Es ist weitgehend unumstritten, dass die erneuerbaren Energien im Laufe des 21. Jahrhunderts große Marktanteile erlangen werden. Einer Studie der Shell AG zufolge, können die erneuerbaren Energien bis Mitte des 21. Jahrhunderts rund 50 % des Weltenergiebedarfs decken. Die Entwicklung der Anteile der einzelnen Energieträger am Weltprimärenergieverbrauch ist in Bild 7.1 dargestellt.

Bild 7.1  Entwicklung des Weltprimärenergieverbrauchs in der Studie „nachhaltiges Wachstum“ der Shell AG [Vah98]

Bei dem von Shell entwickelten Szenario wird von einer Verdopplung der Weltbevölkerung bis zum Jahr 2060 und einem Wirtschaftswachstum von 3 % pro Jahr ausgegangen. Ein Hauptgrund für den Rückgang der Anteile der fossilen Energieträger nach dem Jahr 2020 ist die allmähliche Erschöpfung der Vorkommen (vgl. Kapitel 2.2.1.3). So werden bei diesem Szenario bis 2050 die heute bekannten Vorkommen von Erdöl und Erdgas weitgehend ausgebeutet sein. Äußerst problematisch ist hierbei die Entwicklung der CO₂-Emissionen. Sie werden bis zum Jahr 2020 um etwa 50 % ansteigen.

Bereits heute lässt die Häufung von Naturkatastrophen mögliche Auswirkungen von Klimaveränderungen erahnen. Seit den 60er Jahren hat sich die Zahl der großen Naturkatastrophen verdreifacht. Im Jahr 1998 wurden mit 50.000 Todesopfern und Schäden von über 90 Mrd. US$ aufgrund von Naturkatastrophen - hauptsächlich Stürme und Überschwemmungen - bisher die zweithöchsten Werte verzeichnet. Nur 1995 traten wegen des Erdbebens in Kobe noch größere Schäden auf. Ein Hauptgrund für die steigenden Schäden ist nach Angaben der Münchner Rück die Verschlechterung natürlicher Umweltbedingungen [Mün98].

Um die negativen Folgen des Treibhauseffekts in Grenzen zu halten, müssen vor allem die Industrienationen ihre energiebedingten Emissionen von Treibhausgasen und damit den Verbrauch fossiler Energieträger wie Kohle, Erdöl aber auch Erdgas einschränken. Für Deutschland sollte eine Reduktion der CO₂-Emissionen von 50 % bis zum Jahr 2020 bezogen auf Anfang der 90er Jahre und von 80 % bis zum Jahr 2050 erreicht werden (vgl. Kapitel 2.2.1.1). Mit einem Anteil von 38 % an den CO₂-Emissionen tragen die Kraft- und Fernheizkraftwerke in Deutschland erheblich zum Treibhauseffekt bei. Darum wurde hier unterstellt, dass die Reduktionsziele auch auf die Elektrizitätswirtschaft in Deutschland zu übertragen sind. Der mögliche Anteil der Kernenergie an der Weltenergieversorgung ist verhältnismäßig gering (vgl. Bild 7.1 und Kapitel 2.2.2.1). Aufgrund der zahlreichen Risiken (vgl. Kapitel 2.2.2.2) sollte auf die Kernenergienutzung verzichtet werden, sofern sich trotzdem die Reduktionsziele für die Klimagase einhalten lassen. Wegen ihrer schlechten Regelbarkeit eignen sich Kernkraftwerke nur sehr bedingt für den Einsatz in einer Elektrizitätswirtschaft mit einem hohen Anteil regenerativer Energien.

In den Untersuchungen der Kapitel 3 bis 6 wurde deshalb ein Konzept für eine mögliche klimaverträgliche Elektrizitätsversorgung in Deutschland entwickelt, das die Reduktionsziele auch ohne Nutzung der Kernenergie einhalten kann.

Bei einer künftigen klimaverträglichen Elektrizitätsversorgung in Deutschland werden vor allem die Wasserkraft, die Windkraft, die Photovoltaik und die Nutzung der Biomasse von Bedeutung sein. Derzeit ist der Anteil der regenerativen Energien von etwa 5 % an der Elektrizitätsversorgung in Deutschland noch relativ gering. Dieser Anteil lässt sich jedoch in den nächsten 50 Jahren je nach Verbrauchsentwicklung auf deutlich über 50 % steigern.

Während heute bei den regenerativen Energien die Wasserkraft dominiert, werden sich die Anteile in Zukunft hin zur Windkraft und Photovoltaik verschieben (Bild 7.2). In Kapitel 3 wurden die Stromerzeugungspotentiale der erneuerbaren Energien in Deutschland unter strengen ökologischen Restriktionen ermittelt. Danach entfallen auf die Wasserkraft 25 TWh/a, die Windkraft 164 TWh/a, die Photovoltaik 175 TWh/a und die Biomassenutzung 50 TWh/a. Da sich die Produktionskapazitäten für regenerative Energieanlagen nur begrenzt erweitern lassen, können die Potentiale erst bis zum Jahr 2050 vollständig erschlossen werden. Hierbei erfolgt der Hauptausbau bei den einzelnen Energieträgern zu unterschiedlichen Zeiträumen. Während dieser bei der Windkraft schon begonnen hat, müssen bei der Photovoltaik erst noch Produktionskapazitäten geschaffen werden.

