario sollen auch Referenzwerte, also der heutige Verbrauch gegenübergestellt werden. Als Referenzjahr wird hierfür aufgrund der vorhandenen großen Datenbasis das Jahr 1996 gewählt.

Eine zuverlässige Prognose des Bedarfs über das Jahr 2020 hinaus ist nahezu unmöglich. Aus diesem Grund sollen mögliche Tendenzen für das Jahr 2050 lediglich angedeutet werden.

Wie bereits zuvor erläutert, muss für eine Prognose, die sich an der Fortschreibung des Trends orientiert, zuvor die Entwicklung der Vergangenheit näher analysiert werden. Bild 5.1 zeigt die Entwicklung des Nettostromverbrauchs verschiedener Sektoren in Deutschland in den alten Bundesländern zwischen 1960 und 1996. Für Gesamtdeutschland sind erst Zahlen ab dem Jahr 1992 verfügbar. Mit 58 TWh beträgt der Nettostromverbrauch derzeit in den neuen Bundesländern jedoch nur knapp 14 % des Verbrauchs der alten Länderund wird sich in der Struktur langfristig an die der alten Bundesländer angleichen.

Bild 5.1   Entwicklung des Nettostromverbrauchs nach Sektoren in den alten Bundesländern (Daten: [VIK])

In den alten Bundesländern ist der Verbrauch zwischen 1960 und 1996 um mehr als 400 % gestiegen, wobei sich der Anstieg seit den Ölpreiskrisen in den 70er Jahren deutlich verlangsamt hat. Der Anteil der Industrie am Stromverbrauch ist zwischen 1960 und 1996 von 72 % auf 46 % gefallen. Am stärksten ist der Anteil der Haushalte von 12 % auf 28 % gestiegen. Bei Handel und Gewerbe ergab sich ein Zuwachs von 7 % auf 13 % und bei öffentlichen Einrichtungen von 4 % auf 8 %. Die Anteile von Verkehr und Landwirtschaft sind nahezu konstant geblieben, wobei sich unter anderem durch die Stillegung von landwirtschaftlichen Betrieben seit Anfang der 90er Jahre ein absoluter Rückgang des Verbrauchs bei der Landwirtschaft abzeichnet.

Bei einem Vergleich des Bruttostromverbrauchs und des inflationsbereinigten Bruttoinlandsprodukts (BIP) der alten Bundesländer zeigt sich eine enge Korrelation der zeitabhängigen Verläufe beider Kurven (Bild 5.2).

Bild 5.2   Nettostromverbrauch und Bruttoinlandsprodukt in Preisen von 1991 in den alten Bundesländern (Daten: [StBA; VIK], 1 € = 1,95583 DM)

Bei dieser Korrelation können zwei Trendänderungen ausgemacht werden. Die erste Trendänderung tritt im Jahr 1975 zwischen den beiden Ölpreiskrisen und die zweite Trendänderung im Jahr 1989, dem Jahr des Falls der Mauer auf. Für die Zeitintervalle T₁ zwischen 1960 und 1975 und T₂ zwischen 1975 und 1989 kann der Nettostromverbrauch E_el,netto sehr gut in Abhängigkeit vom BIP beschrieben werden. Vor 1975 stieg der Stromverbrauch stärker als das BIP und verlief zwischen den Jahren 1975 und 1989 nahezu proportional zum BIP. Mit den Konstanten k₁ = 326,6 Wh/€ und k₂ = 8,2 Wh/€ ergibt sich näherungsweise folgender funktioneller Zusammenhang in Abhängigkeit der Zeit (Jahr t):

     (5.1)

Nach 1989 ist ein deutlich schwächeres Ansteigen des Nettostromverbrauchs zu beobachten, der nicht mehr proportional zum BIP verläuft. Das Verhältnis aus Nettostromverbrauch und BIP ergibt die Stromintensität. Während diese in den alten Bundesländern im Jahr 1988 noch 328 Wh/€ betragen hat, ging sie bis 1997 auf etwa 294 Wh/€ zurück.

Für Gesamtdeutschland gab es zwischen 1992 und 1997 einen durchschnittlichen Rückgang der Stromintensität von etwa 3,2 Wh/€ pro Jahr. Geht man von einem durchschnittlichen realen Wachstum des BIP pro Jahr von 2,2 % aus, ergibt sich für das Jahr 2020 ein BIP von ca. 2.650 Mrd. €. Bei einer Fortschreibung des Rückgangs der Stromintensität würde diese im gleichen Jahr auf 225 Wh/€ fallen. Mit diesen Annahmen ergibt sich für das Jahr 2020 ein Nettostromverbrauch für Gesamtdeutschland von 600 TWh.

Die Schweizer Prognos AG [Pro96] hat bei ähnlichen Annahmen für das Wachstum des BIP für das Jahr 2020 einen Endenergieverbrauch an Strom von 555 TWh ermittelt. Dieser Untersuchung liegt ein Endenergieverbrauch an Strom im Jahr 1992 zugrunde, der um etwa 8 % geringer als der Nettostromverbrauch laut [VIK] angegeben ist. Somit ist der von der Prognos AG für das Jahr 2020 ermittelte Endenergieverbrauch an Strom mit einem Nettostromverbrauch von rund 600 TWh vergleichbar (vgl. auch Tabelle 5.1 und Tabelle 5.6).

Eine Fortschreibung dieses Trends bis zum Jahr 2050 ergibt bei einem BIP vom rund 5.000 Mrd. € und einer Stromintensität von 132 Wh/€ einen Elektrizitätsbedarf von 660 TWh.

Bei der Studie von Prognos wurde - im Gegensatz zu der stark vereinfachten Abschätzung, die zuvor über die Entwicklung des Nettostromverbrauchs getroffen wurde - eine detaillierte Trendanalyse bei verschiedenen Industriesektoren, Haushalten, Verkehr und Kleinverbrauch durchgeführt. Da die Werte von Prognos mit dem zuvor ermittelten Nettostromverbrauch aus dem Jahr 2020 übereinstimmen, wird die Untersuchung von Prognos in großen Teilen im Folgenden als Trendszenario übernommen. Tabelle 5.1 stellt die ermittelte Trendentwicklung von Prognos dar. Die zuvor erläuterte Diskrepanz zwischen dem hier dargestellten Endenergieverbrauch von 1992 und dem Nettostromverbrauch nach [VIK] ist unter anderem auf eine unterschiedliche Zuordnung von Unternehmen im Umwandlungsbereich wie z.B. Raffinerien oder Zechen in den Umwandlungsbereich oder den Bereich der Industrie zurückzuführen.

Tabelle 5.1   Entwicklung des Stromverbrauchs in Deutschland nach Sektoren (nach [Pro96], Abweichungen in der Summe sind rundungsbedingt)

Im Folgenden soll nun die Trendentwicklung für die einzelnen Sektoren näher erläutert werden, wobei auch einige Korrekturen des Prognos-Szenarios vorgenommen werden.

In der Studie von Prognos wurde eine detaillierte Aufteilung des Endenergieverbrauchs von 122,8 TWh der Haushalte für das Jahr 1992 nach einzelnen Verbrauchergruppen durchgeführt, von denen die wichtigsten in Bild 5.3 wiedergegeben sind. Über 40 % des Verbrauchs entfallen hierbei auf Haushaltsgroßgeräte wie Waschmaschinen, Wäschetrockner, Geschirrspüler, Kühl- und Gefriergeräte sowie elektrische Kochgeräte. Ebenfalls annähernd 40 % entfallen auf elektrische Heizung und Warmwasserbereitung und die restlichen 20 % auf Beleuchtung, Fernseher und andere elektrische Verbraucher.

Bild 5.3   Aufteilung des Endenergieverbrauchs an Elektrizität von 1992 der Haushalte nach einzelnen Verbrauchern (Daten [Pro96])

Die von Prognos ermittelten Anteile der einzelnen Verbraucher decken sich weitgehend mit Werten von anderen Autoren (z.B. [VDEW85; Pri97; Enq95]). Es fällt jedoch auf, dass bei Fernsehgeräten, Audio- und Videogeräten die Werte von Prognos erheblich unter denen anderer Quellen liegen. Der Hauptgrund ist wahrscheinlich die starke Unterschätzung der Standbyverluste, die in einer Studie des Umweltbundesamtes [UBA97a] ermittelt wurden und hier als Referenzwerte dienen sollten. Auch von [Pri97] wurden die Standbyverluste geringer als von [UBA97a] abgeschätzt. Im Vergleich zu [Pro96] fällt hingegen der Verbrauch für den Betrieb von TV-Geräten sehr hoch aus. Aus den an die Studie des UBA angepassten Werten von [Pri97] wurden Referenzwerte für den heutigen Verbrauch (Stand 1996) ermittelt, wobei ein gleichbleibender Verbrauch in den Jahren 1995 und 1996 unterstellt wurde (vgl. Tabelle 5.2 ). Die Trendwerte der Prognos-Studie im Unterhaltungssektor sind zu Lasten anderer Verbraucher entsprechend nach oben zu korrigieren.

