Stellt man der in Kapitel 4 berechneten Leistungsabgabe der regenerativen Kraftwerke die in Kapitel 5 berechneten Lastganglinien der Verbraucher gegenüber, lassen sich Leistungsüberschüsse und die nicht gedeckte Nachfrage ermitteln, die durch konventionelle Kraftwerke, Speicher oder großräumige Elektrizitätsnetze ausgeglichen werden müssen. An dieser Stelle soll untersucht werden, welcher Speicherbedarf bei der hier unterstellten Umstrukturierung der Elektrizitätswirtschaft entsteht, wie dieser minimiert werden kann und wie sich der verbleibende Bedarf decken lässt.

Zur Minimierung des Speicherbedarfs sollen zuerst die im vorigen Kapitel berechneten Verlagerungspotentiale sowie die verbleibenden Potentiale zum Einsatz von Biomasse in nachfragegeführten Blockheizkraftwerken genutzt werden. Weiterhin muss geklärt werden, wie bereits bestehende Speicher einzusetzen sind. Erst dann können Aussagen über den zusätzlich entstehenden Speicherbedarf und dessen Realisierung gemacht werden.

Bei den Darstellungen in den vorangegangenen Kapiteln wurden bei der Angabe der Leistung sowie dem Energieaufkommen von Erzeugung und Verbrauch stets Werte mit positivem Vorzeichen angegeben. Zur besseren Unterscheidung erhalten bei den folgenden Darstellungen nur die regenerative Erzeugung sowie Überschüsse aus der Erzeugung ein positives Vorzeichen, der Verbrauch sowie die durch die regenerative Erzeugung nicht gedeckte Restnachfrage ein negatives Vorzeichen. Werden Vergleiche vorgenommen oder Aussagen über Änderungen getroffen, beziehen sich diese weiterhin auf die Beträge von Verbrauch und Erzeugung.

In Kapitel 5 wurden mit dem Trendszenario und dem Energiesparszenario zwei unterschiedliche Szenarien für eine mögliche Entwicklung der Elektrizitätsnachfrage im Jahr 2020 aufgestellt. Für beide Szenarien wurden Verlagerungspotentiale bestimmt. Diese werden nun so eingesetzt, dass sich die Nachfrage im Verlauf eines Tages so gut wie möglich vergleichmäßigt und vorhandene Überschüsse der regenerativen Kraftwerke direkt genutzt werden.

Die erforderlichen Berechnungen wurden mit Hilfe eines speziell entwickelten Computerprogramms durchgeführt. Als Datenbasis dienten die Leistungsganglinien der Verlagerungspotentiale P_Ver(t) sowie der regenerativen Erzeugung P_Reg(t) und der um die Verlagerungspotentiale verminderten Nachfrage P_Last(t) - P_Ver(t) in stündlicher Auflösung.

Für insgesamt vier Varianten wurde der Einsatz der Verlagerungspotentiale berechnet. Hierbei wurde sowohl dem Trendszenario als auch dem Energiesparszenario für das Jahr 2020 aus Kapitel 5 die im Kapitel 4 ermittelte regenerative Erzeugung für das Jahr 2020 gegenübergestellt. Um auch den Speicherbedarf bei einem deutlich höheren Einsatz regenerativer Energieträger abschätzen zu können, wurde beiden Nachfrageszenarien auch die regenerative Erzeugung für das Jahr 2050 gegenübergestellt. Geht man davon aus, dass sich die Nachfrage nicht sehr stark verändern wird (vgl. Bild 5.9), lassen sich dadurch qualitative Aussagen treffen.

Die Berechnungen für den Einsatz der Verlagerungspotentiale wurden für Speicherheizungen und Wärmepumpen sowie für die restlichen Verlagerungspotentiale getrennt durchgeführt.

Für die restlichen Verlagerungspotentiale wurde unterstellt, dass sich beim Trendszenario 16 % und beim Energiesparszenario 16,8 % um einen ganzen Tag verlagern lassen (vgl. Kapitel 5.3.4). Die verbleibenden Anteile sind am gleichen Tag wieder einzusetzen. Bei der Entscheidung zur Verlagerung um einen Tag diente die Differenz

     (6.1)

aus regenerativer Erzeugung P_Reg und der um die Verlagerungspotentiale P_Ver reduzierte Nachfrage P_Last als Kriterium. Nur für die Tage, an denen die maximale Differenz am Folgetag größer ist, erfolgt die Verlagerung um einen Tag. Im anderen Fall werden sämtliche Verlagerungspotentiale am gleichen Tag eingesetzt.

Da eine Verlagerung innerhalb eines Tages in die Nachtstunden nur bedingt möglich ist, wurde sichergestellt, dass in den Nachstunden zwischen 0 Uhr und 6 Uhr maximal 15 % der Verlagerungspotentiale eingesetzt werden. In einer weiteren Randbedingung wurde festgelegt, dass die maximale Leistung der restlichen Verlagerung nicht mehr als 25 % der Spitzenlast eines Sommertages beträgt. Beim Trendszenario entspricht dies etwa 20 GW und beim Energiesparszenario 15 GW.

Der Einsatz der Verlagerungspotentiale von Speicherheizungen und Wärmepumpen erfolgt analog. Die Verlagerungspotentiale umfassen insgesamt 95 % des gesamten Elektrizitätsbedarfs in diesem Bereich (vgl. Tabelle 5.18). Hierbei sollen sich 5 % auch um einen ganzen Tag verlagern lassen. Dabei gelten die gleichen Kriterien wie bei den restlichen Verlagerungspotentialen. Im Heizungsbereich muss eine gesicherte Wärmeversorgung gewährleistet sein. Deshalb wurde angenommen, dass 10 % der Verlagerungspotentiale ‑ mit Ausnahme der zwei Stunden mit der größten nicht gedeckten Leistungsnachfrage - kontinuierlich eingesetzt werden, um ein erforderliches Nachladen von Wärmespeichern zu ermöglichen. Als weitere Randbedingung wurde festgelegt, dass die Verlagerungspotentiale über mindestens fünf unterschiedliche Stunden verteilt werden, um eine ausreichende Zeitdauer zum Beladen der Wärmespeicher zu gewährleisten. Bei der Berechnung der Verlagerungspotentiale wurde eine maximale Leistungsaufnahme der Speicherheizungen und Wärmepumpen von 25 GW beim Trendszenario und von 12,5 GW beim Energiesparszenario unterstellt.

Sowohl beim Einsatz der Verlagerungspotentiale als auch bei den folgenden Berechnungen ist die Darstellung der Ergebnisse mit Hilfe von Jahresdauerlinien sinnvoll. Bild 6.1 zeigt die Jahresdauerlinien für die regenerative Erzeugung 2020 sowie den Verbrauch beim Trendszenario und Energiesparszenario. Aus der gestrichelten Linie lassen sich jeweils die Veränderungen beim Einsatz der Verlagerungspotentiale ablesen. Bei der regenerativen Erzeugung sind nachfragegeführte Biomassekraftwerke noch nicht enthalten, da deren Einsatz erst später bestimmt wird (vgl. Kapitel 6.1.3).

Bild 6.1   Jahresdauerlinien der regenerativen Erzeugung 2020 (ohne nachfragegeführte Biomassekraftwerke) und des Verbrauchs des Trendszenarios, des Energiesparszenarios sowie der jeweiligen Restnachfrage beim Einsatz der regenerativen Erzeugung mit und ohne Nutzung der Verlagerungspotentiale

Die regenerative Erzeugung ohne die nachfragegeführten Biomassekraftwerke im Jahr 2020 deckt beim Trendszenario etwa 17 % und beim Energiesparszenario etwa 25 % des um die Übertragungsverluste erweiterten Nettoverbrauchs.

Beide Szenarien kommen trotz des merklichen Anteils regenerativer Energieträger ohne zusätzliche Speicherung aus.

Durch den Einsatz der regenerativen Energieträger lässt sich die maximale Leistungsnachfrage beim Trendszenario um 7,1 % von -93,9 GW auf -87,2 GW und beim Energiesparszenario um 10,4 % auf -58,6 GW betragsmäßig verringern. Der Einsatz regenerativer Energieträger hat jedoch einen geringfügig höheren Anteil an Spitzenlast bei der Restnachfrage zur Folge, das heißt, der Verlauf der Jahresdauerlinie verschiebt sich zu geringeren Volllaststunden.