Trotz der großen Potentiale lassen sich deshalb bis zum Jahr 2020 bei der Photovoltaik lediglich Anlagen mit einem Stromerzeugungspotential von 15,5 TWh/a und bei der Windkraft von 54 TWh/a errichten. Die Wasserkraft kann im gleichen Jahr auf 20,5 TWh/a und die Biomassenutzung auf 25 TWh/a ausgebaut werden (vgl. Kapitel 3.2.5).

Bild 7.2  Anteil der verschiedenen regenerativen Energieträger an der regenerativen Erzeugung

Beim Ausbau der Produktionskapazitäten der Photovoltaik wurde ein jährliches Wachstum von 30 % unterstellt. Damit liegt es etwas über den Annahmen der Shell AG von 22 % pro Jahr [Vah98].

Bei Nutzung großer landwirtschaftlicher Freiflächen könnte die Photovoltaik deutlich mehr als den gesamten Elektrizitätsbedarf decken. Um eine hohe Flächenversiegelung zu vermeiden, wurde angenommen, dass Photovoltaikanlagen überwiegend im Gebäudebereich errichtet werden (Bild 7.3, vgl. auch Kapitel 3.2.3.1).

Bei der Windenergie sind keine so großen Steigerungen der Produktionskapazität notwendig wie bei der Photovoltaik, da bereits größere Produktionskapazitäten bestehen. Im Jahr 1999 wurden in Deutschland über 1.500 MW installiert. Die jährlich installierte Leistung müsste für eine Erschließung der für 2050 ermittelten Potentiale langfristig auf etwa das Dreifache gesteigert werden. Während im Küstenland bereits ein Großteil der Potentiale erschlossen ist, gibt es in anderen Gebieten noch große unerschlossene Potentiale, wobei die Ausbeute der Anlagen je nach Region sehr unterschiedlich ausfällt. Die größten Stromerzeugungspotentiale gibt es im Offshore-Bereich. Bild 7.4 zeigt die Potentiale für fünf unterschiedliche Windklassen (vgl. Kapitel 4.3.2.2).

Bild 7.3  Installierbare Leistung von Photovoltaikanlagen in Deutschland unter Berücksichtigung strenger Restriktionen bei einem mittleren Systemwirkungsgrad von 13,5 %

Bild 7.4  Installierbare Leistung und Stromerzeugungspotentiale der Windkraft in Deutschland

Bei der Wasserkraft gibt es in Deutschland nur noch verhältnismäßig geringe Ausbaumöglichkeiten.

Bei der Biomassenutzung wird angenommen, dass hauptsächlich Blockheizkraftwerke (BHKW) mit Kraft-Wärme-Kopplung errichtet werden. Die eine Hälfte der Biomasse soll in wärmegeführten BHKW mit 4.000 Volllaststunden pro Jahr, die andere in nachfragegeführten BHKW mit 2.000 Volllaststunden pro Jahr zur Stromerzeugung verwendet werden.

Neben einem möglichen Ausbau der regenerativen Elektrizitätserzeugung ist auch die Entwicklung der Nachfrage von Bedeutung. Im Rahmen dieser Arbeit wurden zwei verschiedene Szenarien für die Verbrauchsentwicklung im Jahr 2020 aufgestellt, die als Trendszenario und Energiesparszenario bezeichnet sind.

Während sich das Trendszenario aus der Fortschreibung der derzeitigen Entwicklung ergibt, müssen für das Energiesparszenario die vorhandenen Einsparpotentiale weitgehend ausgeschöpft werden. Eine Prognose der Verbrauchsentwicklung wurde nur bis zum Jahr 2020 als sinnvoll erachtet. Werte für das Jahr 2050 lassen sich zwar ermitteln, indem die Entwicklung zwischen den Jahren 1996 und 2020 fortgeschrieben wird. Aufgrund sehr vieler Unsicherheitsfaktoren wurde jedoch auf detaillierte Angaben zum Verbrauch im Jahr 2050 verzichtet.

Bild 7.5 zeigt den um die Übertragungsverluste erweiterten Nettoverbrauch zwischen den Jahren 1950 und 2050, wobei ab dem Referenzwert im Jahr 1996 zwischen dem Trendszenario und dem Energiesparszenario unterschieden wird. Dem Verbrauch ist die regenerative Erzeugung für die zuvor beschriebenen Ausbaustufen gegenübergestellt. Im Jahr 2020 kann die regenerative Erzeugung je nach Verbrauchsentwicklung zwischen 18,7 % und 27,5 % des Verbrauchs decken. Im Jahr 2050 liegt der mögliche Anteil der regenerativen Energien zwischen 57 % und 100 %.