¹⁾ nur TV, keine Ausweisung von Standbyverlusten, ²⁾ Video, Radio und HiFi

Für den Heizungsbereich wird von [Pri97] eine genauere Differenzierung in elektrische Direktheizungen, Speicherheizungen und Wärmepumpen sowie Hilfsenergiebedarf für Heizungen (z.B. Pumpen für Gas- oder Ölheizungen) mit einem Jahresstrombedarf von 3,94 TWh, 23,47 TWh bzw. 7,11 TWh vorgenommen. Aufgrund der kühlen Witterung im Jahr 1996 wurden diese Zahlen für den Referenzwert entsprechend korrigiert.

Tabelle 5.3 zeigt die Referenzwerte und das Trendszenario, die durch oben beschriebene Korrekturen aus dem Prognos-Szenario abgeleitet wurden. Vor allem aufgrund der höheren Werte im Informations- und Telekommunikationsbereich liegt der Gesamtverbrauch des Trendszenarios etwa 7 % über den Werten von Prognos. Die Verbrauchsreduktionen bei den Elektrogroßgeräten und der Beleuchtung wurden weitgehend von Prognos übernommen, ebenso der steigende Elektrizitätsbedarf im Heizungssektor. Dieser resultiert vor allem aus Umverlagerungen im Heizungssektor. Eine starke Zunahme der beheizten Wohnfläche kompensiert außerdem Erfolge bei Wärmedämmungsmaßnahmen.

Unter Kleinverbrauch werden öffentliche Einrichtungen, Landwirtschaft sowie Handel und Gewerbe zusammengefasst. Der Bedarf in dieser Gruppe betrug 1996 immerhin 106,5 TWh und kann mit einem Anteil von 22,2 % am Nettostromverbrauch nicht, wie der Name suggerieren könnte, als klein aufgefasst werden. Vielmehr werden unter Kleinverbrauch alle Verbraucher zusammengefasst, die nicht den Sektoren Haushalte, Verkehr oder Industrie zuzuordnen sind. Eine Aufteilung des Stromverbrauchs in einzelne Gruppen ist in Bild 5.4 dargestellt.

Bild 5.4   Aufteilung des Stromverbrauchs im Sektor Kleinverbrauch 1992 in Deutschland (Datenbasis: [Pro96], Abweichungen in der Summe sind rundungsbedingt)

Im Sektor Kleinverbrauch werden große Zuwachsraten beim Stromverbrauch in den nächsten Jahren erwartet. Nach [Pro96] hält vor allem der Trend zur vermehrten Nutzung von Elektrogeräten und stromverbrauchenden Gebäudeeinrichtungen weiter an. Bild 5.5 zeigt die relative Aufteilung des Stromverbrauchs im Jahr 1992. Für das Jahr 2020 wurden überproportionale Steigerungen für die Anwendungen Kraft, Bürogeräte und Lüftung angenommen. Wendet man die von Prognos ermittelten Zuwachsraten von 42,2 % für den Zeitraum von 1992 bis 2020 auf die Werte von [VIK] an, ergibt sich für den Kleinverbrauch eine Steigerung von 106,5 TWh im Jahr 1996 auf 143,4 TWh im Jahr 2020.

Bild 5.5   Aufteilung des Strombedarfs des Kleinverbrauchs in Deutschland auf Anwendungen 1992 (Datenbasis: [Pro96], Abweichungen in der Summe sind rundungsbedingt)

Für die Industrie wurde in der Studie von Prognos [Pro96] eine detaillierte Trendprognose für über 20 Industriesparten aufgestellt. In dieser Studie fällt der zugrunde liegende Stromverbrauch der Industrie mit 189,3 TWh für das Jahr 1992 um 17 % niedriger aus als in der Statistik von [VIK]. Die Summe von Industrie, Umwandlungsbereich und statistischer Differenz von Prognos (vgl. Tabelle 5.1) entspricht dabei in etwa der Summe von Bergbau und verarbeitendem Gewerbe - also der Industrie - und Kraftwerkseigenverbrauch von [VIK]. Um eine Vergleichbarkeit zu gewährleisten, wurden bei den Werten von Prognos 50 % der Summe aus dem Umwandlungsbereich und den statistischen Differenzen der Industrie zugeschlagen.

Die Entwicklung des Energieverbrauchs der Industrie war in der Vergangenheit durch die Substitution von anderen Energieträgern wie Öl, Gas oder Kohle durch Elektrizität gekennzeichnet. Der spezifische Energieverbrauch ist zwischen 1973 und 1992 in den alten Bundesländern um 42 % gesunken, und der spezifische Stromverbrauch ist ebenfalls rückläufig. Neben Energieeinsparungen ist hierfür vor allem ein intersektoraler Strukturwandel verantwortlich. Etwa 60 % des Stromverbrauchs entfallen auf die Grundstoffindustrie, die sich allgemein durch einen hohen spezifischen Energieverbrauch auszeichnet. Gut 20 % entfallen auf die Investitionsgüterindustrie und der Rest auf die Verbrauchsgüter‑, Nahrungs- und Genussmittelindustrie. Die Verteilung des Strombedarfs ist nicht vergleichbar mit dem von anderen Bereichen wie etwa dem der Haushalte. Bei der Industrie werden große Teile des Strombedarfs für mechanische Energie und Prozesswärme verwendet (Bild 5.6).

Für das Wachstum der Wertschöpfung der deutschen Industrie wurde bei der Prognos-Studie ein Wert von durchschnittlich 2,3 % pro Jahr unterstellt. Dies bedeutet einen Zuwachs der industriellen Nettoproduktion um fast 90 % im Zeitraum von 1992 bis 2020. Nach [Pro96] steigt in der Industrie der Endenergieverbrauch an Strom im Jahr 2020 auf 256,2 TWh. Berücksichtigt man die oben angesprochenen Korrekturen, so ergibt sich insgesamt im Vergleich zu den Referenzwerten von [VIK] aus dem Jahr 1996 eine Steigerung um 31 %, also von 222,4 TWh auf 291,9 TWh.

Bild 5.6   Aufteilung der deutschen Industrie auf Anwendungen 1992 (Daten: [Öko96], Abweichungen in der Summe sind rundungsbedingt)

Im Verkehrssektor sind kontinuierliche Steigerungen beim Gesamtenergiebedarf zu verzeichnen. Während in den alten Bundesländern 1950 der gesamte Endenergieverbrauch des Verkehrssektors 438 PJ betrug, war 1996 in Gesamtdeutschland ein Endenergieverbrauch von 2.600 PJ zu verzeichnen, und der Anteil des Verkehrs stieg von 17 % auf 27 %.

Elektrische Energie wird fast ausschließlich für den schienengebundenen Personen- und Güterverkehr benötigt. Der Anteil des Schienenverkehrs ist jedoch tendenziell eher rückläufig. Bedingt durch die deutsch-deutsche Wiedervereinigung reduzierte sich die Gütertransportleistung der Eisenbahn zwischen 1989 und 1992 um 44 %. Der Straßengüterfernverkehr nahm hingegen stetig zu und stieg von 1985 bis 1995 um 57 %.

Die Entwicklung der Transportleistung im binnenländischen Güterverkehr ist in Bild 5.7 dargestellt, wobei der Luftverkehr mit einem Anteil von 0,1 % vernachlässigt wurde. Beim Personenverkehr entfielen 1995 mehr als 82 % auf den motorisierten Individualverkehr, während der Anteil des schienengebundenen Verkehrs unter 8 % lag.

Bild 5.7   Binnenländischer Güterverkehr in Deutschland 1985 bis 1995 ohne Luftverkehr (Daten: [UBAb])

Durch die größere Effizienz der Energiewandler betrug im Jahr 1992 der Anteil des Schienenverkehrs am Energieverbrauch des Verkehrs lediglich 3,5 % [Pro96]. Der Anteil elektrischer Energie am Endenergieverbrauch betrug sogar nur etwa 2 %. Weniger als die Hälfte der Strecken der Deutschen Bahn sind derzeit elektrifiziert, sodass ein großer Teil des schienengebundenen Verkehrs noch mit Dieselloks abgewickelt wird. Insgesamt war der Anteil des Verkehrs mit 3,4 % am Nettostromverbrauch im Jahr 1996 eher von untergeordneter Bedeutung.

Auf die künftige Entwicklung des Stromverbrauchs im Verkehrssektor wird vor allem die Verkehrspolitik einen entscheidenden Einfluss haben. Da der Schienenverkehr eine deutlich größere energetische Effizienz als der Straßenverkehr aufzuweisen hat, ist bei höheren Energiepreisen wieder ein Wettbewerbsvorteil der Schiene zu erwarten, der eine Rückverlagerung von Transportanteilen von der Straße auf die Schiene zur Folge haben könnte. Eine ökologisch orientierte Verkehrspolitik könnte auch durch Reduzierung des gesamten Verkehrsaufkommens zu einer Verringerung des Energiebedarfs beitragen.

Bei der Prognos-Studie [Pro96] wird bei der Bestimmung der Trendentwicklung von einem weiter steigenden Transportaufkommen mit einer geringen anteilsmäßigen Verlagerung vom Schienenverkehr und öffentlichen Verkehr zum Luftverkehr und motorisierten Individualverkehr ausgegangen. Der Anteil der Elektrofahrzeuge bleibt nach dieser Studie auch im Jahr 2020 gering. Die Angaben der Studie von 1992 wurden mit Hilfe von Zahlenwerten nach [VIK] und [UBAb] auf das Jahr 1995 bzw. 1996 hochgerechnet und den Ergebnissen für das Jahr 2020 in Tabelle 5.4 und Tabelle 5.5 gegenübergestellt. Rohrfernleitungen wurden bei den Untersuchungen von Prognos vernachlässigt und in den Tabellen entsprechend ergänzt. Die Werte für 2020 werden für das Trendszenario herangezogen.