Durch den zusätzlichen Einsatz der Verlagerungspotentiale lässt sich die maximale Leistungsnachfrage beim Trendszenario insgesamt um 11,2 % auf -83,4 GW und beim Energiesparszenario um insgesamt 16,5 % auf -54,6 GW betragsmäßig verringern.

Bild 6.2 zeigt beispielhaft für das Trendszenario die Veränderungen bei Nutzung regenerativer Energien im Jahr 2020 sowie den zeitlichen Verlauf des Einsatzes der Verlagerungspotentiale.

Bild 6.2   Lastgänge des Verbrauchs beim Trendszenario mit und ohne regenerative Erzeugung (ohne nachfragegeführte Biomassekraftwerke) im Jahr 2020 sowie zeitlicher Einsatz der Verlagerungspotentiale in einer Woche in der zweiten Dezemberhälfte

In Bild 6.3 wurde der Anteil der in die jeweiligen Stunden verlagerten Energie am gesamten Verlagerungspotential im Jahresmittel bestimmt. Zwischen dem Trendszenario und dem Energiesparszenario zeigen sich hierbei nur geringfügige Unterschiede. Der zeitliche Einsatz von Wärmepumpen und Speicherheizungen unterscheidet sich im Jahr 2020 nur wenig von dem heutigen. Die Verlagerung findet hauptsächlich in die Nachtstunden statt. Bei der Restnachfrage erfolgt die Verlagerung über den gesamten Tag mit einem Schwerpunkt in den späteren Abendstunden.

Bild 6.3   Anteil der in die jeweiligen Stunden verlagerten Energie am Gesamtaufkommen der Verlagerung im Jahresmittel

Da bei der Nutzung der regenerativen Energieträger im Jahr 2020 noch keine zusätzlichen Speicher benötigt werden, wird nun dem Trendszenario und dem Energiesparszenario von 2020 die regenerative Erzeugung aus dem Jahr 2050 gegenübergestellt. Es wird also angenommen, dass die Potentiale der regenerativen Energien von 2050 bereits im Jahr 2020 erschlossen sind. Zwar ist dies aufgrund der nur begrenzt erweiterbaren Produktionskapazitäten aus heutiger Sicht nicht erreichbar, dennoch kann mit dieser Vorgehensweise der Einfluss einer deutlich größeren regenerativen Erzeugung auf die Speicherpotentiale untersucht werden. Szenarien für den Verbrauch im Jahr 2050 wurden, wie bereits zuvor erwähnt, aufgrund der nicht mehr vorhersehbaren Verbrauchsentwicklung nicht aufgestellt.

Bild 6.4 zeigt die Jahresdauerlinien der regenerativen Erzeugung ohne Einsatz nachfragegeführter Biomassekraftwerke im Jahr 2050 sowie des Verbrauchs beim Trendszenario und beim Energiesparszenario im Jahr 2020. Die regenerative Erzeugung im Jahr 2050 umfasst beim Trendszenario von 2020 etwa 63 % und beim Energiesparszenario von 2020 etwa 93 % des um die Übertragungsverluste erweiterten Nettoverbrauchs.

Bild 6.4   Jahresdauerlinien der regenerativen Erzeugung 2050 (ohne nachfragegeführte Biomassekraftwerke) und des Verbrauchs des Trendszenarios, des Energiesparszenarios sowie der jeweiligen Restnachfrage beim Einsatz der regenerativen Erzeugung mit und ohne Nutzung der Verlagerungspotentiale

Die maximale Leistungsnachfrage reduziert sich bei dem hier unterstellten hohen Einsatz regenerativer Energieträger verhältnismäßig wenig. Ohne Nutzung der Verlagerungspotentiale reduziert sich die maximale Leistungsnachfrage bei der regenerativen Erzeugung beim Trendszenario betragsmäßig lediglich um 11,2 % von -93,9 GW auf -83,4 GW. Beim Energiesparszenario gibt es einen betragsmäßigen Rückgang um 15 % auf -55,6 GW. Durch Nutzung der Verlagerungspotentiale lässt sich die maximale Leistungsnachfrage beim Trendszenario insgesamt um 24,4 % auf -71 GW und beim Energiesparszenario um 27,5 % auf -47,4 GW betragsmäßig reduzieren.

Neben der Restnachfrage entstehen hier bei der regenerativen Erzeugung auch große Überschüsse. Diese maximale Leistung bei den Überschüssen beträgt beim Trendszenario 104,1 GW und beim Energiesparszenario 125,7 GW. Durch Einsatz der Verlagerungspotentiale lassen sich diese auf 86,7 GW bzw. 113,5 GW senken. Die Zahl der Volllaststunden ist bei den Überschüssen mit maximal 1.000 h/a bis 3.000 h/a verhältnismäßig gering.

Aus diesen Ergebnissen lässt sich ablesen, dass bei einer regenerativen Erzeugung, deren Anteil deutlich über dem des für das Jahr 2020 angenommenen liegt, nur noch geringfügige Reduktionen bei der maximalen Leistungsnachfrage möglich sind. Der Grundlastanteil der Restnachfrage geht erheblich zurück. Die Bedeutung der Lastverlagerung nimmt mit steigendem Anteil regenerativer Energieträger zu. Neben der maximalen Leistungsnachfrage der Verbraucher können damit auch die Überschüsse aus der regenerativen Erzeugung deutlich verringert werden.

Der zeitliche Verlauf des Einsatzes der Verlagerungspotentiale unterscheidet sich bei der regenerativen Erzeugung im Jahr 2050 extrem von dem des Jahres 2020. Während im Jahr 2020 noch eine Verlagerung hauptsächlich in die Abend- und Nachtstunden erfolgt, werden die Verlagerungspotentiale im Jahr 2050 weitgehend in den Mittagsstunden eingesetzt (Bild 6.5). Dies ist vor allem auf den relativ hohen, abgeschätzten Anteil der Photovoltaik an der Erzeugung zurückzuführen.

Der zeitliche Einsatz der Verlagerungspotentiale nähert sich bei einem hohen Anteil regenerativer Energieträger dem natürlichen menschlichen Tagesbedarf sehr an, und Verlagerungen werden damit einfacher zu erreichen sein.

Bild 6.5   Anteil der in die jeweiligen Stunden verlagerten Energie am Gesamtaufkommen der Verlagerung im Jahresmittel

Bei den in Deutschland bestehenden Speichern sind nur Speicherwasser- sowie Pumpspeicherkraftwerke mit und ohne natürlichen Zufluss von Bedeutung. Bei anderen Speichern wie Batterie- oder Wasserstoffspeichern existieren zwar einige Anlagen, die jedoch aufgrund ihrer sehr geringen Speicherkapazität derzeit noch zu vernachlässigen sind.

Bei Speicherkraftwerken wird ein natürliches Gewässer aufgestaut und das gestaute Wasser bei Bedarf genutzt. Speicherkraftwerke können als Stunden-, Tages, Wochen- oder gar Jahresspeicher eingesetzt werden. Der Beitrag der Speicherkraftwerke zur Elektrizitätsversorgung in Deutschland war 1996 mit einer Nettoerzeugung von 0,477 TWh und einer Nettoengpassleistung von 0,242 GW jedoch verhältnismäßig gering. Deshalb wird auf Speicherkraftwerke an dieser Stelle nicht näher eingegangen. Der Beitrag der Speicherkraftwerke zur Energieversorgung ist näherungsweise in den Leistungsganglinien aus Kapitel 4.4 enthalten.

Bei Pumpspeicherkraftwerken wird Wasser durch Einsatz elektrischer Energie - auch als Pumparbeit bezeichnet - von einem Unterbecken oder Flusslauf in ein Oberbecken gepumpt. Bei Bedarf wird das Wasser über einen Druckstollen zurück ins Unterbecken geleitet. Eine Turbine treibt dabei einen Generator an, der elektrische Energie erzeugt.

Nicht selten verfügen Pumpspeicherkraftwerke auch noch über natürliche Zuflüsse. Die Nettoerzeugung aus natürlichem Zufluss war 1996 mit 0,478 TWh allerdings verhältnismäßig gering und wird deshalb analog zu den Speicherkraftwerken behandelt. Im Folgenden wird also nur die Erzeugung von Pumpspeicherkraftwerken aus dem Pumpbetrieb betrachtet.

