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Erneuerbare Energien Teil 1 - Erneuerbare Energien

S. Rupp, M. Duspiva, 2015 TM20603 Teil 1 1/80

Erneuerbare Energien Teil 1

Erneuerbare Energien

Ausgabe 1.0, 04.09.2015 Autoren: Stephan Rupp, Matthias Duspiva Steinbeis Transferzentrum Energieinformationstechnik Kontakt: [email protected] Web: http://www.steinbeis.de/su/1766



Inhaltsverzeichnis Erneuerbare Energien................................................................................................................. 1 1. Energie und Klimaschutz ....................................................................................................... 4

1.1. Der Energiebegriff...................................................................................................... 4 1.2. Energieformen, Vorräte und Verfügbarkeit ............................................................... 6 1.3. Energiehaushalt der Erde ........................................................................................... 8 1.4. Energiebedarf ........................................................................................................... 14 1.5. Klimaziele, Energiewende........................................................................................ 19

2. Technische Möglichkeiten ................................................................................................... 25 2.1. Umwandlung von Energieformen ............................................................................ 25 2.2. Energiespeicher ........................................................................................................ 55 2.3. Energieverteilnetze................................................................................................... 56 2.4. Netzsteuerung, Smart Grid....................................................................................... 58

3. Systemansatz und Wirtschaftlichkeitsberechnungen........................................................... 60 3.1. zentrale und dezentrale Energiewirtschaft ............................................................... 60 3.2. Annuitätenmethode und Nutzwertanalysen ............................................................. 61 3.3. Regulatorische Rahmenbedingungen....................................................................... 70 3.4. Energiehaushalt und Wirtschaft ............................................................................... 73



1. Energie und Klimaschutz Beim Thema Erneuerbare Energien treffen viele Interessen aufeinander.

EEEE

Ökonomie,Wirtschaftlichkeit,

Arbeitsplätze Klimaziele

Ökologie,Ressourcen-

schonung

Regulierung,Subventionen,EEG-Umlage

geringe Akzeptanz(Trassen, Windräder),

aber steigenderVerbrauch

Netzumbau,NetzstabilitätSteuerbarkeit

Sparpotential:Effizienz,

Wärmedämmung

EEEE

Ökonomie,Wirtschaftlichkeit,

Arbeitsplätze Klimaziele

Ökologie,Ressourcen-

schonung

Regulierung,Subventionen,EEG-Umlage

geringe Akzeptanz(Trassen, Windräder),

aber steigenderVerbrauch

Netzumbau,NetzstabilitätSteuerbarkeit

Sparpotential:Effizienz,

Wärmedämmung

Bild 1.0.1 Einflüsse auf Erneuerbare Energien ©MD

Das beginnt bei den wünschenswerten Klimazielen und dem Aspekt der Schonung der Energieressourcen für künftige Generationen, geht über die staatlichen Steuerungsinstrumente zur Umsetzung und die wirtschaftlichen Interessen und das Beharrungsvermögen bis zum Verbraucherverhalten. Das Seminar versucht diese Vielfalt strukturiert darzustellen.

1.1. Der Energiebegriff

Energie im physikalischen Sinne ist die Fähigkeit, Wirkungen hervorzubringen, d.h. Arbeit zu verrichten. Die Einheit der Energie ist das Joule J, alternativ Wattsekunde Ws im elektrischen oder Newtonmeter Nm im mechanischen Zusammenhang. Energie kann von uns Sterblichen weder erzeugt, noch verbraucht werden. Der Energieerhaltungssatz der Physik beschreibt die Tatsache, dass Energie in einem abgeschlossenen System nur in andere Energieformen umgewandelt werden kann, z.B. im Fahrraddynamo mechanische Energie in elektrische Energie und Verlustwärme.