Tabelle 5.4   Entwicklung der Personenverkehrsleistung und der Güterverkehrsleistung im Trendszenario (Daten: [UBAb; Pro96], eigene Abschätzungen)

Tabelle 5.5   Entwicklung des Endenergieverbrauchs und des Nettostromverbrauchs des Verkehrs (Daten: [VIK; Pro96], eigene Abschätzungen)

In den vorangegangen Abschnitten wurden Referenzwerte und Entwicklungen für das Trendszenario des Nettostromverbrauchs der Haushalte, des Kleinverbrauchs, der Industrie und des Verkehrs aufgestellt.

Tabelle 5.6   Zusammenfassung der Entwicklung des Strombedarfs verschiedener Sektoren für das Trendszenario ausgehend von Referenzwerten aus dem Jahr 1996 [VIK]

¹⁾ öffentliche Einrichtungen, Landwirtschaft, Handel und Gewerbe

Neben dem Nettostromverbrauch sind für eine künftige Stromversorgung noch die Übertragungsverluste von Bedeutung. Diese sind in den alten Bundesländern von rund 7 % bezogen auf den Nettostromverbrauch im Jahr 1965 auf 3,8 % im Jahr 1991 gefallen. Im Jahr 1996 betrugen für Gesamtdeutschland die Übertragungsverluste 4,3 %. Es ist zu erwarten, dass die Verluste durch Verbesserungen in den neuen Bundesländern und durch technische Weiterentwicklung langfristig für Gesamtdeutschland unter die Werte der alten Bundesländer von 1991 fallen werden. Eine zunehmende regenerative Elektrizitätserzeugung wird mittelfristig nur einen geringen Einfluss auf die Übertragungsverluste haben. Diese werden durch größere Fluktuationen in einigen lokalen Bereichen steigen. Durch die Dezentralisierung der Erzeugung und die damit verbundenen kürzeren Transportwege sind auf der anderen Seite auch Reduktionen denkbar. Die Übertragungsverluste werden deshalb für das Jahr 2020 auf 3,5 % des Nettostromverbrauchs abgeschätzt.

In dem hier dargestellten Energiesparszenario wird davon ausgegangen, dass ein Großteil der technischen Einsparmöglichkeiten, die bei den verschiedenen Verbrauchergruppen bis über 50 % betragen, ausgeschöpft werden. Weiterhin sollen primärenergetisch ineffiziente Geräte wie Nachtspeicherheizungen weitgehend durch andere Systeme substituiert werden.

Im Gegensatz zum vorher beschriebenen Trendszenario wird für das Energiesparszenario ein spürbarer Bruch gegenüber dem heute absehbaren Trend unterstellt. Dies umfasst vor allem einen hohen Aufklärungsgrad der Bevölkerung über möglicher Einsparmaßnahmen, Umsetzung aller technischen Möglichkeiten in marktgängige Produkte und nicht zuletzt lenkende Maßnahmen der Politik. Gerade die Politik kann durch steuernde fiskalische Maßnahmen wie z.B. Förderung energieeffizienter Technologien, energieverbrauchsabhängige Steuern und Auflagen zur beschleunigten Reduzierung des Energieverbrauchs erheblich zu Veränderungen im Energiesektor beitragen.

Dass eine deutliche Reduzierung des Energieverbrauchs nicht unbedingt mit Mehrkosten verbunden sein muss, lässt sich am Beispiel der Geräteleerlaufverluste zeigen. Diese betragen allein in Haushalten laut [UBA97a] etwa 14 TWh pro Jahr. Bei einem mittleren Elektrizitätspreis von 0,123 €/kWh werden hierdurch jährliche Kosten von 1,7 Mrd. € verursacht, die sich durch ein geändertes Nutzerverhalten und Investitionen eines Bruchteils dieser Summe in technische Reduktionsmaßnahmen weitgehend vermeiden ließen.

Analog zu den Annahmen von Prognos [Pro96] wird für Deutschland eine annähernd gleichbleibende Bevölkerungszahl bis zum Jahr 2020 unterstellt. Die Zahl der Haushalte soll im gleichen Zeitraum um 7 % steigen (Haushaltsfaktor k_HH = 1,07), wobei die Zunahme der Zweit- und Drittwohnungen weitgehend vernachlässigt werden soll. Weiterhin wird angenommen, dass die Wohnfläche pro Wohnung um 13 % zunimmt. Dies wirkt sich vor allem auf die Geräteausstattung bei der Beleuchtung und Beheizung aus. Durch die geringere Zahl der Personen je Wohnung wird die Nutzungsintensität der Verbraucher tendenziell abnehmen, es wird jedoch unterstellt, dass dies durch ein geändertes Nutzer- und Freizeitverhalten wieder kompensiert wird (k_NI = 1).

Der Energiebedarf E₂₀₂₀ einzelner Verbraucher im Jahr 2020 kann nach [Pri97] über den Haushaltsfaktor k_HH, den Gerätesättigungsfaktor k_GS, den spezifischen Energiefaktor k_E und den Nutzungsintensitätsfaktor k_NI jeweils für das Jahr 2020 aus dem heutigen Energiebedarf E_Ref ermittelt werden:

     (5.2)

Im Folgenden soll nun die Veränderung der Geräteausstattung D_GS sowie des spezifischen Energiebedarfs D_E für die einzelnen Verbraucher der Haushalte ermittelt werden, um so den jeweiligen Energiebedarf zu bestimmen. Mit k_HH = 1,07 und k_NI = 1 berechnet sich dieser dann über

     (5.3)

Im Szenario von Prognos [Pro96] wird eine starke Zunahme der Geräteausstattung bei den Haushaltsgroßgeräten angenommen (vgl. Tabelle 5.7). Im Abstand von 5 Jahren führt das statistische Bundesamt eine Einkommens- und Verbrauchsstichprobe durch, bei der auch die Geräteausstattung der Haushalte ermittelt wird [StBA]. Bei einigen Haushaltsgeräten wie Waschmaschinen oder Gefriergeräten ist bereits heute eine Sättigung zu beobachten. Die Zahl der Kühlschränke ist sogar zugunsten von Kühl- und Gefrierkombinationen rückläufig (vgl. Bild 5.8).

Bild 5.8   Veränderung der Ausstattungsgrade der Haushalte in der Vergangenheit und Trendannahmen bis 2020 (Daten für die alten Bundesländer bis 1993: [StBA])

Wird eine gemäßigte Fortsetzung des Trends bei den Ausstattungsgraden unterstellt (siehe Bild 5.8), ergibt sich eine deutlich geringere Geräteausstattung als beim Szenario von Prognos. Beide Annahmen sind in Tabelle 5.7 gegenübergestellt, wobei Kühl- und Gefrierkombinationen anteilig auf Kühl- und Gefriergeräte aufgeteilt wurden. Für die Entwicklung des spezifischen Energiebedarfs wurden Werte einer Studie des Öko-Instituts e.V. [Öko96] und der Enquete-Kommission des deutschen Bundestages zum Schutz der Erdatmosphäre [Enq95] herangezogen. Es wurde unterstellt, dass die maximal erreichbaren Reduktionen D_E,max nicht in vollem Umfang erzielt werden können und die tatsächlichen Reduktionen D_E etwa 5 % unter den maximal erreichbaren Werten bleiben. Bei elektrischen Kochgeräten wurde aufgrund der höheren Lebensdauer angenommen, dass die tatsächlichen Reduktionen um 15 % unter den erreichbaren Reduktionen bleiben.

Tabelle 5.7   Veränderung der Geräteausstattung und des spezifischen Energiebedarfs bei elektrischen Haushaltsgroßgeräten im Vergleich zu den Referenzwerten ( [Pro96; Enq95] und eigene Berechnungen)

¹⁾ Quelle: [Enq95]    ²⁾ Quelle: [Öko96]

Im Wärmebereich beträgt das technische Einsparpotential durch verbesserte Wärmedämmung über 70 % [Öko96]. Es wird davon ausgegangen, dass Einsparungen von 60 % bis 2020 umgesetzt werden. Dies würde eine Reduzierung des jährlichen flächenbezogenen Heizenergiebedarfs von durchschnittlich 180 kWh/m² auf 70 kWh/m² bedeuten. Der spezifische Energiebedarf für Direktheizungen und Nachtspeicherheizungen wird nahezu konstant bleiben (k_E =1). Die beheizte Wohnfläche nimmt jedoch aufgrund der steigenden Zahl der Haushalte und der Wohnungsfläche um etwa 20 % zu. Weiterhin gibt es Steigerungen von etwa 10 % durch eine Zunahme der Zweit- und Drittwohnungen, sodass die Reduzierung des gesamten Heizenergiebedarfs lediglich 48 % beträgt. Vom verbleibenden Wärmebedarf sollen 10 % durch solare Heizungsunterstützung über transparente Wärmedämmung und saisonale Wärmespeicherung substituiert werden. Im Gegensatz zum Trendszenario wird beim Energiesparszenario von einer starken Reduzierung des elektrischen Heizenergiebedarfs sowie einem umfangreichen Neubau von Wärmepumpen, solarthermischen Kollektoren ausgegangen. Aufgrund der stark verbesserten Wärmedämmung werden dadurch neue elektrische Belüftungsanlagen notwendig.