Bei Speicher- und Pumpspeicherkraftwerken wird elektrische Energie in Form von potentieller Energie des Wasser gespeichert. Die speicherbare Energiemenge

     (6.2)

sowie das damit verbundene Leistungsvermögen

     (6.3)

berechnet sich aus dem Speicherinhalt V, der potentiellen Energiehöhe h_P, der Erdbeschleunigung (g = 9,81 m/s²) und der Dichte des Wassers (r »  1.000 kg/m³). Für größere Energiemengen werden enorme Speichervolumina benötigt. So ist zum Beispiel beim Pumpspeicherkraftwerk Waldek 2 in Hessen für die Speicherung von 3,4 GWh (netto) ein Speichervolumen von 4,3 Mill. m³ und eine Ausbaufallhöhe von 329 m notwendig.

Tabelle 6.1   Nettoengpassleistung der öffentlichen Versorgung in Deutschland 1996 (Daten: [VDEW])

Tabelle 6.1 gibt einen Überblick über die vorhandenen Speicher- und Pumpspeicherkraftwerke in Deutschland.

Die Auslastung der Pumpspeicherkraftwerke ist für die einzelnen Monate verhältnismäßig konstant, wie Tabelle 6.2 zeigt. Im Jahresmittel ergibt sich für das Jahr 1996 eine tägliche Pumparbeit von 16 GWh und für das Jahr 1997 von rund 15 GWh.

Tabelle 6.2   Monatliche Pumparbeit der öffentlichen Versorgung im Jahr 1997 [VDEWb]

Die Pumparbeit erfolgt vor allem in den Nachtstunden, um Grundlastkraftwerke besser auslasten zu können. Tagsüber leisten Pumpspeicherkraftwerke einen Beitrag zur Deckung der Spitzenlast (Bild 6.6). Bei einem zunehmenden Anteil regenerativer Energien wird sich auch der Tagesablauf beim Einsatz der Pumpspeicherkraftwerke ändern. Hierauf wird später detaillierter eingegangen.

Für alle öffentlichen Speicherwasserkraftwerke ergab sich im Jahr 1997 eine Ausnutzungsdauer von 1.950 h/a, bei Pumpspeichern mit natürlichem Zufluss von 902 h/a und bei Pumpspeichern ohne natürlichem Zufluss von 780 h/a [VDEW98].

Bild 6.6   Pumparbeit und Erzeugung aus Pumpspeicherkraftwerken in Deutschland am 15.01.1996 (Daten: [VIK])

Da bei den folgenden Berechnungen nicht für alle Kraftwerke sämtliche Daten verfügbar waren, mussten für einige wenige Kraftwerke Abschätzungen getroffen werden. Die Pumpspeicherkraftwerke ohne natürlichen Zufluss verfügen insgesamt über eine Speicherkapazität von etwa 23 GWh. Bei einer Nettoengpassleistung von rund 4,5 GW lassen sie sich somit rund 5 Stunden bei Nennlast betreiben.

Die Pumpspeicherkraftwerke mit natürlichem Zufluss verfügen über eine Speicherkapazität von mehr als 170 GWh. Hierbei werden jedoch nur die kleineren Kraftwerke mit gleichen Nutzungsraten wie Pumpspeicherkraftwerke ohne natürlichen Zufluss betrieben.

Einer Nettoerzeugung der Pumpspeicherkraftwerke von 4,042 TWh stand im Jahr 1996 eine Pumparbeit von 5,829 TWh gegenüber [VIK]. Der Beitrag des einphasigen Kraftwerks Langenprozelten von 0,19 TWh ist hierin nicht enthalten. Für die restlichen Pumpspeicherkraftwerke ergibt sich damit ein mittlerer Wirkungsgrad von annähernd 70 %.

Neben der Speicherung von Energie werden Pumpspeicherkraftwerke auch zur Frequenzhaltung, zum Phasenschieberbetrieb beim Ausgleich von Blindleistung und zum schnellen Abfangen von extremen Leistungsschwankungen eingesetzt (vgl. [Gie97]). Bereits in den 60er Jahren wurden Wirkungsgrade von über 77 % erreicht (Bild 6.7). Wird der reine Speicherbetrieb bei modernisierten Anlagen betrachtet, lassen sich bei künftiger Nutzung deutlich höhere Wirkungsgrade als 70 % erzielen.

Bild 6.7   Verluste und Wirkungsgrade einer Pumpspeicheranlage (nach [Böh62])

Um ausreichend Reserven für Frequenzhaltung, Phasenschieberbetrieb und Wartungsarbeiten zur Verfügung zu haben, sollen in der folgenden Simulation nur Pumpspeicherkraftwerke mit einer Leistung von 3,5 GW für den Speicherbetrieb eingesetzt werden. Hierbei soll eine Speicherkapazität von maximal 25 GWh genutzt werden. Weiterhin wird angenommen, dass sich der mittlere Wirkungsgrad der Pumpspeicherkraftwerke durch Modernisierung und optimierten Einsatz bis 2020 auf 75 % und bis 2050 auf 80 % steigern lässt. Auf Basis dieser Vorgaben wurde der Einsatz der Pumpspeicherkraftwerke mit Hilfe eines Computerprogramms simuliert. Hierbei wurde davon ausgegangen, dass sich im Jahr 2020 eine gute Prognose sowohl des Verbrauchs als auch der regenerativen Erzeugung über einen Zeitraum von 48 Stunden erstellen lässt.

Aufgrund der verhältnismäßig geringen eingesetzten Leistung ergeben sich durch den Einsatz von Pumpspeicherkraftwerken auch nur geringfügige Änderungen bei den Jahresdauerlinien (Bild 6.8).

Bild 6.8   Jahresdauerlinien der Restnachfrage bei der regenerativen Erzeugung 2020 bei Einsatz der Verlagerungspotentiale mit und ohne Nutzung von Pumpspeicherkraftwerken

Beim Trendszenario beträgt im Jahr 2020 die Pumparbeit -5,3 TWh sowie die Erzeugung aus Pumpstrom rund 4 TWh. Die maximale Restnachfrage kann von -83,4 GW auf ‑81,4 GW betragsmäßig gesenkt werden. Diese Reduktion entspricht nicht der maximalen Leistungsabgabe der eingesetzten Pumpspeicherkraftwerke, da bei den Berechnungen nur eine begrenzte Speicherkapazität angenommen wurde (siehe oben). Die Speicherverluste betragen -1,3 TWh.

Beim Energiesparszenario ist die Pumparbeit mit -5 TWh nur geringfügig niedriger als beim Trendszenario. Die Erzeugung aus Pumpstrom beträgt rund 3,8 TWh und die Speicherverluste betragen knapp -1,3 TWh. Die maximale Restnachfrage kann von ‑54,6 GW auf ‑52,9 GW betragsmäßig gesenkt werden.

Bild 6.9 zeigt den zeitlichen Verlauf der Restnachfrage mit und ohne Einsatz von Pumpspeicherkraftwerken. Die Pumpspeicherkraftwerke werden auch im Jahr 2020 ähnlich der heutigen Nutzung (vgl. Bild 6.6) eingesetzt. Die Speicherung erfolgt weitgehend in den Nachtstunden, während die gespeicherte Energie in den Tagesstunden wieder entnommen wird.

Bild 6.9   Lastgänge des Verbrauchs beim Energiesparszenario mit und ohne regenerative Erzeugung (ohne nachfragegeführte Biomassekraftwerke) im Jahr 2020 bei Einsatz der Verlagerungspotentiale mit und ohne Nutzung von Pumpspeicherkraftwerken in einer Woche in der zweiten Dezemberhälfte

Der regenerativen Erzeugung aus dem Jahr 2050 wird wiederum der Verbrauch des Trendszenarios und des Energiesparszenarios von 2020 nach Einsatz der Verlagerungspotentiale gegenübergestellt. Durch Einsatz der Pumpspeicherkraftwerke ergeben sich nur geringe Änderungen der Jahresdauerlinien.

Im Vergleich zur regenerativen Erzeugung von 2020 werden die bestehenden Pumpspeicherkraftwerke bei der regenerativen Erzeugung im Jahr 2050 aufgrund der größeren Fluktuationen stärker genutzt.

