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Lastmanagement einer zukünftigen Energieversorgung
Integration regenerativer Energien in die Elektrizitätsversorgung
In die Nutzung regenerativer Energien für eine künftige klimaverträgliche Elektrizitätsversorgung
werden große Hoffnungen gesetzt. Bei einem steigenden Anteil regenerativer Energien sinkt jedoch der Grundlastanteil
der durch die konventionellen Kraftwerke zu deckenden Last und es kann zur Überschusserzeugung kommen. Durch
Lastmanagement lässt sich jedoch die Integration regenerativer Energien in das Netz erheblich verbessern.
Im folgenden werden Verlagerungspotenziale eines Lastmanagements für die künftige Elektrizitätsversorgung
in Deutschland bestimmt und Einflussmöglichkeiten bei einem forcierten Einsatz regenerativer Energien näher
ermittelt.
Das Ziel der Elektrizitätswirtschaft ist, eine gleichmäßige Auslastung der Kraftwerke über
Beeinflussung auf der Lastseite zu erreichen. Ein Lastmanagement wurde bisher vor allem durch günstige
Nachttarife sowie die Verbreitung von Nachtspeicherheizungen betrieben.
Durchgeführte Feldversuche haben gezeigt, dass über verschiedene Maßnahmen wie zeitvariable Tarife,
Stromampeln und Tarifschalter ein erheblich verbessertes Lastmanagement möglich ist. Hierfür ist jedoch
ein erhöhter technischer Aufwand notwendig, der wiederum Kosten verursacht.
Mit steigendem Anteil regenerativer Energien an der Elektrizitätsversorgung nehmen auch die Schwankungen der
durch konventionelle Kraftwerke zu deckenden Last deutlich zu. Möglichkeiten für ein optimiertes
Lastmanagement gewinnen daher in Zukunft verstärkt an Bedeutung.

Leistungsganglinien der Netzbelastung ohne Pumpstromverbrauch der öffentlichen Versorgung bezogen auf die jeweilige Tageshöchstleistung am 3. Mittwoch im Dezember für verschiedene Jahre (Daten: VDEW [1], vor 1996 nur alte Bundesländer)
Entwicklung der Lastgänge
In den letzten Jahrzehnten wurde von den Elektrizitätsversorgungsunternehmen die Nachfrage über
niedrige Nachttarife und den Einsatz von Speicherheizungen in den Wintermonaten stark vergleichmäßigt.
In den Sommermonaten hat sich der Verlauf des Lastgangs in den letzten 35 Jahren hingegen nur unwesentlich
verändert. Das Bild zeigt die Entwicklung der Lastgänge in Deutschland im Dezember seit 1960.
Durch eine Sättigung beim Absatz von Speicherheizungen haben sich seit 1980 nur noch geringfügige
Vergleichmäßigungen ergeben, die dann durch die Wiedervereinigung wieder etwas kompensiert wurden.
Für das Versorgungsgebiet der Bewag in Berlin wurde 1993 die Einführung zeitvariabler Tarife zur
Lastbeeinflussung untersucht [2]. Da den Kostenvorteilen einer Vergleichmäßigung der Last Mehrkosten
durch die notwendige Installation von Mehrtarifzählern und die Tarifschaltung gegenüberstehen,
wurde die Idee der zeitvariablen Tarife nicht weiter verfolgt, obwohl eine deutliche Optimierung des Lastgangs
zu erwarten wäre.
In einem zweieinhalb Jahre langen Feldversuch in Eckernförde erfolgte bis Ende 1996 das Lastmanagement
über eine kostenorientiere Strompreisbildung [3]. Über Stromwertampeln und Stromwertschalter wurden
hier die Kunden zur zeitlichen Verlagerung des Verbrauchs angehalten. Damit ließen sich sehr gute Erfolge
bei der Lastbeeinflussung erreichen. Doch auch das Eckernförder Modell konnte bei der heutigen Versorgungsstruktur
keine betriebswirtschaftlichen Vorteile für die Energieversorger erzielen. Dies wird sich jedoch durch die
Liberalisierung der Elektrizitätswirtschaft und einen langfristig deutlich größeren Anteil
regenerativer Energien bei der Versorgung vermutlich ändern.