80 % des verbleibenden Bedarfs von Direktheizungen soll durch andere, nichtelektrische Wärmeerzeugungssysteme ersetzt werden, sodass unter Einbeziehung der Einsparpotentiale und des Ansteigens der Wohnungsgrößen eine Reduktion des Bedarfs an elektrischer Energie um 91 % erfolgen kann. Die gleichen Annahmen werden für elektrische Speicherheizungen getroffen, sodass sich auch hier Reduktionen um 91 % ergeben.

Bei elektrischen Wärmepumpen wird hingegen eine große Zunahme der Stückzahl unterstellt. Das technische Potential für Wärmepumpen beträgt nach [Kal95] in Deutschland 960 PJ/a. In Deutschland waren 1997 knapp 49.080 Wärmepumpenanlagen im Einsatz [VDEW98]. Geht man von einem elektrischen Energieverbrauch von rund 10.000 kWh je Wärmepumpe aus, ergibt sich ein jährlicher Gesamtbedarf an elektrischer Energie von 0,5 TWh. Derzeit werden jährlich über 3.000 Anlagen neu errichtet. Wird eine Zunahme der neu errichteten Anlagen um 20 % pro Jahr unterstellt, lassen sich bis zum Jahr 2020 rund eine Million Wärmepumpenanlagen mit einem elektrischen Energiebedarf von 10 TWh errichten. Es wird unterstellt, dass nur Anlagen mit einer Leistungszahl größer als 3 errichtet werden, sodass mehr als 110 PJ Wärme erzeugt werden können.

In [Öko96] wird von einer möglichen Reduzierung der Hilfsenergie für Heizungen auf 1,9 TWh/a ausgegangen. Dieser Wert wird für das Energiesparszenario übernommen. Eine Reduzierung des Hilfsenergiebedarfs um über 70 % erscheint durchaus realistisch, zumal von [Bra98] eine Reduktion des Pumpenergiebedarfs um 89 % für möglich gehalten wird.

Bei einer starken Reduzierung des Heizenergiebedarfs wird durch eine sehr gute Isolierung und die damit verbundene hohe Luftdichtigkeit der Gebäude eine Zwangsbelüftung erforderlich, für die elektrische Energie aufgewandt werden muss. In [Rei96] wurde bei 60 untersuchten Anlagen eine mittlere Lüftungsenergiekennzahl von 11,7 ermittelt. Dies bedeutet, dass je 11,7 kWh eingesparter Heizenergie 1 kWh elektrischer Energie für Ventilatoren benötigt wird. Die beste Anlage erreichte eine Lüftungsenergiekennzahl von 30,1. Für das Energiesparszenario wird davon ausgegangen, dass nur bei der Hälfte der Wohnungen eine künstliche Belüftung notwendig wird. Durch optimierte Anlagen soll die mittlere Lüftungsenergiekennzahl auf 30 oder mehr gesteigert werden. Somit kann insgesamt von einem zusätzlichen jährlichen elektrischen Energiebedarf für Wohnungsbelüftung von 4 TWh ausgegangen werden.

Bei der elektrischen Warmwasserbereitung wird davon ausgegangen, dass 40 % der strombasierten Systeme substituiert werden (vgl. [Öko96]). Die Standbyverluste im Umfang von 2,4 TWh/a (vgl. [UBA97a]) sollen auf 1 TWh/a reduziert werden. Nach Berücksichtigung der Zunahme der Haushalte um 7 % ergibt sich eine Reduktion des jährlichen elektrischen Energiebedarfs auf 9,5 TWh.

In Kapitel 3 wurde für solarthermische Kollektoren von einer installierbaren Fläche auf Dächern von Wohn- und Nichtwohngebäuden im Umfang von 440 Mio. m² ausgegangen. 1997 wurden in Deutschland über 400.000 m² Kollektorfläche installiert. Bei einer jährlichen Steigerung der installierten Fläche um gut 20 % ließen sich bis zum Jahr 2020 etwa 140 Mio. m² errichten. Unter Berücksichtigung des Ersatzes von ausgedienten Anlagen sollen bis zum Jahr 2020 insgesamt 100 Mio. m² Kollektorfläche installiert sein. Bei heutigen Anlagen für Einfamilienhäuser kann von einem jährlichen elektrischen Hilfsenergiebedarf für einen Quadratmeter Kollektorfläche von 10 kWh bis 20 kWh ausgegangen werden. Durch optimierte Pumpen (vgl. [Sch98]) kann der Hilfsenergiebedarf unter 10 kWh gesenkt werden, sodass sich von einem maximalen jährlichen Bedarf an elektrischer Energie für solarthermische Kollektoranlagen beim Energiesparszenario von 1 TWh ausgehen lässt. Zur Vereinfachung sollen sämtliche solarthermische Anlagen den Haushalten zugerechnet werden, da eine Abschätzung, welcher Anteil an privaten und gewerblichen Anlagen errichtet wird, nur schwer zu treffen ist und der zusätzliche elektrische Energiebedarf in verhältnismäßig geringem Umfang anfällt.

Bei der Beleuchtung sind ebenfalls große Energiesparpotentiale vorhanden. Durch eine Reduzierung der Baugröße von Kompaktleuchtstoffröhren lassen sich nahezu alle Glühlampen ersetzten. Insgesamt ist mit spezifischen Einsparungen bis zu 74 % zu rechnen [Enq95]. Eine weitere Reduktion von 1 % soll infolge einer verbesserten Tageslichtausnutzung bei Neubauten und Gebäudesanierungen erreicht werden. Insgesamt ergibt sich eine Reduktion des spezifischen Verbrauchs D_E um 75 % bei gleichzeitiger Steigerung der Ausstattung D_GS um 13 %.

Bei Fernsehgeräten soll aufgrund der Zunahme von Zweit- und Drittgeräten eine Erhöhung der Geräteausstattung um 50 % angenommen werden. Durch Einsatz neuer Techniken wie z.B. TFT-LCD-Displays kann dabei die spezifische Leistungsaufnahme um etwa 50 % reduziert werden ( D_GS = +0,5 und D_E = -0,5).

Bei Videorecordern soll der Ausstattungsgrad um 80 % (D_GS = +0,8) und bei HiFi-Anlagen um 50 % (D_GS = +0,5) steigen, während der spezifische Verbrauch um 30 % sinkt (D_E = -0,3). Für Fernseh-, Video- und HiFi-Geräte ist eine Reduktion des Standby-Energieverbrauchs um 90 % zu erreichen (D_E = -0,9).

Bei Personalcomputern und Telekommunikationsanlagen wird eine Steigerung der Geräteausstattung D_GS um 300 % erwartet. Laptops haben bewiesen, dass sich der Energiebedarf im Vergleich zu herkömmlichen Personalcomputern erheblich reduzieren lässt. Bei Telekommunikationsanwendungen überwiegen die Standbyverluste. In beiden Bereichen soll die Reduktion des spezifischen Energiebedarfs 70 % betragen (D_E = -0,7).

Sämtliche zuvor erläuterten Veränderungen im Vergleich zu den heutigen Referenzwerten sind zusammenfassend in Tabelle 5.8 dargestellt.

Eine Aufteilung des Strombedarfs des Kleinverbrauchs von 1992 nach Anwendungen ist in Bild 5.5 dargestellt. In [Öko96] wurden die relativen Einsparpotentiale für die einzelnen Anwendungen für die alten und neuen Bundesländer bis 2020 ermittelt, die auf Untersuchungen vom Öko-Institut Freiburg und dem Wuppertal Institut zurückgreifen. Die getroffenen Annahmen und die für Gesamtdeutschland resultierenden relativen Einsparpotentiale sind in Tabelle 5.9 wiedergegeben. Diese Potentiale beziehen sich auf die von Prognos für 2020 ermittelten Verbräuche. Dass die Einsparpotentiale in dieser Größenordnung durchaus realistisch sind, zeigt die Untersuchung des [UBA97a], nach der allein die Leerlaufenergieverluste im Bürobereich 6,5 TWh betragen.

Für den Bereich der elektrischen Raumwärme sollen die gleichen Annahmen wie bei den Haushalten getroffen werden, was eine Reduzierung des Strombedarfs für die Raumwärme um 91 % bedeutet. Bei der elektrischen Warmwassererwärmung sollen 40 % des nach Ausschöpfung der Einsparpotentiale aus Tabelle 5.9 verbleibenden Bedarfs auf andere Energieträger wie solarthermische Wassererwärmung verlagert werden.

Hiermit berechnet sich der Nettostromverbrauch des Kleinverbrauchs für das Jahr 2020 zu 89,6 TWh. Dies bedeutet eine Reduzierung um 15,9 % gegenüber dem Verbrauch von 1996. Im Vergleich zu den Haushalten fällt die Reduzierung deutlich niedriger aus. Die Effizienzverbesserungen werden hier durch die zu erwartenden Zuwächse weitgehend kompensiert. Ohne die beim Energiesparszenario unterstellten starken Effizienzverbesserungen würde der Stromverbrauch des Kleinverbrauchs deshalb auch stark ansteigen, wie das Trendszenario belegt.