Als Beispiel für Energieumwandlungen sei das Automobil betrachtet, bei dem die chemische Energie des Benzins im Motor in thermische Energie umgewandelt wird, die zum Teil in Bewegungsenergie gewandelt werden kann und das Auto antreibt und zum Teil vom Kühler als Abwärme an die Umgebung abgegeben wird. Ist der Tankinhalt verbraucht, steht das Auto. Die chemische Energie ist dann bei einem Höhenunterschied zwischen Start und Ziel in Lageenergie oder durch Reibung der Reifen und Reibung mit der Luft, sowie als Abwärme abgegeben worden. Ein



Großteil der chemischen Energie ist also in eine nicht mehr nutzbare Form von Energie umgewandelt, aber nicht „vernichtet“ worden.

Bei der technischen Nutzung von Energie unterscheidet man vier Stufen, bei deren Übergang Umwandlungsverluste und Verteilungsverluste, sowie Eigenbedarf für die Umwandlung anfallen:

- Primärenergie in nicht aufbereiteter Form (Rohöl, Kohle, Uran, Wind, Solarstrahlung, Rohbiomasse, Wasserkraft) wird der Umwelt entnommen

- Sekundärenergie in verarbeiteter Form (Koks, Briketts, Benzin, Heizöl, Stadtgas, Fernwärme, elektrischer Strom)

- Endenergie wie sie der Endverbraucher bezieht (Erdgas, Heizöl, Strom, Fernwärme, Holz, Kraftstoffe)

- Nutzenergie in der vom Endverbraucher genutzten Form (Licht bei der Beleuchtung, Heizungswärme, Kochen und Backen, Information und Unterhaltung, Antriebsenergie in Maschinen und Fahrzeugen)

Primäre Energie kann man in zwei Teile zerlegen: die Exergie ist der wandelbare Teil der Primärenergie, sie kann in andere Energieformen überführt werden. Die Anergie wird nicht gewandelt und an die Umgebung abgegeben

Die Entropie bleibt bei allen reversiblen Prozessen konstant. Bei irreversiblen Prozessen muss sie ansteigen. Dazu ist thermische Energie nötig. Nicht der Energie“verbrauch“ ist der Antriebsmechanismus aller irreversiblen Prozesse, sondern die teilweise Wandlung einer Energieform in thermische Energie, um die benötigte Wärme für die Entropieerzeugung bereitzustellen.

Bild 1.1.1 zeigt das Energieflussbild der Primärenergiebereitstellung und der Umwandlungsverluste, sowie die vier wesentlichen Endverbraucherkategorien.



Bild 1.1.1 Energieflussbild für Deutschland, in PJ, Quelle: BMWi

1.2. Energieformen, Vorräte und Verfügbarkeit

Energie kommt in zahlreichen Formen vor:

- mechanische Energie (Kraft entlang eines Weges)

- Lageenergie oder potentielle Energie (herabstürzendes Wasser)

- Bewegungsenergie oder kinetische Energie (in Bewegung befindliches Fahrzeug)

- Wärme oder thermische Energie (Heizung)

- magnetische Energie (Zündspule im Ottomotor)

- Ruhe- oder Masseenergie (m0c2)

- elektrische Energie (Batterie)

- Strahlungsenergie (Sonnenschein, Funkgerät)

- chemische Energie (Verbrennung von Kohle oder Benzin)



Bei der Umwandlung der Energieformen treten immer Verluste auf. Daher ist es für Wirtschaftlichkeitsbetrachtungen unerlässlich, den Wirkungsgrad der Umwandlungen zu berücksichtigen. Unter Wirkungsgrad versteht man das Verhältnis der nutzbringend gewonnenen Energie zu der aufgewendeten Energie; er liegt also zwischen 0 und 1.

Bei der Bereitstellung der Primärenergie unterscheidet man zwei Energiequellen:

- konventionelle Energieträger (Rohöl, Erdgas, Kohle, Uran) mit begrenztem Vorkommen

- regenerative Energieformen mit unbegrenztem Zeithorizont (Sonne, Wind, Gezeiten, Erdwärme)