Bild 7.5  Entwicklung der regenerativen Erzeugung und des Elektrizitätsverbrauchs in Deutschland

Für das Trendszenario und das Energiesparszenario wurde auf Basis heutiger Lastgänge die stündliche Leistungsnachfrage für ein Jahr bestimmt. Weiterhin wurde die Leistungsabgabe des Kraftwerksparks der regenerativen Erzeugung mit den Ausbaustufen für die Jahre 2020 und 2050 durch eine umfangreiche Simulation mit stündlichen Messwerten der solaren Globalstrahlung an 42 Standorten, der Windgeschwindigkeit an 24 Standorten sowie der Wasserstände und Abflüsse an 18 Standorten berechnet. Die Biomasse wurde in der Simulation zu 50 % in wärmegeführten BHKW und zu 50 % in nachfragegeführten BHKW eingesetzt.

Durch eine Gegenüberstellung der stündlichen Leistungsabgabe des regenerativen Kraftwerksparks und der stündlichen Leistungsnachfrage lässt sich die verbleibende Restnachfrage sowie der benötigte Speicherbedarf bestimmen. Außerdem können Aussagen über den künftigen Einsatz konventioneller Kraftwerke gemacht werden.

Bei der regenerativen Erzeugung im Jahr 2020 übersteigt trotz des bereits relativ hohen regenerativen Anteils von bis zu 27,5 % sowohl beim Trendszenario als auch beim Energiesparszenario die Leistungsabgabe der regenerativen Kraftwerke zu keinem Zeitpunkt die Leistungsaufnahme der Verbraucher. Es kommt also zu keinen Überschüssen und ein zusätzlicher Speicherbedarf entsteht bis zum Jahr 2020 nicht. Zur besseren Ausnutzung des Leistungsangebots regenerativer Kraftwerke und zur Vergleichmäßigung der nicht durch die regenerativen Kraftwerke gedeckten Restnachfrage werden unter anderem folgende Maßnahmen vorgeschlagen:

·   Lastverlagerung (Anpassung der Nachfrage an das regenerative Angebot)
·   Optimierter Einsatz von Pumpspeicherkraftwerken
·   Einsatz von 50 % der Biomasse in nachfragegeführten Biomasse-BHKW

Ein wichtiges Kriterium, das die Substitutionsmöglichkeiten von bestehenden Kraftwerken durch regenerative Kraftwerke beschreibt, ist die Höhe der durch die regenerativen Kraftwerke nicht gedeckten Restnachfrage, also die Jahreshöchstlast der Restnachfrage. Nach Umsetzung obiger Maßnahmen kann die maximale Leistung der Restnachfrage im Jahr 2020 beim Trendszenario um 20 % und beim Energiesparszenario um 28,7 % reduziert werden. Somit lässt sich bei dem hier unterstellten Anteil der regenerativen Erzeugung von bis zu 30 % eine Reduzierung der Leistung der konventionellen Kraftwerke in etwa dem gleichen Umfang erreichen.

Entgegen weit verbreiteter Meinungen kann damit etwa ein Drittel der konventionellen Kraftwerke direkt durch regenerative Kraftwerke substituiert werden, ohne hierbei zusätzliche Speicher einzusetzen. Vor allem die Nutzung der Biomasse sorgt hierbei für eine Vergleichmäßigung der Leistungsabgabe der regenerativen Kraftwerke untereinander. Bild 7.6 zeigt Simulationsergebnisse auf Basis realer Klimadaten für den Verlauf der regenerativen Erzeugung beim Energiesparszenario für 7 Tage in der zweiten Dezemberhälfte. Hierbei wurde eine Woche mit einem sehr stark schwankendem Angebot der regenerativen Erzeugung gewählt. Weiterhin ist der zeitliche Verlauf des Verbrauchs dargestellt, der sich nach Umsetzung der beschriebenen Maßnahmen ergibt. In diesem Verbrauch sind Übertragungsverluste und Pumparbeit enthalten. Auf der Erzeugerseite werden Pumpspeicher- und Biomassekraftwerke so eingesetzt, dass die Leistung der nicht gedeckten Restnachfrage weitgehend konstant bleibt.

Mit der Zunahme des Anteils der regenerativen Energien verschiebt sich jedoch der Grundlastanteil geringfügig zur Mittellast. Eine weitere Errichtung von schwer regelbaren Grundlastkraftwerken (Kernkraft- oder Braunkohlekraftwerke) ist deshalb nicht zu empfehlen.

