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.

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.

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].

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.

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.

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 %.

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.

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.

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.

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.

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.

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