Unsere Energieversorgung basiert noch zum großen Teil auf fossilen Energieträgern wie Erdgas, Erdöl, Steinkohle und Braunkohle. Diese sind aus der Biomasse früherer Epochen entstanden und stellen somit „konservierte“ Sonnenenergie dar. Ein großer Teil dieser fossilen Energieträger wurde in den letzten 100 Jahren verbraucht. Die Reserven sind aber nicht schlagartig aufgebraucht, wohl aber wird die Förderung in Zukunft immer schwieriger, aufwändiger, riskanter und dadurch teurer. Bei gleich bleibender oder noch steigender Nutzung fossiler Energieträger werden sämtliche ökonomisch erreichbaren Vorkommen von Erdöl und Erdgas bereits im 21. Jahrhundert aufgebraucht sein. Lediglich die Kohlevorräte reichen noch etwas weiter. Wenige Generationen haben dann die in Jahrmillionen entstandenen fossilen Energievorräte aufgebraucht, so dass künftige Generationen nicht mehr darauf zurückgreifen können. Davon abgesehen steht Erdöl dann auch nicht mehr für die chemische Industrie als Rohstoff zur Verfügung.

Auch die Uranvorkommen sind endlich. Von den geschätzten 15 Mio. t sind 10 Mio. t nur vermutet. Weltweit werden derzeit nur etwa 5% des Primärenergiebedarfs durch Kernenergie gedeckt. Sollte mangels fossiler Energieträger der gesamte Primärenergiebedarf der Erde durch Kernenergie gedeckt werden müssen, dann würden die bekannten und wirtschaftlich gewinnbaren Vorräte nur drei Jahre halten. Selbst beim Einsatz von Brutreaktoren ist die Atomenergie auf Basis der Kernspaltung keine Alternative zu fossilen Brennstoffen.

Erneuerbar (oder regenerativ) heißen Energieformen, die aus nachhaltigen und kontinuierlich verfügbaren Quellen stammen. Die Vorräte regenerativer Energieformen sind kostenlos und unbegrenzt und stehen „ewig“ zur Verfügung. Sie sind klimaneutral und hängen direkt oder indirekt von der Sonne ab.

Bild 1.2.1 stellt in Form von Energiekugeln das jährliche Angebot an regenerativen Energieformen dem Vorrat konventioneller Energieträger gegenüber. In der Mitte ist der jährliche Primärenergieverbrauch dargestellt. Hier wird unmittelbar klar, dass die jährliche Sonneneinstrahlung den jährlichen Energieverbrauch und die vorhandenen konventionellen Energieträger um ein Vielfaches übersteigt. Die Sonne liefert alle 30 Minuten den Gesamtstrombedarf eines Jahres der Welt. Die Solarkonstante liegt bei 1,3608 kW/m2.



Bild 1.2.1 Energiekugeln (Quelle: V. Quaschning)

1.3. Energiehaushalt der Erde

Die Erde ist ein offenes System, d.h. sie empfängt Energie aus dem Weltall (Sonne) und sie strahlt Wärme ab ins Weltall und sie zeigt eine Wechselwirkung mit dem Mond und den Planeten. Im Gleichgewicht (Mittelung durch die Ozeane) und mit der Periodizität der Jahreszeiten ergibt dies unser Klima.



Bild 1.3.1 Energiehaushalt der Erde

Ohne den Einfluss der Atmosphäre würde die Erdoberfläche eine mittlere Jahrestemperatur von -18°C aufweisen. Der Treibhauseffekt von Wasserdamp f und Spurengasen behindert die Abstrahlung von Wärme ins Weltall und sorgt so dafür, dass sich eine mittlere Jahrestemperatur von +15°C einstellt. Durch Ausstoß von Abgasen hat der Mensch diesen natürlichen Treibhauseffekt verstärkt. Besonders wirksam sind Kohlendioxid CO2 , Methan CH4 und Distickstoffoxid N2O.

Bild 1.3.2 Erhöhung der Kohlendioxidkonzentration in der Atmosphäre



Der Energiehaushalt der Erde ist geprägt durch Stoffkreisläufe von Wasser, Kohlenstoff und Sauerstoff.