Potenziale regenerativer Energien
Ziel der neuen wie auch der vorigen Bundesregierung ist eine Verringerung der CO2-Emissionen von 25 %
gegenüber 1990 bis zum Jahr 2005. Gleichzeitig soll die Kernenergienutzung beendet werden. Nach
Empfehlungen der Enquete-Kommission zum Schutz der Erdatmosphäre des Deutschen Bundestags sollten die
Reduktionen 50 % bis zum Jahr 2020 und 80 % bis zum Jahr 2050 betragen [4; 5]. Dies ist jedoch nur durch massive
Energieeinsparungen und einen forcierten Einsatz regenerativer Energien zu erreichen [6].
Auf Basis vorliegender Studien [7 bis 9] wurde in einer umfangreichen Untersuchung an der TU Berlin ermittelt,
welche Potenziale sich bei der Stromerzeugung mit regenerativen Energien erschließen lassen [10]. Die
Ergebnisse sind in Tabelle1 zusammengefasst. Mit zunehmendem Anteil regenerativer Energien im deutschen
Kraftwerkspark kommt es zu vermehrten Lastwechseln sowie An- und Abfahrvorgängen bei konventionellen
Kraftwerken [12]. Bei einer Netzdurchdringung regenerativer Energien von über 20 % treten außerdem
Überschüsse auf, die nur durch zusätzliche Speicher genutzt werden können [13].
Tabelle 1 Jährliche Stromerzeugungspotenziale regenerativer Kraftwerke in Deutschland
Energieträger |
Erzeugung heute a in TWh |
Ausbaumöglichkeiten bis zum Jahr 2020 in TWh |
gesamtes Ausbaupotenzial in TWh |
Fotovoltaik | 0,03 | 15,5 | 175 |
Windkraft (Land) | 4,6 | 24,2 | 85 |
Windkraft (Offshore) | --- | 29,9 | 79 |
Wasserkraft | 18,9 | 20,5 | 25 |
Biomasse-Reststoffe | 1,0 | 20,0 | 33 |
Energiepflanzen | --- | 5,0 | 17 |
Summe | 24,5 | 115,1 | 414 |
Die bisher durchgeführten Untersuchungen stützen sich dabei jedoch hauptsächlich auf aktuelle
Lastgänge des VDEW [13; 14]. Die Möglichkeiten eines künftigen Lastmanagements blieben bisher
in diesen Überlegungen weitgehend unberücksichtigt.
Möglichkeiten eines künftigen Lastmanagements
Im Rahmen der zuvor beschriebenen Feldversuche in Berlin und Eckernförde wurden auch sozialwissenschaftliche
Untersuchungen hinsichtlich möglicher Verlagerungspotenziale bei Haushalten durchgeführt. Die hier
getroffenen Abschätzungen über Verlagerungsmöglichkeiten erfolgen in Anlehnung an die
Befragungsergebnisse.
Neben der Lastverlagerung durch die Nutzer selbst können auch technische Maßnahmen die Verlagerungspotenziale
deutlich erhöhen. Hierunter fallen Tarifschalter, die Geräte erst dann automatisch zuschalten, wenn niedrige
Tarife - also eine geringe Nachfrage - vorhanden sind. Während es hierfür beispielsweise bei Geschirrspülern
gute Einsatzmöglichkeiten gibt, sind diese bei Waschmaschinen und Wäschetrocknern deutlich geringer.
Lediglich bei kombinierten Waschtrocknern sind ebenfalls große Potenziale vorhanden.