Bild 6.10   Jahresdauerlinien der Restnachfrage und der Überschüsse bei der regenerativen Erzeugung 2050 bei Einsatz der Verlagerungspotentiale mit und ohne Nutzung von Pumpspeicherkraftwerken

Beim Trendszenario steigt die Pumparbeit betragsmäßig auf -6,9 TWh, die Erzeugung aus Pumpstrom erhöht sich auf 5,5 TWh und die Speicherverluste betragen dann -1,4 TWh. Die maximale Restnachfrage kann von -71 GW auf -68,2 GW gesenkt werden. Die maximale Leistung bei den Überschüssen geht von 86,7 GW auf 83,2 GW zurück.

Beim Energiesparszenario steigen die Pumparbeit auf -7,4 TWh, die Erzeugung aus Pumpstrom auf 5,9 TWh und die Speicherverluste auf -1,5 TWh. Die maximale Restnachfrage lässt sich von -47,4 GW auf -43,9 GW und die maximale Leistung bei den Überschüssen von 113,5 GW auf 110 GW senken.

Die Einsatzzeiten der Pumpspeicherkraftwerke unterscheiden sich bei der regenerativen Erzeugung im Jahr 2050 erheblich von denen im Jahr 2020. Aufgrund der Überschüsse der regenerativen Erzeugung vor allem in den Tagesstunden erfolgt im Jahr 2050 die Speicherung hauptsächlich in den Mittagsstunden, während in den Nachtstunden ein Teil der verbleibenden Restnachfrage durch die Pumpspeicherkraftwerke gedeckt wird. Im Gegensatz zu den zeitlichen Veränderungen beim Einsatz der Verlagerungspotentiale sind die zeitlichen Änderungen beim Einsatz von Pumpspeicherkraftwerken nur von untergeordneter Bedeutung.

Die Potentiale der Biomassenutzung wurden in Kapitel 3.2.3.4 und 3.2.4.4 ermittelt. Dabei wurde davon ausgegangen, dass die Hälfte der Potentiale in Blockheizkraftwerken (BHKW) mit einer wärmegeführten Betriebsweise eingesetzt wird. Für diese Betriebsweise wurden in Kapitel 4.5 genauere Überlegungen angestellt, und die genutzten Potentiale sind bereits in der regenerativen Erzeugung der bisherigen Berechnungen enthalten.

Die andere Hälfte der Potentiale soll in Blockheizkraftwerken mit einer nachfragegeführten Betriebsweise genutzt werden, um so die maximale Leistung der nicht durch die regenerative Erzeugung und die Pumpspeicherkraftwerke gedeckten Restnachfrage an elektrischer Energie reduzieren zu können.

Für das Jahr 2020 verbleibt nach Abzug der Nutzung durch wärmegeführte BHKW für nachfragegeführte BHKW ein Stromerzeugungspotential von 12,5 TWh aus der Biomassenutzung. Bei einer angestrebten Volllaststundenzahl von 2000 h/a ergibt sich eine installierbare Leistung von 6,3 GW.

Durch den Einsatz der BHKW lässt sich die maximale Leistung der Restnachfrage beim Trendszenario um 6,3 GW auf -75,1 GW und beim Energiesparszenario auf -46,6 GW betragsmäßig senken (Bild 6.11). Außerdem kann die Auslastung der Kraftwerke im Bereich von 1.000 h/a bis 3.000 h/a Volllaststunden deutlich verbessert werden.

Bild 6.11   Jahresdauerlinien der Restnachfrage bei der regenerativen Erzeugung 2020 mit Einsatz der Verlagerungspotentiale, Nutzung von Pumpspeicherkraftwerken sowie mit und ohne Einsatz von nachfragegeführten Biomasse-BHKW

Im Jahresverlauf ergibt sich bei dem hier unterstellen Einsatz der Biomasse-Blockheizkraftwerke eine gute Übereinstimmung mit der Wärmenachfrage (vgl. Bild 6.12 und Bild 4.23). Somit ist neben der Nutzung der Elektrizität auch die Wärmeabnahme gewährleistet, wodurch sich eine hohe Ausnutzung der Biomassebrennstoffe ergibt. Im Jahresverlauf unterscheiden sich das Trendszenario und das Energiesparszenario nur geringfügig, wobei beim Energiesparszenario die Unterschiede zwischen den einzelnen Monaten etwas geringer sind.

Bild 6.12   Verlauf der monatsmittleren Tagesarbeit der nachfragegeführten Biomasse-BHKW beim Trendszenario und beim Energiesparszenario im Jahr 2020

Bei der regenerativen Erzeugung im Jahr 2050 beträgt die Leistung der nachfragegeführten Biomasse-BHKW 12,4 GW bei einem Stromerzeugungspotential von 24,8 GWh. Dieser Erzeugung wird wieder der Verbrauch des Jahres 2020 gegenübergestellt.

Die Ergebnisse sind in Form von Jahresdauerlinien in Bild 6.13 dargestellt. Die maximale Leistung der Restnachfrage kann beim Trendszenario durch die BHKW um 12,4 GW auf ‑55,8 GW und beim Energiesparszenario auf ‑31,5 GW betragsmäßig gesenkt werden. Die Reduktion der Spitzenlast und die Verbesserung der Ausnutzung der Kraftwerke ist im Jahr 2050 im Bereich bis 3.000 h/a Volllaststunden noch besser möglich als im Jahr 2020.

Der Verlauf der monatsmittleren Tagesarbeit der BHKW ist dem aus dem Jahr 2020 sehr ähnlich. Es gibt jedoch eine geringfügige Vergleichmäßigung über die einzelnen Monate. Dennoch entspricht der zeitliche Verlauf des Einsatzes der BHKW weitgehend dem Verlauf der Wärmenachfrage, sodass sich hier auch wieder gute Einsatzmöglichkeiten für die Kraft-Wärme-Kopplung ergeben.

Bild 6.13   Jahresdauerlinien der Restnachfrage bei der regenerativen Erzeugung 2050 mit Einsatz der Verlagerungspotentiale, Nutzung von Pumpspeicherkraftwerken sowie mit und ohne Einsatz von nachfragegeführte Biomasse-BHKW

In den vorangegangenen Kapiteln wurde erläutert, wie sich durch Lastverlagerung sowie durch Einsatz bestehender Pumpspeicherkraftwerke und nachfragegeführter Biomasse-BHKW die Integration der regenerativen Energieerzeugung in das Elektrizitätsnetz verbessern lässt. Die Ergebnisse sollen an dieser Stelle zusammengefasst und die verbleibende Restnachfrage und Überschüsse bestimmt werden. Beim Verbrauch im Jahr 2020 wird wieder zwischen dem Trendszenario und dem Energiesparszenario aus Kapitel 5 unterschieden.

Tabelle 6.3 zeigt die Ergebnisse für das Trendszenario. Im Jahr 2020 kann die regenerative Erzeugung einschließlich der nachfragegeführten Biomasse-BHKW 18,7 % des um die Übertragungsverluste erweiterten Nettoverbrauchs decken. Hierbei entstehen keine Überschüsse aus der regenerativen Erzeugung. Werden alle zuvor erläuterten Maßnahmen durchgeführt, lässt sich die maximale Leistung der nicht durch die regenerativen Energien gedeckten Restnachfrage um 20 % reduzieren. Tabelle 6.3 zeigt auch die Anteile der Restnachfrage mit Volllaststunden von weniger als 2.000 h/a und mehr als 6.000 h/a. Durch die verschiedenen Maßnahmen lässt sich der Anteil mit wenigen Volllaststunden hin zu deutlich mehr Volllaststunden verlagern.

¹⁾ ohne nachfragegeführte Biomasse-BHKW

Beim Energiesparszenario deckt im Jahr 2020 die regenerative Erzeugung einschließlich der nachfragegeführten Biomasse-BHKW 27,5 % des Verbrauchs. Auch hier entstehen noch keine Überschüsse. Durch die verschiedenen Maßnahmen lässt sich die maximale Leistung der nicht durch die regenerative Energieerzeugung gedeckten Restnachfrage um 28,7 % senken. Außerdem nimmt auch hier der Anteil der Leistung bei höheren Volllaststunden zu. Er liegt jedoch unter dem des Trendszenarios. Die Ergebnisse für das Energiesparszenario sind in Tabelle 6.4 zusammengefasst.