Der Wasserkreislauf wird durch die Sonneneinstrahlung angetrieben und besteht aus Verdunstung, Transport des Wasserdampfes durch die Luft, Abregnen über Land und Abfluss zurück ins Meer. Darüber hinaus gibt es globale Meeresströmungen, die gewaltige Wärmemengen über große Distanzen transportieren. Europa profitiert hier vom Golfstrom, der in den Tropen erwärmt wird und 5 PW und damit die dreifache Energiemenge wie der gesamte Primärenergiebedarf der Menschheit transportiert.

Bild 1.3.3 Globaler Wasserkreislauf Quelle: http://www.uni-kassel.de/fb14/geohydraulik/Lehre/Hydrologie_I/wasserkreislauf2.jpg

Der Wasserkreislauf ist eine der Voraussetzungen für das Leben. Die Sonneneinstrahlung treibt aber noch einen anderen Kreislauf an, den Kohlenstoffkreislauf (s. Bild 1.3.4).



Bild 1.3.4 Globaler Kohlenstoffkreislauf Quelle: http://www.oekosystem-erde.de/html/kohlenstoffkreislauf.html

Der globale Kohlenstoffkreislauf: Die Zahlen geben die Kohlenstoffspeicher (schwarz), die jährlichen Flüsse zwischen den Speichern vor der industriellen Revolution (blau) sowie die seit Beginn der industriellen Revolution durch menschliche Aktivitäten dazugekommenen Menge (rot) und die heute jedes Jahr vom Menschen verursachten zusätzlichen Kohlenstoffflüsse (rot und unterstrichen) an. (Das Hintergrundbild stammt von der NASA, http://earthobservatory.nasa.gov/Features/CarbonCycle/carbon_cycle4.php)

Auf der Erde gibt es etwa 75 Billiarden (= Millionen Milliarden) Tonnen Kohlenstoff. 99,8 Prozent davon befindet sich im Gestein, und davon wiederum fast alles im Kalkstein. Der vergleichsweise kleine Rest kommt in zwei Formen vor: Zum einen als die fossilen Brennstoffe Kohle, Erdöl und Erdgas, deren Vorkommen etwa 4.100 Milliarden Tonnen Kohlenstoff enthalten; zum anderen als sogenanntes Kerogen. So nennt man fein verteiltes organisches Material, das aufgrund seiner geringen Konzentration nicht als Brennstoff nutzbar ist. Im Vergleich zu den Mengen im Gestein scheinen die Anteile im Wasser (38.000 Milliarden Tonnen = 0,05 Prozent des gesamten Vorkommens), im Boden (1.580 Milliarden Tonnen = 0,002 Prozent des gesamten Vorkommens), in Lebewesen mit etwa 800 Milliarden Tonnen und in der Luft mit etwa 820 Milliarden Tonnen (jeweils etwa 0,001 Prozent des gesamten Vorkommens) unbedeutend zu sein.

Die Fotosynthese (s. Bild 1.3.5) ist der Prozess, der anorganischen Kohlenstoff (Kohlendioxid) in organischen Kohlenstoff (Zucker) umwandeln kann. Der umgekehrte Prozess wird Atmung genannt,



dabei werden Zucker zur Energiegewinnung abgebaut, wir atmen Kohlendioxid aus. Der meiste organische Kohlenstoff in Lebewesen wird auf diese Art und Weise wieder in anorganisches Kohlendioxid umgewandelt. Aber ein Teil bleibt dauerhaft in organischen Strukturen eingeschlossen. Dies kann in Torfmooren der Fall sein, wenn Pflanzenmaterial auf Grund von Sauerstoffmangel nicht zersetzt wird, vor allem aber, wenn organisches Material in das Sediment der Tiefsee absinkt und über lange Zeiträume zu Sedimentgestein wird.

Bild 1.3.5 Fotosynthese, Quelle: Stadler/Sterner, 2014

Der theoretische Wirkungsgrad der Fotosynthese auf molekularer Ebene könnte 33% erreichen. In der Praxis treten viele Effekte wie die Reflexion des Lichts am Blatt (weshalb sie grün aussehen und nicht schwarz) usw., was den Gesamtwirkungsgrad vom Lichteinfall bis zur Energiespeicherung sehr stark reduziert (s. Bild 1.3.6): brutto ca. 5%, aber durch Eigenverbrauch der Pflanze nur die Hälfte. Und doch ist diese Reaktion in den Chloroplasten die Grundlage für fast alles Leben auf der Erde und im Sinne der Energiegewinnung für die Produktion von Biomasse wie Holz, Torf und „Energiepflanzen“.