Bild 7.6  Zeitabhängige Leistungsabgabe der regenerativen Kraftwerke und der Pumpspeicherkraftwerke über 7 Tage in der zweiten Dezemberhälfte im Jahr 2020 sowie Nettoverbrauch beim Energiesparszenario incl. Übertragungsverluste und Pumparbeit

Für das Jahr 2050 lassen sich - wie zuvor erläutert - keine aussagefähigen Leistungsganglinien des Verbrauchs erstellen. Um den Einfluss eines höheren Anteils an regenerativen Energien zur Bedarfsdeckung dennoch untersuchen zu können, wurde der regenerativen Erzeugung im Jahr 2050 der Verbrauch des Trendszenarios und des Energiesparszenarios für das Jahr 2020 gegenübergestellt. Beide Szenarien des Jahres 2020 liegen jedoch auch im Rahmen der möglichen Entwicklung für das Jahr 2050 (vgl. Bild 7.5). Für das Trendszenario ergibt sich hierbei ein regenerativer Anteil von 66,7 % und für das Energiesparszenario von 98,6 %.

Der relative Rückgang der maximalen Leistung der nicht durch die regenerativen Kraftwerke gedeckten Restnachfrage entspricht hierbei nicht mehr dem Anteil der regenerativen Energien an der Elektrizitätsversorgung. Durch verschiedene computergestützte Berechnungen wurde bestimmt, wie sich die maximale Leistung der Restnachfrage durch die zuvor vorgeschlagenen Maßnahmen reduzieren lässt. Während durch die regenerativen Kraftwerke allein nur eine geringe Reduktion möglich ist, sinkt die maximale Leistung der Restnachfrage nach Durchführung aller Maßnahmen um 40,6 % bis 51,8 % (Bild 7.7).

Bild 7.7  Reduktion der maximalen Leistung der Restnachfrage durch verschiedene Maßnahmen bei der regenerativen Erzeugung im Jahr 2050 und dem Energiesparszenario bzw. Trendszenario

Im Gegensatz zu den Ergebnissen bei der regenerativen Erzeugung im Jahr 2020 übersteigt die Leistungsabgabe der regenerativen Kraftwerke zeitweise deutlich den Leistungsbedarf der Verbraucher, das heißt es entstehen zum Teil erhebliche Überschüsse.

Nach erfolgreicher Durchführung aller Maßnahmen steht beim Trendszenario der Restnachfrage mit einer maximalen Leistung von 55,8 GW bzw. einer Energiemenge von 227,2 TWh eine maximale Leistung bzw. Energie von Überschüssen aus der regenerativen Erzeugung von 83,2 GW bzw. 20,5 TWh gegenüber. Die Leistung der Überschüsse ist relativ hoch, wogegen die Energiemenge lediglich 5 % der regenerativen Erzeugung ausmacht. Aus wirtschaftlichen Gründen ist es sinnvoll, einen Teil der Energie der Überschüsse nicht zu nutzen. Hierdurch reduziert sich die erforderliche Speicherleistung sehr stark, und Speicher sind dann nur noch in einem sehr geringem Umfang notwendig. Bei einem großräumigen Elektrizitätsverbund (vgl. 6.2.1) kann auch bei einem Anteil der regenerativen Energie von rund zwei Dritteln auf zusätzliche Speicher weitgehend verzichtet werden. Die Zahl der Volllaststunden der nicht durch die regenerativen Kraftwerke gedeckten Restnachfrage beträgt im Mittel rund 4.000 h/a und kann nicht mehr durch herkömmliche Grundlastkraftwerke gedeckt werden.

Beim Energiesparszenario nimmt nach Durchführung aller Maßnahmen die maximale Leistung und Energie der Restnachfrage auf 31,5 GW bzw. 80,6 TWh/a ab. Die Leistung der Überschüsse steigt hingegen auf 110 GW und die Energiemenge der Überschüsse auf 73,2 TWh. Das entspricht 17,8 % der regenerativen Erzeugung. Da sich die verschiedenen regenerativen Energien nahezu optimal ergänzen (vgl. Bild 6.14), sind fast keine saisonalen Speicher erforderlich. Deshalb ist nur eine Energiespeicherkapazität im Umfang von rund 13 TWh notwendig, das entspricht etwa 3 % der regenerativen Erzeugung.

Bild 7.8 zeigt die Simulationsergebnisse der regenerativen Erzeugung und des Verbrauchs im Jahr 2050 für die gleiche Woche im Winter wie zuvor bei der regenerativen Erzeugung im Jahr 2020 (Bild 7.6). Durch einen optimierten Einsatz der Biomasse-BHKW lässt sich die durch die regenerative Erzeugung nicht gedeckte Restnachfrage wesentlich verringern. Weiterhin lässt sich durch Lastverlagerungen von der Nacht in den Tag eine bessere Anpassung der Nachfrage an die regenerative Erzeugung erreichen. Aus diesem Grund unterscheiden sich auch die Lastgänge des Verbrauchs in Bild 7.6 und Bild 7.8 erheblich.