Tabelle 5.9   Stromeinsparpotentiale im Bereich Kleinverbrauch für verschiedene Anwendungen (nach [Öko96])

In [Öko96] wurden ebenfalls Stromeinsparpotentiale für verschiedene Anwendungen in der Industrie in bezug auf die Prognos-Studie [Pro96] ermittelt. Diese Ergebnisse sind in Tabelle 5.10 wiedergeben.

Tabelle 5.10   Stromeinsparpotentiale der Industrie für verschiedene Anwendungen [Öko96]

Insgesamt ergibt sich demnach ein Einsparpotential von 25 % von dem von Prognos ermittelten Stromverbrauch der Industrie im Jahr 2020. Bezieht man diese Einsparungen auf die Werte des zuvor ermittelten Trendszenarios, ergibt sich für die Industrie beim Energiesparszenario für 2020 ein Stromverbrauch von 218,9 TWh. Dieser liegt in etwa in der gleichen Größenordnung wie der Verbrauch von 1996, wobei sich die industrielle Nettoproduktion fast verdoppelt.

Durch einen Umbau der Industriegesellschaft mit einer starken Ausweitung von Material- und Produktrecycling, Produktion langlebigerer Güter sowie einem verantwortungsbewussterem Konsumverhalten, ließen sich bei ähnlichem Lebensstandard deutlich größere Einsparungen realisieren (vgl. hierzu auch [BUN96; UBA97b; Wei96]). Auf Betrachtungen, denen starke Verhaltensänderungen zugrunde liegen, wurde hier jedoch verzichtet, da gezeigt werden soll, dass auch ohne diese Veränderungen eine klimaverträgliche Deckung des Elektrizitätsbedarfs erreicht werden kann.

Im Gegensatz zum Trendszenario wird beim Energiesparszenario ein geringer Struktur- und Bewusstseinswandel unterstellt, denn durch technische Effizienzverbesserungen allein lassen sich die definierten Ziele bei der Reduzierung der CO₂-Emissionen nicht erreichen [ UBA97b]. Reduktionen der CO₂-Emissionen um 80 % bis 2050 erscheinen heute angesichts der tendenziellen Entwicklungen im Verkehrssektor nahezu unmöglich.

Strukturelle Veränderungen im Verkehrssektor werden nur sehr langsam greifen, da hier die subjektiven Empfindungen besonders starken Einfluss haben und Argumente, die Umweltschutz, Energieeffizienz und Wirtschaftlichkeit betreffen, nur eine untergeordnete Rolle spielen. Alternativen zu heutigen Entwicklungen im Verkehrssektor wären ein starker Ausbau des öffentlichen sowie des Schienengüterverkehrs, eine stärkere Nutzung von Car-Sharing-Angeboten sowie die Entwicklung von extrem sparsamen Hyperautos (vgl. [Wei96]). Vor allem eine größere Flexibilität im öffentlichen Personenverkehr könnte dessen Attraktivität deutlich steigern. Denkbar ist der Einsatz von kleinen energieeffizienten Fahrzeugen, deren Fahrtrouten nicht mehr durch feste Strecken und Taktzeiten bestimmt werden, sondern bedarfsorientiert den Kundenwünschen angepasst sind. Fahrtwünsche könnten computergesteuert so koordiniert werden, dass eine optimale Auslastung der Fahrzeuge bei gleichzeitiger individueller Wahl von Fahrtzeit und Fahrtroute möglich wird. Energieeffiziente Individualfahrzeuge können aus ökologischer Sicht nur bedingt eine Alternative sein, da heute bereits 40 % des Lebenszyklus-Energieverbrauchs eines Pkw auf die Kraftstoffbereitstellung, Infrastruktur, Fahrzeugherstellung und Instandhaltung entfallen [Ebe98]. Bei öffentlichen Verkehrsmitteln fällt auch dieser Anteil aufgrund der längeren Nutzungsdauer und des geringeren Flächenbedarfs deutlich niedriger aus.

Ein Einsatz von batteriebetriebenen Elektrofahrzeugen stellt aus heutiger Sicht keine Alternative dar. Trotz intensiver Forschungen ist bei Batterien keine Technologie in Sicht, mit der sich ähnliche Energiedichten wie bei herkömmlichen Kraftstoffen erreichen lassen. So beträgt die Energiedichte von effizienten Lithium-Polymer-Batterien mit 150 Wh/kg [Spo98] weniger als 2 % der von Benzin. Führende Kraftfahrzeughersteller setzen deshalb auf Fahrzeuge mit Brennstoffzellen, die mit Wasserstoff oder Methanol betrieben werden und im Jahr 2005 auf den Markt kommen sollen [Uhl98]. Als Brennstoffe eignen sich sowohl Erdgas als auch Wasserstoff aus regenerativen Energiequellen (vgl. Kapitel 6.2.2.2). Ein weltweiter Markt für Brennstoffzellen-Brennstoffe ähnlich dem heutigen Markt für fossile Brennstoffe ist zu erwarten. Die Erzeugung in Deutschland wird dabei wahrscheinlich nur eine untergeordnete Rolle spielen. Für die Erzeugung von Brennstoffen in Deutschland könnten jedoch auch Überschüsse aus einer regenerativen Elektrizitätserzeugung verwendet werden, für die dann eine Speicherung in anderer Form entfallen würde.

Aufgrund nur sehr langfristig erreichbarer struktureller Änderungen im Verkehrssektor wurde auch hier wieder weitgehend auf die Untersuchungen des Öko-Instituts [Öko96] zurückgegriffen, die nur moderate Veränderungen gegenüber dem Trendszenario unterstellen. Da hier jedoch zahlreiche Annahmen fehlen, wie der Anteil von Rohrfernleitungen beim Güterverkehr oder der Anteil des sonstigen elektrischen Energieverbrauchs, mussten die Ergebnisse des Öko-Instituts entsprechend angepasst werden.

Tabelle 5.11   Entwicklung der Personenverkehrsleistung und der Güterverkehrsleistung im Energiesparszenario (Daten: [UBAb; Öko96], eigene Abschätzungen)

Tabelle 5.12   Entwicklung des Endenergieverbrauchs und des Nettostromverbrauchs des Verkehrssektors beim Energiesparszenario (Daten: [VIK; Öko96], eigene Abschätzungen)

Beim übrigen Verbrauch der Eisenbahnen (z.B. Bahnhofsbeleuchtung) wurde eine Reduktion des Bedarfs an elektrischer Energie um 30 % auf 4 TWh unterstellt. Der Bedarf an Traktionsenergie von 21,9 TWh wurde von [Öko96] übernommen. Insgesamt ergibt sich beim Energiesparszenario im Vergleich zum Trendszenario ein um 28 % reduzierter Endenergiebedarf bei nur leicht reduzierter Transportleistung (siehe Tabelle 5.11 und Tabelle 5.12, bzw. Tabelle 5.4 und Tabelle 5.5).

Der jährliche Bedarf an elektrischer Energie steigt beim Energiesparszenario im Vergleich zu den Referenzwerten von 1996 um 74 % auf 28,9 TWh. Dieser Bedarf liegt um 1,6 TWh über dem des zuvor ermittelten Trendszenarios.

Wie bereits beim Trendszenario werden abschließend auch für das Energiesparszenario die Ergebnisse für die Entwicklung des Nettostromverbrauchs der Haushalte, des Kleinverbrauchs, der Industrie und des Verkehrs in Tabelle 5.13 zusammengefasst. Die Übertragungsverluste im Jahr 2020 wurden auch hierbei mit 3,5 % des Nettostromverbrauchs abgeschätzt.

Tabelle 5.13   Zusammenfassung der Entwicklung des Strombedarfs verschiedener Sektoren für das Trendszenario ausgehend von Referenzwerten aus dem Jahr 1996 [VIK]

¹⁾ öffentliche Einrichtungen, Landwirtschaft, Handel und Gewerbe

Im Vergleich zum Trendszenario fällt der Stromverbrauch in Deutschland beim Energiesparszenario um rund 200 TWh niedriger aus, obwohl ähnliche Annahmen für die Steigerung der Industrieproduktion und der Geräteausstattung getroffen wurden.

Für das Jahr 2050 können keine verlässlichen Aussagen über mögliche Entwicklungen des Strombedarfs gemacht werden. Deshalb erfolgt an dieser Stelle lediglich eine Fortschreibung der beim Trendszenario und beim Energiesparszenario ermittelten jährlichen Änderungen.

Beim Trendszenario beträgt bis zum Jahr 2020 die durchschnittliche jährliche Steigerung des Nettostromverbrauchs 4,9 TWh, beim Energiesparszenario der jährliche Rückgang 3,2 TWh. Bei der Prognos-Studie wird jedoch von einem Rückgang der jährlichen Steigerung auf 3,8 TWh für den Zeitraum von 2010 bis 2020 ausgegangen. Geht man beim Trendszenario von einer weiteren leicht reduzierten jährlichen Steigerung um 3,5 TWh bis 2050 und beim Energiesparszenario von einem jährlichen Rückgang um 2,5 TWh aus, ergibt sich für 2050 ein Nettostromverbrauch von 701,5 TWh beziehungsweise 328,8 TWh (siehe Tabelle 5.14). Für das Trendszenario liegt der Wert geringfügig über den Abschätzungen aus Abschnitt 5.2.2.1 Bei den Übertragungsverlusten wird für das Jahr 2050 ein Rückgang auf 2,5 % des Nettostromverbrauchs unterstellt.