In Sedimenten gespeichert bildet die Biomasse die Grundlage für unsere fossilen Energieträger. Im Gegensatz zu der Jahrmillionen dauernden Entstehung werden solche fossilen Energieträger in kürzester Zeit verbraucht: die Menge an fossiler Energie wie Erdöl, die die Natur in drei Millionen Jahren gespeichert hat, wird heute innerhalb eines Jahres verbraucht. Entsprechend gehen die fossilen Reserven zur Neige (peak-oil).

In einem intakten Ökosystem gibt es einen geschlossenen CO2 und O2-Kreislauf. Die Teilnehmer Produzenten (Pflanzen), Konsumenten (Tiere) und Destruenten (Bodenlebewesen, die abgestorbene Biomasse unter CO2-Produktion zersetzen) halten dabei ein Gleichgewicht der Stoffströme aufrecht.



Bild 1.3.6 Wirkungsgrad der Fotosynthese, Quelle: Purves, Savada, Held 2011

Über Fotosynthese und Atmung steht das Kohlendioxid in der Luft also mit dem organischen Kohlenstoff in Lebewesen in Verbindung. Ähnliches gilt für den Kohlenstoff im Boden: Er besteht zum größten Teil aus totem Pflanzenmaterial; durch den Abbau wird er in Kohlendioxid umgewandelt und gelangt so wieder in die Luft. Der Kohlenstoffgehalt von Böden kann je nach Boden und Klima sehr unterschiedlich sein; in Wüsten gibt es kaum Kohlenstoff im Boden, in sommergrünen Wäldern relativ viel (in tropischem Klima eher weniger, da dort die Abbauvorgänge viel schneller sind).

Findet der Abbau unter Sauerstoffmangel statt, etwa in der Tiefsee oder in Sümpfen, reagiert organischer Kohlenstoff mit Sulfat-Ionen, dabei entsteht Schwefelwasserstoff (H2S). Sind auch keine Sulfat-Ionen (mehr) vorhanden, findet eine Gärung statt, bei der Methan (CH4) entsteht. In Süßwasser, wo Sulfat-Ionen seltener sind, geschieht dies schneller, Methan wird daher auch „Sumpfgas“ genannt. Methan ist ein hochwirksames Treibhausgas; in der Atmosphäre wird es unter Einwirkung von Sonnenlicht langsam zu Kohlendioxid oxidiert; seine mittlere Lebensdauer in der Atmosphäre beträgt 8,4 Jahre.

Im Meerwasser liegt Kohlenstoff in etwa 50fach größerer Menge als in der Luft vor, vor allem als gelöster anorganischer Kohlenstoff: in Form von Kohlendioxid, Kohlensäure (H2CO3), Karbonat-



(CO32-) und Bikarbonat-Ionen (HCO3

-). Daneben gibt es gelösten organischen Kohlenstoff, der ähnlich wie im Boden aus toten Lebewesen besteht, und den organischen Kohlenstoff in Meeresorganismen. Der Konzentration des gelösten anorganischen Kohlenstoffs im Meerwasser und des Kohlendioxids der Luft stehen in einem Gleichgewicht; die Anpassung geschieht jedoch relativ langsam, da das Meerwasser nur an seiner Oberfläche in direktem Kontakt mit der Luft steht; bei Veränderungen der Konzentration kann es Hunderte von Jahren dauern, bis sich ein neues Gleichgewicht einstellt. Daher hat das Meerwasser weniger von den Emissionen aus fossilen Brennstoffen aufgenommen als die Atmosphäre, obwohl es der bei weitem größere Kohlenstoffspeicher ist. Erdgeschichtlich ist dieser Austausch von großer Bedeutung, so werden die Schwankungen des Kohlendioxid-Gehalts der Luft während der Eis- und Warmzeiten von den Ozeanen verursacht (dafür werden mehrere mögliche Mechanismen diskutiert; wie diese genau zusammenwirken, ist aber noch nicht ausreichend verstanden).