¹⁾ ohne nachfragegeführte Biomasse-BHKW

Die Untersuchungen für das Jahr 2020 haben gezeigt, dass bis zu diesem Jahr ein starker Ausbau der Nutzung der regenerativen Energien erfolgen kann, ohne Überschüsse und damit zusätzlich einen Bedarf an Speicherkapazitäten zu schaffen. Die maximale Leistung der Restnachfrage sinkt in etwa proportional zum Anteil der regenerativen Energien. Bis zu einem Anteil der regenerativen Energieträger von etwas über 30 % setzt sich diese Entwicklung fort.

Bei einem deutlich höheren Anteil regenerativer Energien entstehen jedoch große Überschüsse. Um diese Entwicklung einschätzen zu können, wurde den beiden Verbrauchsszenarien aus dem Jahr 2020 die regenerative Erzeugung im Jahr 2050 gegenübergestellt.

Beim Trendszenario sinkt die maximale Leistung der Restnachfrage bei einem Anteil der regenerativen Energieträger einschließlich nachfragegeführter Biomasse-BHKW von 66,7 % um 40,6 %. Der Anteil der Restnachfrage mit hohen Volllaststunden nimmt stark ab, sodass der Einsatz herkömmlicher Grundlastkraftwerke wie Atom- oder Braunkohlekraftwerke im Frage zu stellen ist. Außerdem entstehen Überschüsse aus der regenerativen Erzeugung, die zwar eine hohe Maximalleistung aufweisen, jedoch nur 5 % der regenerativen Erzeugung umfassen. Dieser Anteil wird sich durch einen europäischen oder überregionalen Elektrizitätsverbund weiter reduzieren lassen (siehe Kapitel 6.2.1). Deshalb erscheint es durchaus überlegenswert, weitgehend auf eine Speicherung zu verzichten und den überschüssigen Anteil der regenerativen Energien ungenutzt zu lassen. Zumindest ist es nicht sinnvoll, Speicherkapazitäten im vollen Leistungsumfang zu schaffen. Zwar beträgt beim Trendszenario die maximale Leistung der Überschüsse trotz aller Maßnahmen 83,2 GW. Der Anteil der Überschüsse mit einer Leistung oberhalb von 20 GW ist jedoch nur etwas größer als 1 % der regenerativen Erzeugung. Tabelle 6.5 zeigt die Ergebnisse für das Trendszenario.

¹⁾ ohne nachfragegeführte Biomasse-BHKW

Beim Energiesparszenario umfasst die regenerative Erzeugung einschließlich der nachfragegeführten Biomasse-BHKW 98,6 % des Verbrauchs. Die maximale Leistung der Restnachfrage sinkt jedoch nur um 51,8 %. Der Anteil mit hohen Volllaststunden nimmt extrem ab, und es treten Überschüsse mit einer maximalen Leistung von 110 GW im Umfang von 17,8 % der regenerativen Erzeugung auf. Tabelle 6.6 fasst die Ergebnisse für das Energiesparszenario zusammen.

¹⁾ ohne nachfragegeführte Biomasse-BHKW

Im Gegensatz zum Trendszenario ist es nun nicht mehr sinnvoll, völlig auf eine Speicherung zu verzichten. Sollen alle Überschüsse genutzt werden, ist eine Energiespeicherkapazität von rund 13 TWh bei einer maximalen Leistungsaufnahme von 110 GW notwendig. Während die maximale Leistungsaufnahme rund 35 % der installierten regenerativen Leistung entspricht, wird nur eine Energiespeicherkapazität von etwas mehr als 3 % der regenerativ erzeugten Energie benötigt. Bild 6.14 zeigt, dass die monatsmittlere Leistung nach Einsatz der nachfragegeführte Biomasse-BHKW im gesamten Jahr verhältnismäßig konstant ist, sodass eine Speicherung nur sehr in geringem Maße für einen jahreszeitlichen Ausgleich zu sorgen hat.

Bild 6.14   Monatsmittlere Leistungsabgabe der regenerativen Erzeugung im Jahr 2050

Dennoch ist es unter wirtschaftlichen Gesichtspunkten nicht sinnvoll, Speicher im vollen Umfang der maximalen Überschussleistung zu errichten. Aus Tabelle 6.7 ist zu entnehmen, dass der Anteil der Energie mit einer Überschussleistung von mehr als 50 GW nur etwas mehr als 1 % beträgt.

Tabelle 6.7   Anteil der Überschüsse oberhalb einer bestimmten Leistung an der regenerativen Erzeugung bei einer Nutzung nach Tabelle 6.6

In welchem Umfang und mit welcher Technologie die Überschüsse genutzt werden, wird unter wirtschaftlichen Gesichtspunkten zu entscheiden sein. Da eine Prognose von wirtschaftlichen Entwicklungen über einen Zeitraum von 50 Jahren nicht möglich ist, sollen im Folgenden nur die technischen Möglichkeiten zur Deckung der Restnachfrage und die Nutzung der Überschüsse diskutiert werden.

Gerade bei einem Anteil der regenerativen Erzeugung von annähernd 100 % des Verbrauchs gibt es eine nicht gedeckte Restnachfrage sowie Überschüsse. Die Jahressumme liegt dann in der Größenordnung von 20 % des Gesamtaufkommens. Bei einem geringeren Anteil der regenerativen Erzeugung nimmt der Anteil der Überschüsse deutlich ab. Ein großer Teil der Überschüsse kann in Form von überregionalem Export und Speicherung der Energie genutzt werden. Die nicht gedeckte Restnachfrage lässt sich durch Energieimport, Speicherung oder konventionelle Kraftwerke decken.

Bereits heute haben der Import und Export von Elektrizität einen wichtigen Anteil an der Elektrizitätswirtschaft in Deutschland. Im Jahr 1997 betrug der Export 8 % bezogen auf den Nettostromverbrauch [Sta98]. Ein Import fand etwa im gleichen Umfang statt. Bild 6.15 zeigt den Austausch mit den einzelnen Nachbarländern.

Bild 6.15   Stromaustausch Deutschlands mit den Nachbarländern im Jahr 1997 (Werte in TWh, Daten [Sta98])

Die Struktur der Elektrizitätswirtschaft ist in den Nachbarstaaten sehr verschieden. Während Frankreich nahezu 80 % seines Elektrizitätsbedarfs durch die Kernenergie deckt, dominiert in Österreich und in der Schweiz die Wasserkraft mit einem Anteil von weit über 50 %. In Dänemark wurden im Jahr 1997 etwa 6 % des Elektrizitätsbedarfs durch die Windkraft gedeckt. Damit haben regenerative Energien in anderen Ländern bereits heute einen deutlich größeren Anteil an der Elektrizitätsversorgung als in Deutschland. Bei einem weiteren Ausbau regenerativer Energien, wie bei dem zuvor aufgestellten Szenario für Deutschland im Jahr 2050, werden auch in Deutschland im Laufe des Jahres Überschüsse entstehen, die sich durch einen großräumigen Verbund teilweise ausgleichen lassen. Mit einem Ausbau des Verbunds werden auch die Ausgleichsmöglichkeiten verbessert.

Bevor jedoch Ausgleichsmöglichkeiten eines großräumigen Verbundnetzes diskutiert werden, soll auf die entstehenden Übertragungsverluste eingegangen werden. Bei der Übertragung großer Leistungen unterscheidet man zwischen Drehstrom-Höchstspannungs-Übertragung (DHÜ) und Höchstspannungs-Gleichstrom-Übertragung (HGÜ). Während man bei der Übertragung innerhalb Deutschlands und in seine Nachbarländer ausschließlich die DHÜ mit Nennspannungen bis 400 kV einsetzt, wird bei der Übertragung elektrischer Energie über das 250 km lange „Baltic Cable“ von Schweden nach Deutschland HGÜ mit einer Spannung von 450 kV verwendet [IZE94]. Außerhalb Deutschlands werden DHÜ und HGÜ bereits auch mit größeren Spannungen bis über 1.000 kV eingesetzt, und noch höhere Spannungen sind in der Erprobung.