Tabelle 2 Abschätzung der Verlagerungsmöglichkeiten bei Haushalten
Verlagerungsmöglichkeiten durch |
Benutzerverhalten |
technische Maßnahmen |
|
innerhalb eines Tages |
um mindestens einen Tag |
innerhalb eines Tages |
um mindestens einen Tag |
Kühlgeräte | -- | -- | + | o |
Gefriergeräte | -- | -- | ++ | o |
Waschmaschinen | + | o | o/- | - |
Wäschetrockner | + | o | o/- | - |
Geschirrspüler | + | o | ++ | o |
elektrische Kochgeräte | o/- | -- | -- | -- |
elektrische Warmwasserbereitung | o | - | + | - |
Speicherheizungen/Wärmepumpen | - | -- | ++ | - |
Sonstige Verbraucher | o/+ | o | o | - |
Tabelle 3 Quantifizierung der Verlagerungsmöglichkeiten bei Haushalten
Verlagerungsmöglichkeiten |
innerhalb eines Tages in % |
um mindestens einen Tag in % |
Summe in % |
Kühlgeräte | 50 | 10 | 60 |
Gefriergeräte | 75 | 10 | 85 |
Waschmaschinen | 50 | 20 | 70 |
Wäschetrockner | 50 | 20 | 70 |
Geschirrspüler | 75 | 10 | 85 |
elektrische Warmwasserbereitung | 35 | 5 | 40 |
Speicherheizungen/Wärmepumpen | 90 | 5 | 95 |
Sonstige Verbraucher | 25 | 5 | 30 |
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 Potenziale 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 2 sind die Einschätzungen der Verlagerungsmöglichkeiten zusammengefasst. In Tabelle 3 wurden die
Ergebnisse der Einschätzungen genauer quantifiziert. Bei den nicht aufgeführten Verbrauchern sind die
Verlagerungspotenziale gering, so dass diese im folgenden vernachlässigt wurden.
Insgesamt ergibt sich für die Haushalte ein sehr hohes Verlagerungspotenzial in der Größenordnung von
etwa 40 %, jedoch mit großen Unterschieden zwischen Sommer und Winter. Etwa die Hälfte der
Verlagerungsmöglichkeiten entfallen hierbei auf Speicherheizungen und Wärmepumpen. Um das gesamte
Verlagerungspotenzial erschließen zu können, müssen jedoch alle technischen Möglichkeiten
ausgeschöpft und die Bevölkerung durch intensive Aufklärung und finanzielle Anreize zur aktiven
Teilnahme gewonnen werden.
Deutlich geringere Verlagerungspotenziale gibt es bei Industrie, Kleinverbrauch und beim Verkehr. Dennoch lassen
sich auch hier vor allem beim Kühl- und Wärmebedarf größere Potenziale erschließen.
Insgesamt ergeben sich im Jahresmittel Verlagerungspotenziale von 16 % bis 18 % des elektrischen Energiebedarfs.
Während diese im Dezember zwischen 17 % und 20 % liegen, sinken sie hingegen im Juni auf etwa 8 %.
Entwicklung des Bedarfs
Da die Erschließung der Verlagerungspotenziale und der Ausbau der Nutzung regenerativer Energien nur über
längere Zeiträume erfolgen kann, muss bei der Betrachtung des Einflusses des Lastmanagements auf die
Integration regenerativer Energien auch der künftige Elektrizitätsbedarf herangezogen werden.
Auf Basis von Studien der Prognos AG [15] und des Freiburger Öko-Instituts [16] sowie eigener detaillierter
Untersuchungen wurden zwei verschiedene Szenarien für eine mögliche Entwicklung des Elektrizitätsbedarfs
in Deutschland bis zum Jahr 2020 aufgestellt, die in Tabelle 4 als Trendszenario und Energiesparszenario bezeichnet sind.
Das Trendszenario ergibt sich aus der Fortschreibung der derzeitigen Entwicklung, während sich beim
Energiesparszenario bei gleichem Wirtschaftswachstum durch Erschließung von Einsparpotenzialen eine deutliche
Reduktion des Verbrauchs erreichen ließe.
Einfluss des Lastmanagements
Damit der Einfluss von Lastverlagerungen bei einem großen Anteil regenerativer Energien untersucht werden kann,
wurde dem Trendszenario für den Verbrauch im Jahr 2020 aus Tabelle 4 eine regenerative Erzeugung im Umfang des
gesamten Ausbaupotenzials gemäß Tabelle 1 gegenübergestellt.