1.4. Energiebedarf

in [9] schreibt Prof. Dr. Klaus Töpfer: Im Jahr 1900 – die Weltausstellung in Paris feierte gerade den Dieselmotor als technische Innovation – lebten 1,6 Milliarden Menschen auf der Erde. 100 Jahre später, zur Jahrtausendwende, waren es 6,1 Milliarden, und diese hatten sich mittlerweile neben Zentralheizungen einen Fuhrpark von 750 Millionen Kraftfahrzeugen zugelegt. Ende der 60er Jahre war die Zunahme am höchsten, jährlich fast 2%. Entwicklung und Industrialisierung bedeuten einen höheren Energiebedarf.

Der Energieverbrauch in den Industrieländern wächst heute langsamer, aber in vielen Schwellenländern mit hohem Wirtschaftwachstum gibt es Nachholbedarf. Bis Ende des Jahrhunderts ist ein Anstieg des Energieverbrauchs um den Faktor drei bis sechs realistisch. Vergleichsweise billig ist die Kohle, führt aber zur Zunahme von CO2-Belastung. Hierdurch werden die Probleme mit den Folgen des Treibhauseffekts verstärkt und die Reichweite fossiler Energieformen verkürzt.

In Afrika liegen viele arme Länder, in denen ein starkes Bevölkerungswachstum erwartet wird.



Bild 1.4.1 Erwartetes Bevölkerungswachstum nach Regionen

Die sieben Milliarden heute auf der Erde lebenden Menschen setzen derzeit pro Jahr eine schwer vorstellbare Energiemenge von rund 470 ExaJoule um. Damit heizen und kühlen sie, fahren Auto und fliegen, produzieren und transportieren jene Güter, die sie brauchen oder glauben zu brauchen. Würde man diese Energiemenge in Öläquivalente umrechnen, entspräche sie der Menge von über zwölf Milliarden Tonnen Erdöl – oder einem jährlichen Ölkonsum von 1,8 Tonnen für jedes einzelne Mitglied der Weltbevölkerung.Die Menschheit hat 44 Jahre gebraucht, um ihre Zahl seit 1967 auf den heutigen Wert von sieben Milliarden zu verdoppeln. Im gleichen Zeitraum hat sich der Energieverbrauch jedoch ungefähr verdreifacht. Etwa 80 Prozent der Energie stammen aus den fossilen Brennstoffen Erdöl, Kohle und Erdgas. Und weil beim Verheizen dieser Stoffe das wichtigste menschengemachte Treibhausgas Kohlendioxid (CO2) entsteht, sind auch die Emissionen im gleichen Zeitraum stärker angewachsen als es die Zahl der Menschen ist. War ein Erdenbewohner 1967 im Durchschnitt noch für knapp 3,5 Tonnen CO2 verantwortlich, sind es heute etwa 4,6 Tonnen. Bevölkerung, Energieverbrauch*, CO2- Ausstoß – alle drei Wachstumstrends werden bis auf weiteres anhalten. So erwarten die gängigsten Bevölkerungsszenarien bis 2050 einen Anstieg der Weltbevölkerung auf knapp 9,3 Milliarden Menschen. Dieser Anstieg von über 30 Prozent könnte nach Schätzungen der Internationalen Energieagentur von einer Verdopplung des heutigen Energieverbrauchs begleitet werden. Bliebe die Abhängigkeit von fossilen Energieträgern auf heutigem Niveau, so würden sich auch die CO2-Emissionen noch einmal verdoppeln. Es ist offensichtlich, dass bereits jede einzelne dieser Entwicklungen große Probleme mit sich bringt. Erstens erschwert das Bevölkerungswachstum, das praktisch nur noch in den wenig entwickelten Staaten, vornehmlich in Afrika und Südasien, stattfindet, dort zusehends die Lebensbedingungen.