Bei der HGÜ lassen sich kostengünstigere Mastkonstruktionen mit einem geringen Flächenverbrauch als bei der DHÜ realisieren, und die je Leiter übertragbare Leistung ist größer. Zwar ist der Isolationsaufwand bei der HGÜ größer als bei der DHÜ, aufgrund der wirtschaftlichen Vorteile bei der Übertragung über größere Entfernungen wird die HGÜ in Zukunft jedoch an Bedeutung gewinnen. Technisch sind heute bereits Übertragungsentfernungen von bis zu 8.000 km zu realisieren. Hierbei muss mit Übertragungskosten von etwa 0,005 € je 1.000 km und kWh gerechnet werden [Pov94]. Somit ist aus wirtschaftlichen Gesichtspunkten die Übertragung über große Entfernungen der Speicherung in der Regel vorzuziehen.

Bei der Übertragung von Gleichstrom über n Leitungen ergeben sich die Stromwärmeverluste

     (6.4)

aus dem Leitungsstrom I dem Widerstandsbelag R’_J sowie der Länge l der Leitungen.

Der Widerstandsbelag eines Leiters mit m Teilleitern

     (6.5)

wird über den spezifischen Widerstand r₂₀, den Querschnitt A des Leiters, den Temperaturkoeffizienten a₂₀ und die Betriebstemperatur J berechnet. Bei Freileitungen werden häufig Teilleiter aus Seilen verschiedener Werkstoffe wie Aluminium (Al) und Stahl (St) hergestellt, von denen wiederum 2 bis 6 Teilleiter zu einem Bündel zusammengefasst sind.

Bei einer Leitung aus 4 Al/St-Teilleitern mit einem Querschnitt von 805/105 mm², dem spezifischen Widerstand r₂₀ = 0,028264 W mm²/m für Aluminium bzw. 0,138 W mm²/m für Stahl sowie den Temperaturkoeffizienten a₂₀ = 0,00393/°C für Aluminium bzw. 0,0045/°C für Stahl ergibt sich bei einer Betriebstemperatur J = 40 °C ein Widerstandsbelag R’_J = 0,009 W/km. Bei einer ±600 kV Gleichstromleitung mit 2 Leitern berechnen sich bei einem Strom von jeweils 805 A in den 4 Teilleitern Verluste von 187 kW/km bei einer Übertragungsleistung von 3.860 MW.

Bei Wechselstromleitungen kommt es durch den Skineffekt und einem Näheeffekt der Kabel zu zusätzlichen Verlusten. Kenndaten für verschiedene Leitungen sind in Tabelle 6.8 dargestellt.

Tabelle 6.8   Kenndaten von Freileitungen bei DHÜ und HGÜ (nach [Hos88])

Bei der HGÜ mit ±600 kV bewegen sich die Verluste bis zu einer Entfernung von 5.000 km in akzeptablen Größenordnungen. Bei größeren Entfernungen können die Verluste durch höhere Spannungen weiter reduziert werden. Jedoch gibt es bei Spannungen oberhalb von ±800 kV noch einigen Forschungs- und Entwicklungsbedarf. Mit Sicherheit kann jedoch davon ausgegangen werden, dass sich in dem hier untersuchten Zeitraum von 50 Jahren elektrische Energie über Entfernungen von mehr als 10.000 km mit akzeptablen Verlusten übertragen lässt.

Vor einer Übertragung über sehr große Entfernungen sollten die räumlich näher gelegenen Potentiale zur Errichtung regenerativer Energieanlagen erschlossen sein. In Europa gibt es Stromerzeugungspotentiale bei regenerativen Energieträgern, die weit über die Nachfrage hinaus gehen. Somit könnte Deutschland einen großen Teil seiner Restnachfrage durch Import von regenerativ erzeugtem Strom klimaverträglich decken.

Bereits heute wird in einigen Ländern Europas ein Großteil des Elektrizitätsbedarfs aus Wasserkraft gedeckt. In der Schweiz beträgt der Anteil der Wasserkraft an der Elektrizitätsversorgung knapp 60 %, in Österreich über 70 % und in Norwegen sogar annähernd 100 %. Beim Import von Strom aus Österreich und aus der Schweiz gibt es somit schon heute einen Ausgleich bei der Nutzung von regenerativ erzeugtem Strom. Bereits heute könnte Norwegen große Mengen an Elektrizität aus Wasserkraft auch nach Deutschland exportieren. Hierzu ist geplant, ein 550 km langes 500 kV HGÜ-Seekabel zwischen Norwegen und Deutschland zu verlegen, das über eine Übertragungsleistung von 600 MW bis 800 MW verfügen wird [Car97]. Das sogenannte Viking Cable soll im Jahr 2003 in Betrieb genommen werden.

Bei der Windkraft gibt es in Europa ein enormes Stromerzeugungspotential, das weit über den Bedarf hinausgeht. Tabelle 6.9 zeigt die Potentiale einiger EU-Länder mit einer Übertragungsentfernung von weniger als 1.000 km. In diesen Ländern beträgt das Stromerzeugungspotential insgesamt mehr als das Fünffache des heutigen Verbrauchs. Aufgrund der zum Teil sehr hohen Windgeschwindigkeiten in diesen Ländern ist zudem zu erwarten, dass die Fluktuationen bei der Erzeugung geringer als in Deutschland ausfallen. Somit hat auch der Ausbau der Windenergie in anderen EU-Ländern eine wichtige Funktion bei einer künftigen klimaverträglichen Elektrizitätsversorgung. Ein ausgebautes europäisches Verbundnetz kann hierbei zum Ausgleich von Fluktuationen der Windenergie in den einzelnen Ländern beitragen.

Tabelle 6.9   Nettoverbrauch, Nutzung der Windenergie und Potentiale der Windenergienutzung einiger EU-Länder mit Übertragungsentfernungen von weniger als 1.000 km nach Deutschland (Daten: [VIK; Sel90; Pon95; Dan99])

¹⁾ Bezugsjahr 1995 ²⁾ Bezugsjahr 1997

Bei der Nutzung der Solarenergie gibt es in Europa die größten Potentiale. In südeuropäischen Regionen nimmt hierbei die Wirtschaftlichkeit aufgrund des größeren Angebots an Solarenergie deutlich zu. Neben der Photovoltaik können hier auch solarthermische Kraftwerke errichtet werden, mit denen sich derzeit Elektrizität kostengünstiger als mit Photovoltaik erzeugen lässt. Durch die Integration thermischer Speicher in solarthermische Kraftwerke lassen sich außerdem die Fluktuationen und der elektrische Speicherbedarf weiter verringern. Tabelle 6.10 zeigt einen Vergleich der jährlichen Globalstrahlung von Berlin mit südeuropäischen Städten. Weiterhin ist das Verhältnis der Monatsmittelwerte von Juni zu Dezember dargestellt. Dieses ist in Südeuropa relativ niedrig, das heißt es gibt hier deutlich geringere Fluktuationen bei der Nutzung der Solarenergie als in Deutschland.

Tabelle 6.10   Vergleich der Globalstrahlung von Berlin und südeuropäischen Städten (Daten: [Pal96])

Im Gegensatz zur Windkraft, Wasserkraft und Biomasse unterliegt die direkte Nutzung der Solarenergie einem standortabhängigen Tages- und Jahresgang, dem aufgrund von unterschiedlicher Bewölkung Fluktuationen überlagert sind. Durch den zuvor diskutierten Verbund über geringere Entfernungen lassen sich zwar witterungsabhängige Fluktuationen weitgehend ausgleichen, der typische Tages- und Jahresgang bei der Nutzung der Solarenergie bleibt jedoch erhalten.

Für einen Ausgleich des Tagesgangs sind weiträumige Ost-West-Verbindungen erforderlich. Um den Einfluss solcher Verbindungen zu verdeutlichen wurde der Tagesgang der Solarstrahlung für einen wolkenlosen 21. Juni an den Orten Berlin, Lissabon, Moskau und Karaganda (Kasachstan) auf einer 30° nach Süden geneigten Fläche berechnet. Die direkte Strahlung

     (6.6)

auf der geneigten Ebene lässt sich aus der Solarkonstanten E₀, einem Trübungsfaktor T_r, der Sonnenhöhe g_S und dem Neigungswinkel q_gen berechnen [Kle93] (vgl. auch Bild 4.7). Die direkte Strahlung erhöht sich noch um einen Diffusanteil der hier mit 17 % der Direktstrahlung abgeschätzt wurde (vgl. 4.2.2.5). Für den Trübungsfaktor T_r wurde ein Wert von 4,2 angenommen.