Bild 7.8  Zeitabhängige Leistungsabgabe der regenerativen Kraftwerke und der Pumpspeicherkraftwerke über 7 Tage in der zweiten Dezemberhälfte im Jahr 2050 sowie Nettoverbrauch beim Energiesparszenario incl. Übertragungsverluste und Pumparbeit

Bei dem für das Jahr 2050 unterstellten sehr hohen Anteil der regenerativen Erzeugung sinkt der Grundlastanteil nahezu auf Null ab. Für die Deckung der Restnachfrage durch konventionelle Kraftwerke ist der Einsatz herkömmlicher Grundlastkraftwerke auf der Basis von Kohle oder Kernenergie nicht mehr sinnvoll. Aus diesem Grund ist der Ausstieg aus der Kernenergienutzung auch unter technischen Gesichtspunkten zu vertreten.

In Kapitel 2.2.3 wurden die spezifischen CO₂-Emissionen der verbleibenden konventionellen Kraftwerke berechnet, mit denen sich die Klimaschutzziele erreichen lassen. Für das Jahr 2020 ergeben sich für das Energiesparszenario „erlaubte“ spezifische Emissionen von 0,54 kg CO₂/kWh_el. Beim Trendszenario betragen sie sogar nur 0,32 kg CO₂/kWh_el. Diese sehr geringen Emissionen lassen sich nur bei einem konventionellen Kraftwerkspark mit einem hohen Anteil an GuD-Kraftwerken auf der Basis von Erdgas, Brennstoffzellen sowie Kraftwerken mit Kraft-Wärme-Kopplung erreichen. Bei Planung und Neubau von konventionellen Kraftwerken sollten nur noch Kraftwerke mit spezifischen Emissionen von deutlich weniger als 0,5 kg CO₂/kWh_el berücksichtigt werden. Neue Braunkohlekraftwerke und Steinkohlekraftwerke ohne Kraft-Wärme-Kopplung sind in Zukunft nicht mehr empfehlenswert.

Bild 7.9  Monatsmittlere Leistungsabgabe der regenerativen Erzeugung im Jahr 2050 bei Ersatz von 60 % der Photovoltaikpotentiale in Deutschland durch solarthermischen Stromimport aus Südeuropa und Nordafrika (vgl. auch Bild 6.14)

Eine große Bedeutung wird in Zukunft auch einem erweiterten Elektrizitätsverbund zukommen (vgl. Kapitel 6.2.1). Durch den Import von Strom aus regenerativen Energieträgern lässt sich die CO₂‑Bilanz in Deutschland weiter verbessern. Bei einem hohen Anteil an regenerativen Kraftwerken können durch einen großräumigen Elektrizitätsverbund auch Fluktuationen und der entstehende Speicherbedarf erheblich reduziert werden. Hierzu wäre jedoch ein Ausbau der Leitungsnetze mit hohen Übertragungsspannungen notwendig. Bild 7.9 zeigt, dass es auch sinnvoll sein kann, auf eine vollständige Erschließung der regenerativen Potentiale in Deutschland zu verzichten. Ersetzt man z.B. 60 % der Erzeugung aus Photovoltaik im Jahr 2050 durch Importstrom aus solarthermischen Kraftwerken in Südeuropa und Nordafrika, ergibt sich eine weitere Vergleichmäßigung der Leistungsabgabe des regenerativen Kraftwerksparks.

Ein Einhalten der Klimaschutzziele lässt sich in Deutschland langfristig nur durch die Nutzung regenerativer Energien erreichen. Dies führt zwangsläufig zu einer grundlegenden Umgestaltung der Elektrizitätsversorgung in Deutschland, deren mögliche Auswirkungen hier näher erläutert werden sollen.

Ein Hauptargument, das oftmals gegen einen forcierten Ausbau der Nutzung regenerativer Energieträger vorgebracht wird, ist der hohe Flächenbedarf. Bild 7.10 zeigt den Flächenbedarf für Photovoltaik und Windkraft bei Ausnutzung der Standortpotentiale, die gemäß den Untersuchungen bis zum Jahr 2050 erschlossen werden müssten.

Bild 7.10  Flächenbedarf der Photovoltaik und Windkraft in Deutschland bei Ausnutzung der Standortpotentiale bis zum Jahr 2050

Im Vergleich zur heutigen Siedlungs- und Verkehrsfläche ist der Flächenbedarf für die erforderlichen regenerativen Energieanlagen verhältnismäßig gering. Dennoch werden auch regenerative Energieanlagen - vor allem Windkraftanlagen - zu einer Veränderung im Landschaftsbild führen. Bei einer Nutzung der Standortpotentiale müssten in Deutschland bis zum Jahr 2050 rund 28.000 Windkraftanlagen installiert werden. Angesichts der heutigen Zahl von 190.000 Hoch- und Höchstspannungsmasten und weit über 1 Millionen Masten insgesamt sind die Veränderungen jedoch vertretbar.