¹⁾ Nettostromverbrauch und Übertragungsverluste

Bild 5.9   Entwicklung des um die Übertragungsverluste erweiterten Nettoverbrauchs in Deutschland zwischen 1950 und 1996, Verbrauch beim Trend- und Energiesparszenario im Jahr 2020 sowie Fortschreibung der Entwicklungen bis zum Jahr 2050

Bild 5.9 veranschaulicht noch einmal die Entwicklung des Stromverbrauchs seit 1950 und die Annahmen beim Trend- und Energiesparszenario für das Jahr 2020 sowie die Fortschreibung bis zum Jahr 2050. Es ist auch zu erkennen, dass sich die Höhe des Verbrauchs des Trend- und des Energiesparszenarios im Jahr 2020 innerhalb Spanne für das Jahr 2050 bewegt. Da für das Jahr 2050, wie zuvor erläutert wurde, keine aussagekräftigen Szenarien aufgestellt werden konnten, werden später das Trendszenario und das Energiesparszenario des Jahres 2020 auch für die Untersuchungen im Jahr 2050 herangezogen.

Der zeitliche Verlauf von Verbraucherlastgängen ist im Verlauf der Jahre nicht konstant geblieben. Zum einen stieg die Jahreshöchstlast von 16 GW im Dezember 1960 auf übe 70 GW im Dezember 1996. Zum anderen wurde im Winter eine deutliche Vergleichmäßigung des Lastganges über den Tag in den letzten Jahrzehnten erreicht, wobei diese Entwicklung durch die deutsch-deutsche Wiedervereinigung wieder geringfügig kompensiert wurde (Bild 5.10).

Die Vergleichmäßigung der Nachfrage ist neben einem geringen Einfluss gesellschaftlicher Veränderungen vor allem auf das Bestreben der Energieversorgungsunternehmen zurückzuführen, die Nachfrage möglichst durch einen großen Grundlastanteil zu decken. Einerseits können hierdurch Kraftwerke besser ausgelastet werden, andererseits erlauben Kernkraftwerke und große Braunkohlekraftwerke keine schnelle Anpassung bei Laständerungen. Die bisher erzielte Vergleichmäßigung wurde vor allem durch niedrige Nachtarife und den Einsatz von Speicherheizungen erreicht. Da bei Speicherheizungen eine Sättigung eingetreten ist, ergaben sich zwischen Dezember 1980 und 1990 nur noch geringfügig bessere Vergleichmäßigungen.

Bild 5.10   Leistungsganglinien der Netzbelastung ohne Pumpstromverbrauch der öffentlichen Versorgung bezogen auf die jeweilige Tageshöchstleistung am 3. Mittwoch im Dezember für verschiedene Jahre (Daten: [VDEW], vor 1996 nur alte Bundesländer)

Bild 5.11   Leistungsganglinien der Netzbelastung ohne Pumpstromverbrauch der öffentlichen Versorgung bezogen auf die jeweilige Tageshöchstleistung am 3. Mittwoch im Juni für verschiedene Jahre (Daten: [VDEW], vor 1996 nur alte Bundesländer)

Völlig anders ist die Entwicklung in den Sommermonaten (Bild 5.11). Während sich in den Nachmittagsstunden der letzten Jahrzehnte tendenziell ein geringfügiges Ansteigen der Nachfrage zeigt, ist beim Absinken der Last in den Nachtstunden keine eindeutige Tendenz zu erkennen. Somit haben in den Sommermonaten bisher die lenkenden Einflüsse der Energieversorgungsunternehmen zu keiner deutlichen Vergleichmäßigung der Nachfrage geführt.

Deshalb müssten weitere Möglichkeiten beim Lastmanagementausgeschöpft werden. Eine erst kürzlich durchgeführte umfangreiche Studie in Eckernförde hat gezeigt, dass flexible lastabhängige Tarifstrukturen zu einer weiteren Vergleichmäßigung der Last führen können [Ene97]. In einem Modellversuch ließ sich die Lastspitze um bis zu 6 % reduzieren und etwa 4 % der Last ins Wochenende verlagern. Bei einer früheren Untersuchung in Berlin für das Versorgungsgebiet der BEWAG wurden Verlagerungen in ähnlicher Größenordnung ermittelt [Han93]. Diese Potentiale können prinzipiell auch genutzt werden, um eine bessere Anpassung der Last an das Angebot regenerativer Energieträger zu erreichen.

Die Veränderungen der Laststruktur mit dem Ziel der Vergleichmäßigung sind jedoch nur bei einem Kraftwerkspark mit einem hohen Grundlastanteil aus Kernenergie und Kohlekraftwerken sinnvoll. Bei einem zunehmenden Anteil von Photovoltaik, Windkraft und Biomasse ist durchaus eine Rückkehr zu einem natürlichen Tagesverlauf anzustreben, da sich eine höhere Nachfrage in der Tagesmitte besser mit dem Angebot regenerativer Energieträger in Einklang bringen lässt als eine künstlich in die Nacht verschobene Nachfrage. Dafür wäre ein weitgehender Rückbau von Nachtspeicherheizungen sinnvoll, der auch bereits in den zuvor durchgeführten Untersuchungen über die Entwicklung des Elektrizitätsbedarfs unterstellt wurde. Im anderen Fall würde man - technisch wenig sinnvoll – Nachtspeicherheizungen mit Energie aus Photovoltaikanlagen betreiben. Studien wie [Edw96], die diese veränderte Ausgangslage nicht berücksichtigen, kommen dann zwangsläufig zu dem Schluss, dass bei der heutigen Nachfragestruktur die Einsatzmöglichkeiten der Photovoltaik und Windkraft sehr begrenzt sind.

Um den Einfluss des veränderten Elektrizitätsbedarfs auf die Verbraucherlastgänge untersuchen zu können, müssen zuerst die heutigen Lastgänge genauer analysiert werden. Dies erweist sich jedoch als sehr schwierig, da nur ein sehr begrenztes Zahlenmaterial verfügbar ist. Prinzipiell werden zwar Lastgänge von den Elektrizitätsversorgungsunternehmen aufgezeichnet, doch werden diese im Zuge der Öffnung der Elektrizitätsmärkte von den Unternehmen weitgehend als Betriebsgeheimnisse behandelt, um einen Informationsvorsprung vor der Konkurrenz zu wahren. Somit muss zum Teil auf ältere Daten zurückgegriffen und fehlende Daten müssen durch Abschätzungen ergänzt werden. Da sich der tendenzielle Verlauf der Lastgänge seit 1980 nur wenig verändert hat (vgl. Bild 5.10 und Bild 5.11), kann diese Vorgehensweise als ausreichend abgesichert angesehen werden.

Für den Bereich der Hauhalte wurde von [Pri97] eine Vorgehensweise zur Berechnung charakteristischer Lastgänge beschrieben, die zum größten Teil auf Studien der Bewag und des VDEW aufbauen [Düw86; VDEW85]. Diese Studien basieren auf Messwerten zu Beginn der 80er Jahre. Von [Pri97] werden jedoch nur Lastgänge für einen typischen Werktag, Samstag und Sonntag sowohl im Winter- als auch Sommerhalbjahr angegeben. Für den Jahresverlauf der Lastgänge in stündlicher Auflösung wurde zwischen den Angaben für das Winter- und Sommerhalbjahr interpoliert. Der Bedarf der Direktheizung und der Hilfsenergie für Heizungen wurde mit den jeweiligen Gradtagzahlen gewichtet (vgl. 4.5). Die Speicherheizungen der Haushalte werden später gesondert betrachtet und sind somit in den ermittelten Haushaltslastgängen vorerst nicht enthalten.

Neben der Ermittlung des Lastgangs der Haushalte erlauben die Untersuchungen von [Pri97] auch eine Aufschlüsselung der Lastgänge nach einzelnen Verbrauchern. Somit existiert für die Haushalte zur Bestimmung künftiger Lastgänge und Verlagerungsmöglichkeiten eine ausreichende Datenbasis. Bild 5.12 zeigt die mit den Verbrauchswerten des Referenzjahres 1996 (vgl. Tabelle 5.3) berechneten Lastgänge der Haushalte für einen Werktag und ein Wochenende Anfang Januar. Bild 5.13 zeigt die Verbraucherlastgänge für drei Tage Anfang Juli.

Bild 5.12   Berechnete Lastgänge der Haushalte für drei Tage Anfang Januar mit Verbrauchswerten für das Referenzjahr 1996 ohne Speicherheizungen

Von [Pri97] sind ebenfalls standardisierte Lastgänge für Speicherheizungen in den Haushalten für eine charakteristische Woche im Sommerhalbjahr und im Winterhalbjahr angegeben. Auch hier wurde der Jahresverlauf wieder interpoliert.