Tabelle 4 Entwicklung des jährlichen Elektrizitätsbedarfs in Deutschland bis zum Jahr 2020 bei zwei unterschiedlichen Szenarien
|
Verbrauch heute (1997) [17] in TWh |
Trendszenario 2020 in TWh |
Energiesparszenario 2020 in TWh |
Haushalte | 130,8 | 134,1 | 66,4 |
Kleinverbrauch | 107,8 | 143,4 | 89,6 |
Industrie | 227,4 | 291,9 | 218,9 |
Verkehr | 16,9 | 27,3 | 28,9 |
Nettostromverbrauch | 482,9 | 596,7 | 403,8 |
Übertragungsverluste | 20,1 | 20,9 | 14,1 |
Stromverbrauch insgesamt | 503,0 | 617,6 | 417,9 |
Für die Bestimmung des zeitlichen Verlaufs der Leistungsabgabe des regenerativen Kraftwerksparks wurde eine
umfangreiche Computersimulation durchgeführt. Als Datenbasis dienten dazu Messwerte der Globalstrahlung von 42
Standorten, der Windgeschwindigkeit von 24 Standorten sowie der Wasserstände und Abflüsse verschiedener
Gewässer für 68 Wasserkraftwerke in Deutschland [18 bis 20]. Bei der Simulation wurde zuerst nur die
Hälfte der Biomassepotenziale in wärmegeführten Blockheizkraftwerken eingesetzt. Auch der zeitliche
Verlauf der künftigen Nachfrage im Jahr 2020 wurde in stündlicher Auflösung über ein Jahr
berechnet.
Tabelle 5 zeigt die Simulationsergebnisse. Neben der maximalen Leistungsaufnahme und dem Gesamtenergieaufkommen
ist auch der jeweilige Grundlast- und Spitzenlastanteil der durch die konventionellen Kraftwerke zu deckenden Last
ausgewiesen. Durch den Einsatz regenerativer Energien steigt der Spitzenlastanteil von 1,8 % auf 6,9 % an,
während der Grundlastanteil von 85,8 % auf 42,3 % sinkt. Außerdem entstehen erhebliche Überschüsse
mit einer großen Leistungsspitze.
Tabelle 5 Restnachfrage und Überschüsse beim Verbrauch nch dem Trendszenario 2020 und Nutzung des gesamten Ausbaupotenzials regenerativer Energien
|
Restnachfrage |
Überschüsse |
|
Pmax in GW |
Spitzenlast <2000 h/a in TWh |
Grundlast >6000 h/a in TWh |
Eges in TWh |
Pmax in GW |
Eges in TWh |
Nur regenerative Erzeugung 1) | --- | --- | --- | --- | 176,8 | 387,2 |
Nachfrage Trendszenario 2020 | 93,9 | 10,9 | 529,7 | 617,6 | --- | --- |
+ Regenerative Erzeugung 1) | 83,4 | 18,8 | 115,1 | 272,2 | 104,1 | 42,2 |
+ Lastverlagerung | 71,0 | 16,4 | 140,2 | 253,6 | 86,7 | 23,5 |
+ Pumpspeicherkraftwerke | 68,2 | 15,3 | 142,4 | 252,0 | 83,2 | 20,5 |
+ BHKW, nachfragegeführt 2) | 55,8 | 7,1 | 142,4 | 227,2 | 83,2 | 20,5 |
Durch Ausnutzung der zuvor ermittelten Lastverlagerungspotenziale lassen sich die Überschüsse deutlich
verringern, die Leistungsspitze der Nachfrage um 12,4 GW senken, der Spitzenlastanteil auf 6,5 % reduzieren sowie der
Grundlastanteil auf 55,2 % erhöhen. Durch weitere Maßnahmen wie den Einsatz bestehender Pumpspeicherkraftwerke
sowie den Einsatz von 50 % des Biomassepotenzials in nachfragegeführten Blockheizkraftwerken lassen sich weitere
Verbesserungen erzielen.
Fazit
Während sich heute Lastverlagerungen durch kostenorientierte Tarife aufgrund der Zusatzkosten für die
notwendigen technischen Installationen aus betriebswirtschaftlicher Sicht nicht rechnen, wird das Lastmanagement
bei einem steigenden Anteil regenerativer Energien erheblich an Bedeutung gewinnen. So lässt sich durch das
Lastmanagement die Leistungsspitze reduzieren und der Grundlastanteil erhöhen. Bei einer hohen Netzdurchdringung
von regenerativen Energien kann durch ein optimiertes Lastmanagement außerdem der Speicherbedarf erheblich
reduziert werden, so dass dem Lastmanagement bei der Gestaltung einer künftigen klimaverträglichen
Elektrizitätsversorgung eine entscheidende Rolle zukommen wird.
Volker Quaschning, Rolf Hanitsch
Literatur
[1] Vereinigung Deutscher Elektrizitätswerke e.V. VDEW (Hrsg.): VDEW Statistik. Frankfurt/M : VWEW-Verlag, verschiedene Jahrgänge.