Die Neuerrichtung einer großen Zahl regenerativer Energieanlagen ist mit erheblichen Kosten verbunden. Diese lassen sich nur in einer groben Schätzung angeben. Die genannten Kosten beziehen sich dabei immer auf Preise von 1998. Für eine genaue Analyse der finanziellen Auswirkungen wäre eine umfangreiche Untersuchung notwendig.

Unterstellt man bei der Windkraft eine durchschnittliche Anlagenlebensdauer von 20 Jahren, muss die Produktionskapazität bis zum Jahr 2050 ohne den Export von Anlagen von 1,5 GW/a im Jahr 1999 auf etwa 4 GW/a ansteigen. Derzeit betragen die spezifischen Kosten für die Errichtung von Windkraftanlagen etwas über 1.000 €/kW. Wie in der Vergangenheit werden in Zukunft die Kosten für die Errichtung von Windkraftanlagen an Land sinken. Bei Offshore-Anlagen entstehen wegen der aufwendigeren Gründung und des Netzanschlusses höhere Kosten, sodass im Mittel auch in Zukunft mit spezifischen Kosten von etwa 1.000 €/kW zu rechnen ist. Somit steigt der jährliche Kapitalbedarf bis zum Jahr 2050 für die Errichtung von Windkraftanlagen in Deutschland auf etwa 4 Mrd. €. Für Offshore-Windkraftanlagen kann dabei mit Stromgestehungskosten von weniger als 0,04 €/kWh gerechnet werden [Mor97]. Bei allen im Jahr 2050 errichteten Windkraftanlagen sind damit durchschnittliche Stromgestehungskosten von etwa 0,05 €/kWh zu erwarten (Zinssatz 5 %, Laufzeit 20 Jahre, Betriebskostenanteil 2,5 %). Diese liegen unter den Kosten der deutschen Kohlekraftwerke bei Verwendung heimischer Kohle.

Bei der Photovoltaik muss derzeit mit spezifischen Investitionskosten von 7.500 €/kW gerechnet werden. Für den unterstellten Ausbau der Photovoltaik im Jahr 2050 müsste die in Deutschland jährlich installierte Leistung von 0,01 GW_p im Jahr 1998 auf etwa 9 GW_p um fast das Tausendfache steigen. Hierdurch ist sicher eine erhebliche Reduktion der spezifischen Kosten möglich. Die Shell AG gibt dafür bis zum Jahr 2010 eine geschätzte jährliche Reduktion von 6 % an [Vah98]. Wird diese Kostenreduktion bis zum Jahr 2020 fortgeschrieben, ergibt sich eine Reduktion der spezifischen Investitionskosten auf etwa 1.500 €/kW. Zuverlässige Schätzungen über die Kostenentwicklung für den Zeitraum zwischen den Jahren 2020 und 2050 können nicht gemacht werden. Geht man von spezifischen Investitionskosten von 1.500 €/kW bei einer Installation von 9 GW_p aus, wären damit jährliche Investitionen von 13,5 Mrd. € notwendig. Angesichts der Umsätze der deutschen Elektrizitätswirtschaft im Jahr 1996 von 81,7 Mrd. € und des Kohlebergbaus von 7,6 Mrd. € sowie Neuinvestitionen der öffentlichen Stromversorger von rund 7 Mrd. € wären Beträge dieser Größenordnung durchaus zu finanzieren.

Durch die Kostenreduktion und technische Verbesserungen sinken bei diesen Annahmen die durchschnittlichen Stromgestehungskosten der Photovoltaik in Deutschland von derzeit 0,75 €/kWh auf etwa 0,14 €/kWh (Diskontsatz 5 %, Laufzeit 30 Jahre, Betriebskostenanteil 1 %). Werden Photovoltaikanlagen in Neubauten oder bei Gebäudemodernisierungen integriert, lassen sich beim Material weitere Kosten einsparen. Beim Stromimport von Photovoltaikanlagen oder solarthermischen Kraftwerken im Mittelmeerraum ist eine weitere Reduktion der Kosten um bis zu 50 % zu erzielen.

Die Biomassenutzung erfolgt in Kraftwerken ähnlich der Nutzung fossiler Energieträger. Derzeit sind die Kosten für Biomassebrennstoffe jedoch noch höher als die fossiler Energieträger. Die Angaben für mögliche Brennstoffkosten reichen bei der Biomasse von 0,02 €/kWh bis 0,05 €/kWh [Kal93], während die heutigen Erdgaspreise im Kraftwerksbereich deutlich unter 0,02 €/kWh liegen. Bei der Biomassemitverbrennung in modernisierten Heizkraftwerken und der Verwendung von kostengünstigen Biomassereststoffen lassen sich sehr geringe Stromgestehungskosten von weniger als 0,05 €/kWh erreichen [Ott97].

Bei der Wasserkraft ist mit Stromgestehungskosten - je nach Anlagenleistung - zwischen 0,03 €/kWh und 0,2 €/kWh zu rechnen. Für Neuanlagen im Leistungsbereich unter einem MW betragen die spezifischen Gesamtinvestitionen rund 5.000 €/kW bis 8.000 €/kW [Kal95]. Bei der Modernisierung bestehender Anlagen sind auch weitaus niedrigere Kosten möglich.