Beim Mittelwert der auf einer Achse von etwa 7.000 km verteilten Standorte ist eine Vergleichmäßigung zu erkennen (Bild 6.16). Für Deutschland würde sich der Tagesgang vor allem in den Morgenstunden ausgleichen lassen. Ausgleichseffekte in den Abendstunden sind aufgrund der geographischen Gegebenheiten nur zu erreichen, wenn bei z.B. bei solarthermischen Kraftwerken in Südwesteuropa thermische Speicher eingesetzt werden.

Bild 6.16   Idealer Verlauf der Bestrahlungsstärke auf einer um 30° nach Süden geneigten Ebene am 21. Juni für verschiedene Standorte sowie Mittelwertbildung

Der Ausgleich des Jahresgangs kann durch einen Nord-Süd-Verbund mit Afrika erreicht werden. Bild 6.17 zeigt den Verlauf der monatsmittleren Bestrahlungsstärke auf einer horizontalen Fläche für Orte in Europa und Afrika mit unterschiedlichen Breitengraden. Bei den afrikanischen Standorten ist der Verlauf über das Jahr deutlich gleichmäßiger. In Äquatornähe ergibt sich näherungsweise ein konstanter Verlauf.

Bild 6.17   Jahresgang der monatsmittleren horizontalen Bestrahlungsstärke für verschiedene Orte in Europa und Afrika

Bei einer Entfernung von etwa 6.000 km ist ein Energietransport aus dem Bereich des Äquators nach Deutschland durchaus im Rahmen des Möglichen. Vor allem im Winter ließe sich damit die Restnachfrage in Europa decken.

Im Bereich der Sahara gibt es hierfür sehr gute Einstrahlungsbedingungen. Die Schwankungen zwischen den einzelnen Tagen sind hier sehr gering, und die jährliche Bestrahlung ist mehr als doppelt so groß wie in Deutschland. Mit rund 3.000 km ist die Transportentfernung relativ gering. Dennoch ist auch in diesen Gebieten ein gewisser Jahresgang zu verzeichnen mit einem geringfügig niedrigerem Angebot im Winter.

Der Elektrizitätsbedarf im Bereich der Sahara ist jedoch relativ gering. Ein gegenseitiger Ausgleich kommt deshalb nicht in Frage. So können die Gebiete mit hoher Einstrahlung zur Deckung des Energiebedarfs in Europa beitragen. Inwieweit diese Nutzung erfolgen wird, hängt unter anderem von wirtschaftlichen Fragestellungen ab. Auch wenn die Kosten aufgrund der zu überbrückenden Seestrecke im Mittelmeer deutlich höher sind als oben bei den Freileitungen genannt, erscheint aus heutiger Sicht der Stromexport aus Nordafrika nach Mitteleuropa durchaus wirtschaftlich interessant [Sta96].

Neben der Wirtschaftlichkeit werden jedoch auch politische Rahmenbedingungen über einen Nord-Süd-Verbund entscheiden. So wird man sich in Europa nur ungern von Stromimporten aus politisch instabilen Ländern abhängig machen wollen. Werden die heutigen Probleme in den nächsten Jahrzehnten gelöst, könnte ein Nord-Süd-Verbund auch zur wirtschaftlichen Entwicklung in Afrika beitragen.

Bisher wurde nur der direkte Stromtransport nach Deutschland erörtert. Neben dem Transport über Freileitungen und Kabel kann Energie auch in Form von solar erzeugtem Wasserstoff transportiert werden. Auf diese Möglichkeit wird im folgenden Kapitel näher eingegangen.

Durch einen überregionalen Ausgleich der Fluktuationen von regenerativen Energieträgern lässt sich ein Teil der Schwankungen kompensieren. Bei einem hohen Anteil regenerativer Energien können jedoch Überschüsse nicht vollständig vermieden werden. Wie bereits zuvor erläutert, ist es aus wirtschaftlichen Überlegungen aber durchaus sinnvoll, einen Teil der Überschüsse nicht zu nutzen, um so die Leistungsaufnahme der Speicher zu reduzieren.

Der Einsatz bestehender Pumpspeicherkraftwerke hat gezeigt, dass diese einen Beitrag zur besseren Integration regenerativer Energien in die Elektrizitätsversorgung leisten können. Da jedoch Pumpspeicherkraftwerke mit großen Eingriffen in die Landschaft verbunden sind, ist ein Ausbau in Deutschland nur noch in begrenztem Maße möglich. Bei einer Elektrizitätsversorgung mit einem hohen Anteil regenerativer Energieträger wird eine Speicherkapazität von mehreren TWh erforderlich sein (vgl. 6.1.4.2). Die Speicherkapazität aller bestehenden Pumpspeicherkraftwerke von rund 0,19 TWh zeigt, dass die erforderliche Speicherkapazität nicht durch Pumpspeicherkraftwerke zu decken sein wird.

In den Alpenländern gibt es zwar größere Potentiale für den Ausbau der Pumpspeicherung, die auch von der Versorgung im süddeutschen Raum genutzt werden könnten, dennoch werden auch diese Kraftwerke nicht die erforderliche Speicherkapazität abdecken können.

Eine vielversprechende Variante zur Speicherung größerer Mengen an Energie ist die Speicherung in Form von Wasserstoff H₂ (energetische Daten s. Tabelle 6.11).

Tabelle 6.11   Wichtige energetische Daten von Wasserstoff im Normzustand (r = 0,101 Mpa, T = 273,15 K= 0 °C) (nach [Win89])

1 m_n³ = 1 Normkubikmeter, entspricht 0,09 kg

Wasserstoff lässt sich über Elektrolyseprozesse mit Hilfe elektrischer Energie erzeugen. Bei der alkalischen Elektrolyse erfolgt die Wasserspaltung an zwei Elektroden, die in ein wässriges alkalisches Elektrolyt getaucht sind (Bild 6.18).

Bild 6.18   Schema der Wasserelektrolyse mit alkalischem Elektrolyt (nach [Fac90])

Hierbei finden folgende Reaktionen statt:

Kathode:      (6.7)

Anode:      (6.8)

Heute erreicht man bei der alkalischen Elektrolyse Wirkungsgrade von bis zu 85 %. Neben der alkalischen Elektrolyse gibt es noch andere Verfahren zur Wasserstoffspaltung wie z.B. die Membranelektrolyse und die Hochtemperatur-Dampf-Elektrolyse. Hier reicht bei hohen Temperaturen oberhalb von 700 °C eine geringere elektrische Energie zum Aufrechterhalten der Reaktion. Bei einem Prototypen für einen neuartigen Druckelektrolyseur wurden Wirkungsgrade von 90 % erreicht [Fac97].

Für die Wasserstoffspeicherung stehen verschiedene Speichertypen zur Verfügung wie

·     Stationäre Großspeicher
·     Stationäre Kleinspeicher
·     Mobile Speicher für Transport- und Verteilungszwecke (z.B. Flüssigwasserstoff-Tanker)
·     Kraftstoffreservoirs (z.B. Kfz-Tanks)

Bei der zukünftigen Speicherung von Wasserstoff kann zum Teil auch auf Ressourcen zurückgegriffen werden, die heute bereits bei der Erdgasspeicherung im Einsatz sind. So ist die Speicherung von Erdgas in Salzkavernen weit verbreitet. 1993 wurden in Deutschland 11 Kavernenspeicheranlagen mit einem Gesamt-Arbeitsgasvolumen von ca. 3,3 Mrd. m_n³ bei einem Druck von 15 Mpa (150 bar) betrieben [Sch94]. Bezogen auf den unteren Heizwert von Wasserstoff umfasst deren Speicherkapazität einen Energiegehalt von rund 10 TWh. Bei der Untertagespeicherung muss mit Arbeitsgasverlusten von bis zu 3 % pro Jahr gerechnet werden [Win89]. Hinzu kommt der Energieaufwand zur Verdichtung.

Bei hohem Druck können auch in Flüssiggasspeichern große Energiemengen gespeichert werden, sodass es bei der Speicherung von Wasserstoff genügend große Kapazitäten für eine künftige regenerative Elektrizitätsversorgung gibt. Bei der Flüssiggasspeicherung gibt es jedoch größere Verluste von 0,1 % pro Tag bei Großtanks. Hinzu kommt der Energieaufwand zur Verflüssigung in der Größenordnung von 20 %.