Bild 5.13   Berechnete Lastgänge der Haushalte für drei Tage Anfang Juli mit Verbrauchswerten für das Referenzjahr 1996 ohne Speicherheizungen

Für die Verbrauchergruppen Kleinverbrauch, Industrie und Verkehr sind Angaben für charakteristische Lastgänge nur sehr begrenzt vorhanden. Vom VDEW wurde lediglich ein charakteristischer Tageslastgang für kommunale Verkehrsunternehmen an einem Winter-Werktag und für die Gruppe Gewerbe an einem Sommer-Werktag veröffentlicht [VDEW91]. Telefonische Rückfragen ergaben, dass derzeit keine weiteren charakteristischen Lastgänge verfügbar sind. Nur auf Basis der zwei veröffentlichten Lastgänge kann jedoch kein verlässlicher Jahresgang erstellt werden.

Lastgänge einzelner Betriebe sind über verschiedenen Literaturquellen erhältlich (z.B. [LBS89]). Es lässt sich jedoch nur schwer ermitteln, inwieweit diese typisch sind und sich somit auf die gesamte Verbrauchergruppe hochrechnen lassen. Aus diesem Grund wurde auf eine wenig belastbare Differenzierung zwischen Kleinverbrauch, Industrie und Verkehr verzichtet. Bild 5.14 stellt die beiden vom VDEW veröffentlichten Lastgänge und drei ausgewählte Lastgänge von [LBS89] gegenüber. Mit Ausnahme der Brotfabrik zeigen alle Lastgänge einen ähnlichen qualitativen Verlauf.

Bild 5.14   Ausgewählte Lastgänge aus den Verbrauchergruppen Kleinverbrauch, Industrie und Gewerbe

Der Anteil von Kleinverbrauch, Industrie und Gewerbe kann ermittelt werden, indem zuerst die Gesamtlastgänge bestimmt und dann die Lastgänge der Haushalte und Speicherheizungen subtrahiert werden.

Für den Gesamtlastgang gibt es nur die Veröffentlichung der Leistungsganglinien der Netzbelastung der öffentlichen Versorgung am dritten Mittwoch jeden Monats [VDEW]. Leistungsganglinien der öffentlichen Versorgung von Wochenenden sind nicht veröffentlicht.

Statistische Schwankungen des Lastgangs zwischen einzelnen Tagen zum Beispiel durch Schwankungen der Temperatur und der Beleuchtungsstärke können mangels ausreichenden Datenmaterials nicht berücksichtigt werden. Diese Schwankungen verändern den Lastgang jedoch nur geringfügig (vgl. [Hei97]). Deutlich größer sind die Einflüsse der Jahreszeiten und von Sonn- und Feiertagen, sodass diese unbedingt zu berücksichtigen sind.

Um einen Anhaltspunkt für die Leistungsganglinien am Sonntag zu erhalten, werden zuerst die Daten herausgegriffen, an denen der 3. Mittwoch auf einen Feiertag fiel. Im Sommer war dies zum Beispiel für Mittwoch, den 17. Juni 1987 der Fall. Ein Vergleich mit der Leistungsganglinie im Juni des folgenden Jahres ergibt jedoch keine verwertbaren Ergebnisse. Die Unterschieden zwischen Wochentagen und Feiertagen werden durch generelle Änderungen des Stromverbrauchs und witterungsbedingte Einflüsse überlagert. Ähnliches gilt für die Leistungsganglinien vom dritten Mittwoch im November 1988 und 1989. Der dritte Mittwoch im Jahr 1988 fiel auf einen Buß- und Bettag, der im besagten Jahr noch ein bundesweiter Feiertag war.

Aus diesem Grund müssen andere Abschätzungen getroffen werden. Hierzu dient eine Veröffentlichung des Lastgangs aus dem Versorgungsgebiet der VEAG über einen Zeitraum von einem Monat [Gol97]. Auf die VEAG entfallen immerhin etwas über 10 % der nutzbar abgegebenen elektrischen Arbeit in Deutschland. Bei den angegebenen Lastgängen sind auch vier Wochenenden enthalten, die alle den gleichen charakteristischen Verlauf aufweisen. Tabelle 5.15 zeigt die Abweichungen vom Lastgang am Mittwoch. Diese Abweichungen wurden mangels anderer aussagekräftiger Daten auf den Gesamtlastgang der öffentlichen Versorgung übertragen.

Auf Übertragungsverluste haben unter anderem die übertragene Leistung, die Übertragungsentfernung, die Art der Übertragung, die elektrische Spannung, die Effizienz der Transformatoren und klimatische Bedingungen einen Einfluss. Da sich diese komplexen Zusammenhänge nur schwer modellieren lassen, wurde im Folgenden stark vereinfachend eine lineare Abhängigkeit der Übertragungsverluste vom Nettostromverbrauch unterstellt.

Tabelle 5.15   Abweichungen charakteristischer Tageswerte des Lastganges der VEAG vom Mittwoch über einen Monat (Daten: [Gol97])

Bild 5.15   Berechnete Lastgänge der Elektrizitätsversorgung in Deutschland 1996 für eine Woche in der zweiten Dezemberhälfte

Bild 5.16   Berechnete Lastgänge der Elektrizitätsversorgung in Deutschland 1996 für eine Woche in der zweiten Junihälfte

Mit der hier beschriebenen Vorgehensweise werden nun die Lastgänge der Haushalte, der Speicherheizungen und der Übertragungsverluste berechnet. Die Gesamtlastgänge wurden dabei so angepasst, dass sich in der Jahressumme der bekannte Nettostromverbrauch ergibt. Die Ergebnisse sind in Bild 5.15 und Bild 5.16 dargestellt.

Auf Basis der ermittelten Lastgänge für das Jahr 1996 und des zuvor bestimmten Nettoverbrauchs der einzelnen Verbrauchergruppen und Verbraucher lassen sich auch die Lastgänge des Trendszenarios und des Energiesparszenarios für das Jahr 2020 berechnen.

Für die Haushalte und die Speicherheizungen ist eine sehr gute Prognose der künftigen Lastgänge möglich. Hierzu werden über die zuvor bestimmen Verbrauchswerte und die charakteristischen Lastgänge von [Pri97] die veränderten Lastgänge der einzelnen Verbraucher bestimmt, die zusammen den Gesamtlastgang der Haushalte ergeben (vgl. auch Bild 5.12 und Bild 5.13). Für die Gruppen Kleinverbrauch, Industrie und Verkehr werden die Lastgänge des Trendszenarios über den geänderten Verbrauch auf die künftigen Lastgänge hochgerechnet. Die Übertragungsverluste ergeben sich wie zuvor in Abhängigkeit der Gesamtleistung.

Obwohl sich der Nettoverbrauch der Haushalte im Trendszenario nicht verändert (vgl. Tabelle 5.3), steigt der maximale Leistungsbedarf der Haushalte aufgrund der Verschiebungen innerhalb der Verbraucher im Vergleich zu den Referenzwerten von 1996 um 5 %. Mit 0,5 GW fällt die Zunahme der minimalen Nachfrage der Haushalte geringer aus als die der Zunahme der maximalen Nachfrage von 1,6 GW.

Beim Trendszenario nimmt der Nettoverbrauch von Kleinverbrauch, Industrie und Verkehr um 34 % zu, der Verbrauch der Speicherheizungen steigt um 12 %. Die Übertragungsverluste wurden mit 3,5 % abgeschätzt.

Der maximale Leistungsbedarf zur Deckung des Nettoverbrauchs und der Übertragungsverluste steigt beim Trendszenario um 23,8 % auf etwa 94 GW. Bei dem Mittwoch der in Bild 5.17 dargestellten Dezemberwoche sinkt das Verhältnis von Nachttal zu Tagesspitze im Vergleich zu den Werten aus dem Jahr 1996 (Bild 5.15) nur unwesentlich von 70 % auf 69,3 %.

Auch der qualitative Verlauf der in Bild 5.18 dargestellten Juniwoche unterscheidet sich nur wenig von dem der Referenzwerte im Jahr 1996 (Bild 5.16). Dies war jedoch auch aufgrund der geringen Änderungen in der Vergangenheit (vgl. Bild 5.11) zu erwarten. Der maximale Leistungsbedarf im Juni steigt beim Trendszenario hierbei um 25,7 % auf 84 GW.

Bild 5.17   Berechnete Lastgänge der Elektrizitätsversorgung in Deutschland beim Trendszenario für eine Woche in der zweiten Dezemberhälfte

Bild 5.18   Berechnete Lastgänge der Elektrizitätsversorgung in Deutschland beim Trendszenario für eine Woche in der zweiten Junihälfte

Beim Energiesparszenario sind bei den Haushalten zusätzlich noch Wärmepumpen sowie Hilfsenergie für solarthermische Anlagen und Wohnungsbelüftung zu berücksichtigen, die beim Trendszenario nicht gesondert ausgewiesen wurden. Bei den Wärmepumpen wurde unterstellt, dass der Verlauf des Lastgangs dem der Speicherheizungen ähnlich ist.

Bei der Hilfsenergie für solarthermische Anlagen wurde angenommen, dass ein Großteil des Verbrauchs entsprechend dem Angebot an Sonnenenergie anfällt. 80 % des Verbrauchs wurden deshalb proportional zum Sonnenenergieangebot aufgeteilt, 20 % des Verbrauchs sollen kontinuierlich anfallen, zum Beispiel für den Betrieb einer Regelungselektronik.