Insgesamt ist somit für den regenerativen Kraftwerkspark im Jahr 2050 mit Stromgestehungskosten von rund 0,1 €/kWh zu rechnen. Auch der Ausbau der Netze und der Aufbau von Speicherkapazitäten ist mit Kosten verbunden. Durch die Substitution von Kohlekraftwerken durch kostengünstigere GuD-Erdgas-Kraftwerke kann jedoch ein Teil der Kosten wieder aufgefangen werden. Dennoch werden die Endkundenpreise ansteigen. Auf der anderen Seite sinkt durch Effizienzverbesserungen der spezifische Elektrizitätsbedarf, sodass sich der Anteil der Kosten für elektrische Energie am Umsatz bzw. Einkommen nur unwesentlich verändern wird.

Durch den Ausbau der regenerativen Energien gibt es jedoch auch deutliche Kostenentlastungen. So betrugen Mitte der 90er Jahre die jährlichen Subventionen für die deutsche Steinkohle rund 5 Mrd. €. Für die Entwicklung der Kernenergie wurden bisher mehr als 20 Mrd. € aufgewendet, und die Schäden bei einem theoretisch nicht auszuschließenden GAU in einem Kernkraftwerk sprengen jeden Kostenrahmen. Auch sind in den heutigen Elektrizitätspreisen externe Folgekosten nicht enthalten. In Tabelle 7.1 sind Ergebnisse einer aktuellen Studie über externe Kosten der Elektrizitätsversorgung infolge von Gesundheitsschäden, Ernteverlusten, Materialschäden und Klimaveränderungen bei Einsatz moderner Kraftwerke aufgeführt. Angewendet auf die derzeitige Elektrizitätsversorgung ergeben sich damit im Mittel jährliche externe Kosten von rund 12 Mrd. €, die von der Volkswirtschaft zu tragen sind. Da diese Kosten deutlich niedriger liegen als in anderen Studien (z.B. [Hoh91]), stellen sie eine untere Grenze dar.

Tabelle 7.1   Externe Kosten der Stromerzeugung bei modernen Kraftwerke (nach [Fri98])

Unter Einbeziehung aller Subventionen und externen Kosten liegen die volkswirtschaftlichen Kosten der heutigen Elektrizitätsversorgung in der gleichen Größenordnung wie bei einem ausgebauten regenerativen Kraftwerkspark. Hinzu kommen mögliche positive Auswirkungen auf die Volkswirtschaft durch den Export bei einer Vorreiterrolle Deutschlands bei der Entwicklung und Produktion regenerativer Energieanlagen.

Derzeit gibt es etwa 125.000 Arbeitsplätze im Kohlebergbau und 38.000 Arbeitsplätze in der Kernenergie [StBA; VDEW98], die bei einer Umstrukturierung der Elektrizitätswirtschaft zum Großteil nicht mehr benötigt werden. Die Arbeitsplätze im deutschen Kohlebergbau sind international nicht konkurrenzfähig und lassen sich bereits seit Jahren nur durch hohe Subventionen aufrechterhalten.

Durch den Ausbau der Nutzung regenerativer Energien werden neue zukunftsfähige Arbeitsplätze geschaffen. Insgesamt werden die bei der konventionellen Kraftwerkstechnik wegfallenden Arbeitsplätze durch Arbeitsplätze zum Bau und Betrieb regenerativer Kraftwerke mehr als kompensiert. Durch eine mögliche Vorreiterrolle Deutschlands bei der Entwicklung regenerativer Energieanlagen können im Exportbereich sogar eine Vielzahl neuer Arbeitsplätze entstehen. Genaue Angaben über die durch die Umstrukturierung der Elektrizitätswirtschaft zusätzlich entstehenden Arbeitsplätze können aufgrund der Vielzahl zu treffender Annahmen nicht gemacht werden. Es folgt jedoch eine grobe Abschätzung für die Bereiche Windkraft und Photovoltaik.

Derzeit kann bei der Windkraft von 7 bis 8 Beschäftigten je MW installierter Leistung bei der Anlagenherstellung und von 0,2 bis 0,5 Beschäftigten je MW durch Wartung und Betrieb ausgegangen werden [Hil97]. Bereits heute gibt es durch die Windkraft schätzungsweise 15.000 Beschäftigte [BWE99]. Bei einer jährlichen Herstellung von 4 GW und einer installierten Leistung von 77 GW im Jahr 2050 ergeben sich zwischen 43.000 und 70.000 Arbeitsplätze. Durch Rationalisierungsmaßnahmen wird die Beschäftigungsintensität zwar zurückgehen, dennoch sind etwa 30.000 bis 40.000 neue Arbeitsplätze bis zum Jahr 2050 zu erwarten. Nicht enthalten sind dabei zusätzliche Arbeitsplätze, die durch den Export von Windkraftanlagen entstehen.