Wasserstoff hat den Vorteil, dass er sich problemlos transportieren lässt. Der Transport kann über Pipelines ähnlich wie beim Erdgastransport oder durch Flüssiggastanker über die Straße, die Schiene oder per Schiff erfolgen. Neben den Transportverlusten ist auch noch der Bedarf an Transportenergie zu berücksichtigen. Dieser ist bei modernen Rohrfernleitungen jedoch sehr gering und beträgt bei einer Leitungslänge von 6.000 km lediglich 5 % [Rec94].

Die Gewinnung elektrischer Energie aus Wasserstoff ist mit Gasturbinenkraftwerken oder Brennstoffzellen möglich. Der Nutzung von Wasserstoff in Gasturbinen- oder Gas- und Dampfturbinenkraftwerken erfolgt ähnlich wie die von Erdgas. Diese Kraftwerke können auch mit Kraft-Wärme-Kopplung betrieben werden.

Eine vielversprechende Option für die Wasserstoffnutzung sind Brennstoffzellen. In einer Brennstoffzelle mit saurem Elektrolyten entsteht aus Wasserstoffgas H₂ und Sauerstoffgas O₂ wieder Wasser H₂O (Bild 6.19). Bei dieser Reaktion wird elektrische Energie frei. An der Anode werden aus dem Wasserstoffgas Elektronen freigesetzt. Die Wasserstoffionen H⁺ diffundieren durch einen Elektrolyt zur Kathode, wo sie sich mit Sauerstoffionen und den über einen äußeren elektrischen Kreis eintreffenden Elektronen zu Wassermolekülen verbinden.

Bild 6.19   Schema der Brennstoffzelle mit saurem Elektrolyten

Die entsprechenden Reaktionsgleichungen lauten:

Kathode:      (6.9)

Anode:      (6.10)

Der ideale Wirkungsgrad einer Brennstoffzelle (BZ) beträgt 94,5 % [Fac92]. Derzeit werden elektrische Wirkungsgrade zwischen 60 % und 70 % erreicht. Bei Brennstoffzellen unterscheidet man zwischen Niedertemperatur sowie Mittel- und Hochtemperatur-BZ. Bei Mittel- und Hochtemperatur-BZ wie PAFC (Phosphorsaure BZ), MCFC (Schmelzkarbonat -BZ) und SOFC (Festkeramische BZ) ist neben der Nutzung der elektrischen Energie auch noch eine Auskopplung von Wärme möglich. Dadurch erhöht sich der Gesamtwirkungsgrad. Außerdem lassen sich diese Brennstoffzellen auch mit Erdgas betreiben [Dre93].

Der Gesamtwirkungsgrad h_ges der Wasserstoffspeicherung ergibt sich aus dem elektrischen Wirkungsgrad h_el und dem thermischen Wirkungsgrad h_th:

     (6.11)

Der elektrische Wirkungsgrad

     (6.12)

berechnet sich aus dem Wirkungsgrad der Elektrolyse h_Ely, den Transportverlusten f_Tr, den Speicherverlusten f_SP sowie dem elektrischen Wirkungsgrad der Brennstoffzelle h_BZ,el. Der elektrische Wirkungsgrad h_el lässt sich für künftige Systeme mit etwa 50 % abschätzen. Bei einem thermischen Wirkungsgrad h_th von 20 % ergibt sich dann ein Gesamtwirkungsgrad h_ges von 70 %.

Der relativ geringe elektrische Wirkungsgrad verdeutlicht, dass die direkte Nutzung von elektrischer Energie auch bei einem Transport über größere Entfernungen der Wasserstoffspeicherung vorzuziehen sein wird.

Neben der Speicherung in der Elektrizitätswirtschaft lässt sich Wasserstoff auch zum Antrieb von Maschinen und Kraftfahrzeugen sowie zur Wärmeerzeugung einsetzten. Auch in diesen Bereichen stellt regenerativ erzeugter Wasserstoff eine sinnvolle Alternative zu fossilen Brennstoffen dar. Denkbar ist, dass langfristig Wasserstoff in großen Mengen in Gebieten mit einem hohen Angebot regenerativer Energieträger, wie zum Beispiel durch die Nutzung von Solarenergie in der Sahara, erzeugt wird. Die Verteilung und Nutzung erfolgt dann in einer weltweiten Wasserstoffwirtschaft, ähnlich wie heute bei Erdgas. Hiervon wird dann auch die Elektrizitätswirtschaft profitieren. Da es jedoch noch einen gewissen technischen Entwicklungsbedarf gibt und heute auch noch wirtschaftliche Aspekte gegen eine Wasserstoffwirtschaft sprechen, wird sich deren Entwicklung über einen längeren Zeitraum von etwa 50 Jahren vollziehen.

Neben der Speicherung mittels Pumpspeicherkraftwerken und in Form von Wasserstoff gibt es noch andere Speichermöglichkeiten für elektrische Energie wie

·      elektrochemische Batteriespeicher und Kondensatorspeicher
·      Schwungradspeicher
·      supraleitende magnetische Energiespeicher (SMES)
·      Druckluftspeicher
·      thermische Speicher in solarthermischen Kraftwerken

Sämtliche Speicher eignen sich jedoch weniger zur Speicherung großer Energiemengen. Zwar können einige dieser Speicher auch in einer Elektrizitätsversorgung mit einem hohen Anteil regenerativer Energieträger eingesetzt werden, ihr Aufgabengebiet wird aber vor allem im Ausgleich von Fluktuationen im Kurzzeitbereich liegen.

Auch wenn im Laufe des 21. Jahrhunderts die Elektrizitätswirtschaft vollständig auf die Nutzung regenerativer Energieträger umgestellt wird, kann man auf konventionelle Kraftwerke in der Übergangszeit nicht verzichten. Da sich jedoch die Struktur der Elektrizitätsversorgung vollständig ändert, ist bei einen Neubau von Kraftwerken darauf zu achten, dass sich diese in die veränderten Strukturen einfügen.

In diesem Kapitel wurde gezeigt, dass sich die Volllaststunden der Restnachfrage, die zumindest zum Teil durch konventionelle Kraftwerke zu decken ist, deutlich verringern. Im Jahr 2020 gibt es zwar noch einen großen Anteil der Restnachfrage mit mehr als 6.000 Volllaststunden. Dennoch wird sich das Tagesprofil durch ein Einfluss regenerativer Energien bereits im Jahr 2020 geändert haben. Dadurch wird es zu einem häufigeren Teillastbetrieb oder gar Ein- und Ausschalten auch von Grundlastkraftwerken mit einer großen Zahl an Volllaststunden kommen. Da jedoch gerade Braunkohle‑ und Kernkraftwerke sehr lange Anfahrzeiten haben, ist ein Neubau dieser Kraftwerke in Frage zu stellen.

Langfristig gesehen wird der Anteil mit einer hohen Zahl an Volllaststunden deutlich abnehmen und ein Großteil der Leistung im Mittellastbereich bis zu 6.000 Volllaststunden anfallen. Die Grundlast mit mehr als 6.000 Volllaststunden geht bei der regenerativen Erzeugung im Jahr 2050 fast auf Null zurück (vgl. Bild 6.10). Auch aus diesem Grund ist es sinnvoll, für bestehende Kernkraft- und Braunkohlekraftwerke eine Restlaufzeit zu vereinbaren, nach der sie außer Betrieb genommen werden.

Die sinnvollste Kraftwerksvariante stellen aus heutiger Sicht GuD-Erdgaskraftwerke mit einem hohen Wirkungsgrad oder Blockheizkraftwerke auf der Basis von Erdgas oder festen Brennstoffen dar. Beim Neubau dieser Kraftwerke sollte darauf geachtet werden, dass sich diese auch in Mischfeuerung von konventionellen Energieträgern und Biomasse sowie mit Wasserstoff betreiben lassen. Die Volllaststundenzahl der in den bisherigen Untersuchungen eingesetzten Biomasse-BHKW
ließe sich dadurch erhöhen. Somit lassen sich bei einer vorausschauenden Planungsweise auch erheblich Kosten bei der Umgestaltung der Elektrizitätswirtschaft einsparen.