[2] Hanitsch, R.; Loch, J.-M.; Melchert, A.; Leitner, K.; Kohler, M.; Frühwirth, B.; Dobberstein, J.; Valentin, G.: Zeitvariable lineare Stromtarife - eine empirische Untersuchung im Versorgungsgebiet der Bewag. Berlin: Bewag und SenStadtUm, Juni 1993.
[3] Energiestiftung Schleswig-Holstein (Hrsg.): Kostenorientierte Strompreisbildung. Entwicklung und Test eines lastabhängigen Echtzeit-Tarifs in Eckernförde. Kiel: Energiestiftung Schleswig Holstein, Studie 4, 1997.
[4] Enquete-Kommission "Vorsorge zum Schutz der Erdatmosphäre" des 11. Deutschen Bundestages (Hrsg.): Schutz der Erdatmosphäre. Bonn: Economica Verlag, 1990.
[5] Enquete-Kommission "Schutz der Erdatmosphäre" des 12. Deutschen Bundestages (Hrsg.): Mehr Zukunft für die Erde. Bonn: Economica Verlag, 1995.
[6] Quaschning, V.: Regenerative Energiesysteme. München: Carl Hanser Verlag, 1998.
[7] v. Bierbrauer, H.; Ernst, H.; Klenk, H.; Merkel, C.; Peter, K.; v. Winning, H.: Darstellung realistischer Regionen für die Errichtung insbesondere großer Windenergieanlagen in der Bundesrepublik Deutschland. BMFT Forschungsbericht T 85-053, 1985.
[8] Kaltschmitt, M.; Wiese, A. (Hrsg.): Erneuerbare Energieträger in Deutschland. Berlin: Springer Verlag, 1993.
[9] Kaltschmitt, M.; Wiese, A. (Hrsg.): Erneuerbare Energien. Berlin: Springer Verlag, 1995.
[10] Quaschning, V.; Blaschke, C.; Hanitsch, R.: Einsatzmöglichkeiten der Photovoltaik für eine zukunftsfähige Elektrizitätsversorgung in Deutschland. 14. Symposium Photovoltaische Solarenergie. Staffelstein, 10.-12. März 1999, S. 526-530.
[11] Internationales Wirtschaftsforum Regenerative Energien IWR (Hrsg.): Strom aus erneuerbaren Energiequellen 1998. Internet: http://www.uni-muenster.de/Energie/re/eu/e_dat.html.
[12] Fischedick, M.: Erneuerbare Energien und Blockheizkraftwerke im Kraftwerksverbund. Stuttgart: IER-Forschungsbericht Band 20, 1995.
[13] Luther, J.; Nitsch, J.: Energieversorgung der Zukunft. Berlin: Springer Verlag, 1990.
[14] Edwin, K.: Klafka, P.: Die Bedeutung der Sonnenenergie für die elektrische Energieerzeugung in Deutschland in den nächsten Jahrzehnten. Elektrizitätswirtschaft, Jg.96 (1997), Heft 6, S.217-225.
[15] Prognos AG (Hrsg.): Energiereport II. Die Energiemärkte Deutschlands im zusammenwachsenden Europa - Perspektiven bis zum Jahr 2020. Stuttgart: Schäffer Poeschel Verlag 1996.
[16] Öko-Institut e.V. (Hrsg.): Das Energiewende-Szenario 2020. Freiburg: Öko-Institut 1996.
[17] Verband der Industriellen Energie- und Kraftwirtschaft e.V. VIK (Hrsg.): Statistik der Energiewirtschaft 1997/1998. Essen, 1999.
[18] Deutscher Wetterdienst (Hrsg.): Ergebnisse von Strahlungsmessungen in der Bundesrepublik Deutschland. Hamburg: Deutscher Wetterdienst, verschiedene Jahrgänge.
[19] Bezug von Zeitreihen der stündlichen Winddaten von 1991 für 24 Stationen des DWD, Offenbach: Deutscher Wetterdienst 1998.
[20] Deutsches Gewässerkundliches Jahrbuch 1991, Donaugebiet, Rheingebiet Teil I, Teil II und Teil III sowie Weser- und Emsgebiet.
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