Für den Zusatzenergiebedarf von Lüftungen wurde ein analoger Tagesgang wie bei Direktheizungen unterstellt. 30 % des Bedarfs sollen hierbei jahreszeitunabhängig anfallen. 70 % des Bedarfs wurden mit den entsprechenden Gradtagzahlen gewichtet, da bei erhöhtem Heizungsbedarf auch ein höherer Lüftungsbedarf besteht.

In Bild 5.19 und Bild 5.20 sind Wärmepumpen, Hilfsenergie für solarthermische Anlagen und Lüftungsenergiebedarf als Summe dargestellt. Aufgrund des hohen Anteils der Wärmepumpen ist dieser Energieanteil jedoch nur im Winter von Bedeutung.

Vor allem bei den Haushalten sind beim Energiesparszenario Änderungen zu verzeichnen. Die maximale Leistungsnachfrage sinkt um 42 % auf unter 19 GW. Aufgrund der deutlich reduzierten Standbyverluste sinkt die minimale Nachfrage der Haushalte sogar noch deutlicher auf den Wert von 1,4 GW.

Der starke Rückgang bei den Speicherheizungen wird zum Teil durch den Zuwachs bei den Wärmepumpen kompensiert. Die Nachfrage der Gruppe Kleinverbrauch, Industrie und Verkehr bleibt mit einem Rückgang um 2,3 % annähernd konstant. Die Übertragungsverluste betragen wie beim Trendszenario 3,5 % des Nettoverbrauchs.

Bild 5.19   Berechnete Lastgänge der Elektrizitätsversorgung in Deutschland beim Energiesparszenario für eine Woche in der zweiten Dezemberhälfte

Bild 5.20   Berechnete Lastgänge der Elektrizitätsversorgung in Deutschland beim Energiesparszenario für eine Woche in der zweiten Junihälfte

Am Mittwoch der in Bild 5.19 dargestellten Dezemberwoche sinkt die maximale Leistungsnachfrage im Vergleich zu den Referenzwerten um 14 % auf etwa 65 GW. Das Verhältnis von Nachttal zu Tagesspitze ändert sich von 70 % auf 62 %.

Bei der in Bild 5.20 dargestellten Juniwoche bleibt das Verhältnis von Nachttal zu Tagesspitze annähernd konstant, und auch der qualitative Verlauf ändert sich nur wenig. Der maximale Leistungsbedarf sinkt im Juni um 11,6 % unter 60 GW.

Im Folgenden wird untersucht, welche Anteile sich zeitlich verlagern lassen. Ausgangsbasis hierfür sind die Modellversuche in Eckernförde und Berlin [Ene97; Han93] sowie Untersuchungen an der Universität Paderborn [Pri97].

Bei den Haushalten ergibt sich beim Energiesparszenario durch die reduzierten Standbyverluste bereits ein veränderter Lastgang mit geringfügigen Verlagerungen von der Nacht in den Tag. An dieser Stelle soll jedoch untersucht werden, welche Verlagerungsmöglichkeiten durch ein gezielt geändertes Benutzerverhalten und durch technische Möglichkeiten bestehen.

Im Folgenden wird unterstellt, dass ähnlich wie bei den bereits erwähnten Modellversuchen last- und angebotsabhängige Tarifstrukturen eingeführt werden, sodass die Bevölkerung zu Lastverlagerungen durch finanzielle Anreize bewegt wird. Denkbar ist hierbei der kostengünstige Einsatz von Tarifampeln, die durch die Farben grün, gelb und rot niedrige, mittlere und hohe Tarife signalisieren (vgl. auch [Ene97]). Diese Tarife müssten sich dann nach der vorhandenen oder in Kürze zu erwartenden Leistung der regenerativen Kraftwerke richten. Für eine große Akzeptanz in der Bevölkerung ist jedoch eine breite Aufklärung Voraussetzung. Durch deutlich verbesserte Prognosen des Angebots an Windkraft und Solarenergie müssen zudem zuverlässige Aussagen getroffen werden, zu welchen Zeiten die nächsten Niedrigtarife zu erwarten sind.

Im Rahmen des Modellversuchs in Eckernförde wurde auch eine sozialwissenschaftliche Untersuchung hinsichtlich möglicher Verlagerungspotentiale durchgeführt. Die hier getroffenen Abschätzungen erfolgen in Anlehnung an diese Befragungsergebnisse und sind in Tabelle 5.16 dargestellt.

Zwar ist die Akzeptanz der Bevölkerung für mögliche Verlagerungen von großer Bedeutung, doch können auch technische Maßnahmen die Verlagerungspotentiale deutlich erhöhen. Hierunter fallen Tarifschalter, die Geräte erst dann automatisch zuschalten, wenn niedrige Tarife vorhanden sind. Derartige Schalter wurden bereits beim Eckernförder Modellversuch erfolgreich erprobt. Gute Einsatzmöglichkeiten gibt es vor allem bei Geräten wie Geschirrspülern. Bei Waschmaschinen und Wäschetrocknern sind diese Möglichkeiten deutlich geringer. Bei kombinierten Waschtrocknern sind ebenfalls große Potentiale vorhanden.

++ sehr gut (>  75 %)   + gut (25 % bis 75 %)    O mäßig (5 %bis 25 %)    - gering (bis 5 %)   -- keine

++ sehr gut (>  75 %)   + gut (25 % bis 75 %)    O mäßig (5 %bis 25 %)    - gering (bis 5 %)   -- keine

Bei elektrischen Speicherheizungen wird bereits heute eine zeitliche Verlagerung in die Nacht durchgeführt. Diese Verlagerungsmöglichkeiten bestehen auch in Zukunft bei elektrischen Heizungen und Wärmepumpen. Große Potentiale gibt es auch bei Gefrier- und Kühlgeräten. Durch verbesserte Isolation können neue Geräte die Kälte auch ohne die Aufnahme elektrischer Leistung über längere Zeiträume halten. So können die Geräte vor Hochtarifzeiten um wenige Grade heruntergekühlt und dann vom Netz getrennt werden. Durch den Einbau kleiner Kältespeicher kann die Überbrückungsdauer noch weiter verlängert werden. In Tabelle 5.17 sind die Abschätzungen über technische Verlagerungsmöglichkeiten zusammengefasst.

In Tabelle 5.18 sind die Ergebnisse der Abschätzungen aus Tabelle 5.16 und Tabelle 5.17 zusammengefasst und genauer quantifiziert. Bei den nicht aufgeführten Verbrauchern sind die Verlagerungspotentiale gering, sodass diese vernachlässigt werden.

Insgesamt ergibt sich für die Haushalte ein sehr hohes Verlagerungspotential in der Größenordnung von 40 %, jedoch mit großen Unterschieden zwischen Sommer und Winter. Etwa die Hälfte der Verlagerungsmöglichkeiten entfallen hierbei auf Speicherheizungen und Wärmepumpen. Um das gesamte Verlagerungspotential erschließen zu können, müssen jedoch alle technischen Möglichkeiten ausgeschöpft und die Bevölkerung durch intensive Aufklärung und finanzielle Anreize für die aktive Teilnahme gewonnen werden.

Bei Industrie und Kleinverbrauch sind deutlich geringere Verlagerungspotentiale vorhanden. Dennoch wird unterstellt, dass sich durch geänderte Tarifstrukturen und die damit verbundenen Einsparmöglichkeiten auch hier Verlagerungen erreichen lassen. Vor allem beim elektrischen Kühl- und Wärmebedarf gibt es durchaus größere Verlagerungspotentiale. Im Folgenden wird angenommen, dass sich 10 % des elektrischen Energiebedarfs innerhalb eines Tages und 2 % um einen Tag oder mehr verlagern lassen.

Die Verlagerungsmöglichkeiten beim Verkehr sind äußerst gering, da sich hier der Energiebedarf vor allem nach dem Verkehrsaufkommen richtet. Es wird unterstellt, dass sich lediglich 1 % des elektrischen Energiebedarfs innerhalb eines Tages verlagern lässt. Die Übertragungsverluste reduzieren sich entsprechend der reduzierten Leistungsnachfrage.

Im Jahresmittel lassen sich somit beim Trendszenario 18,1 % und beim Energiesparszenario 15,8 % verlagern. Die Verlagerungspotentiale sind hierbei im Dezember deutlich größer und umfassen 20 % beim Trendszenario und 17 % beim Energiesparszenario (Bild 5.21).

Im Juni sinken die Verlagerungspotentiale hingegen auf 8 % beim Trendszenario und auf 7,5 % beim Energiesparszenario (Bild 5.22).

Untersuchungen über die zeitliche Nutzung der hier ermittelten Verlagerungspotentiale in Abhängigkeit des regenerativen Angebots und der Nachfrage erfolgen im nächsten Kapitel.

Bild 5.21   Verlagerungspotentiale beim Trendszenario und dem Energiesparszenario im Jahr 2020 für eine Woche in der zweiten Dezemberhälfte

Bild 5.22   Verlagerungspotentiale beim Trendszenario und dem Energiesparszenario im Jahr 2020 für eine Woche in der zweiten Junihälfte