Während in der Windkraftindustrie bereits heute eine große Produktivität vorhanden ist, muss diese in der Photovoltaik noch deutlich gesteigert werden. Geht man von einem Umsatz von etwa 150.000 € je Beschäftigtem aus, ergeben sich bei einem Finanzvolumen von 13,5 Mrd. € pro Jahr für die Produktion und Errichtung von Neuanlagen in Deutschland etwa 90.000 Arbeitsplätze. Hinzu kommen Arbeitsplätze für die Wartung und den Betrieb sowie Arbeitsplätze im Exportsektor.

Weitere Arbeitsplätze entstehen durch den Neubau von Wasserkraftanlagen, Biomasse-BHKW, beim Anbau von Biomasse sowie beim Ausbau der Netze und beim Aufbau von Speicherkapazitäten.

Im Rahmen dieser Arbeit wurde ein Konzept für eine klimaverträgliche Elektrizitätsversorgung entwickelt, mit dem die für Deutschland notwendigen Reduktionen klimarelevanter Emissionen zu erreichen sind. Durch seine Vorbildfunktion, die Entwicklung und den Einsatz neuer Techniken zur Nutzung regenerativer Energien kann Deutschland auch einen wichtigen Beitrag zum Erreichen eines wirksamen globalen Klimaschutzes leisten. Eine weitere Nutzung der Kernenergie ist dazu nicht erforderlich.

Eine klimaverträgliche Elektrizitätsversorgung in Deutschland ist langfristig nur durch den massiven Ausbau der Nutzung regenerativer Energieträger möglich. Die wichtigsten regenerativen Energien sind hierbei Wasserkraft, Windkraft, Solarenergie und die Biomasse. Die Einhaltung der Klimaschutzziele kann durch Energiesparmaßnahmen deutlich erleichtert werden, sodass durch Nutzung regenerativer Energien bis 2050 eine weitgehend CO₂-neutrale Elektrizitätsversorgung aufgebaut werden könnte.

Durch den Ausgleich der verschiedenen regenerativen Energieträger untereinander entsteht hierbei nur ein geringer Speicherbedarf, der deutlich weniger als 5 % des jährlichen Energieaufkommens ausmacht. Hierzu sind jedoch Maßnahmen wie Anpassung des Verbrauchs an die regenerative Erzeugung (Demand Management) sowie der optimierte Einsatz von bestehenden Pumpspeicherkraftwerken und neuen Biomasse-BHKW notwendig.

Das Einhalten der Klimaschutzziele für das Jahr 2020 wird nur noch sehr schwer zu erreichen sein. Alle freiwerdenden Kapazitäten für neue konventionelle Kraftwerke müssten hierzu ausschließlich durch Erdgas-GuD-Kraftwerke, Brennstoffzellen sowie Kohlekraftwerke mit Kraft-Wärme-Kopplung gedeckt werden. Der Neubau von Kohlekraftwerken mit hohen spezifischen CO₂-Emissionen und das - nach Bekannt werden der Klimaproblematik - sehr späte Auflegen von Programmen zur Markteinführung von Techniken zur Nutzung regenerativer Energien erschweren einen wirksamen Klimaschutz.

Notwendig wäre vor allem eine auf langfristige Ziele hin orientierte Energiepolitik ohne kurzsichtigen Aktionismus. Auch sind Zielvorgaben für Reduktionen der Klimagase ohne Konzepte für deren Realisierung wenig hilfreich. Für politische Handlungen ist deshalb die Vorgabe eines langfristigen Energiekonzeptes notwendig, wofür diese Arbeit einen Beitrag leisten soll.

Unter technischen Gesichtspunkten ist das hier vorgestellte Energiekonzept eine Alternative zur heutigen Elektrizitätsversorgung. Durch die Einbeziehung eines erweiterten europäischen Verbundnetzes lässt sich das Konzept noch weiter optimieren.

Wenn auch im Rahmen dieser Arbeit genauere wirtschaftliche Untersuchungen nicht durchgeführt werden konnten, hat die Abschätzung der wirtschaftlichen Aspekte gezeigt, dass ein Land wie Deutschland durchaus eine Umstrukturierung der Elektrizitätswirtschaft in dem hier unterstellten Umfang realisieren könnte. Unter Einbeziehung externer Kosten der heutigen Elektrizitätswirtschaft und der sehr positiven Exportaussichten für Technologien zur Nutzung regenerativer Energien ist sogar mit positiven Auswirkungen auf die Volkswirtschaft und mit zusätzlichen Arbeitsplätzen zu rechnen.

Nicht zuletzt ließe sich durch Realisierung des hier vorgestellten Konzepts auch ein notwendiger Beitrag zum Klimaschutz leisten, wodurch die Lebensgrundlagen künftiger Generationen gesichert werden.