Entscheidend dabei ist, dass gerade die armen Entwicklungsländer ihr „Recht auf Entwicklung“ auch einlösen können, das bereits 1992 im Erdgipfel von Rio in den so genannten „Rio Principles“ Niederschlag und globale Akzeptanz gefunden hat. Für die wirtschaftliche Entwicklung aber ist das Angebot von wettbewerbsfähiger Energie unumgänglich: Ohne Energie keine wirtschaftliche Entwicklung. Es ist auch im globalen Interesse, dass die großen Wohlstandsunterschiede in der Welt



tendenziell abgebaut werden. Lässt sich also eine weitere Verlangsamung des Bevölkerungswachstums nur mit wachsendem Energieverbrauch und mit einer zusätzlichen Gefährdung des Weltklimas erkaufen? Es ist offensichtlich, dass die Länder mit Entwicklungsrückstand für ihre wirtschaftliche Entfaltung mehr Energie als heute benötigen. Und sie müssen sie auch bezahlen können. „Billig“ ist gegenwärtig jedoch vor allem die Kohle. Sie ist global im größten Umfang verfügbar, verursacht aber unter allen Energieträgern je Energieeinheit am meisten CO2-Ausstoß. Würde man die vielfältigen Folgekosten der Kohleverbrennung internalisieren, also in einer ökologischökonomischen Gesamtkostenrechnung berücksichtigen, wäre die Kohle jedoch keinesfalls die billigste Energieform. Das Gesamtdilemma einer wachsenden Menschheit mit wachsenden Ansprüchen würde auf diesem Entwicklungsweg nicht gelöst, sondern zu einem Trilemma des Wachstums vergrößert: Denn es ist offensichtlich, dass die armen Länder eine Entwicklungschance brauchen, unter anderem, um ihr Bevölkerungswachstum zu bremsen. Aber es ist ebenso klar, dass sie dafür nicht auf den gleichen klimaschädlichen Entwicklungsweg geschickt werden dürfen, den die Industrienationen gegangen sind.

Bild 1.4.2 Erwartetes Bevölkerungswachstum bis 2050

In Deutschland war der Primärenergiebedarf noch stark von fossilen Energieträgern geprägt.



Bild 1.4.3 Primärenergieverbrauch in Deutschland im Jahr 2010

In Bild 1.4.4 ist die Struktur des Energieverbrauchs in Deutschland nach Sektoren aufgeschlüsselt. Industrie, Haushalte und Verkehr liegen etwa in der gleichen Größenordnung.

Bild 1.4.4 Anteile am Energieverbrauch in Deutschland im Jahr 2010

Die kurzfristige Veränderung im Strommix ist in folgender RWI-Prognose dargestellt:



Bild 1.4.5 Prognose für Deutschland 2020

Die Strompreise in Deutschland setzen sich nach einer Information des Strom-Reports wie folgt zusammen:

• 52 % für staatlich veranlasste Steuern, Abgaben und Umlagen

• 25 % für Stromerzeugung und Vertrieb, die an den Stromanbieter gehen

• 23 % für die Nutzung der Stromnetze und den Abrechnungsservice (bekommt der Netzbetreiber) (s. Bild 1.4.6).



Bild 1.4.6 Strompreis in Deutschland 2015

1.5. Klimaziele, Energiewende

Als Energiewende wird in [7] der Übergang von der nicht-nachhaltigen Nutzung von fossilen Energieträgern sowie der Kernenergie zu einer nachhaltigen Energieversorgung mittels erneuerbaren Energien bezeichnet. Ziel der Energiewende ist es, die von der konventionellen Energiewirtschaft verursachten ökologischen, gesellschaftlichen und gesundheitlichen Probleme zu minimieren und die dabei anfallenden, bisher im Energiemarkt kaum eingepreisten externen Kosten vollständig zu internalisieren. Von besonderer Bedeutung ist angesichts der maßgeblich vom Menschen verursachten Globalen Erwärmung heutzutage die Dekarbonisierung der Energiewirtschaft durch ein Ende der Nutzung von fossilen Energieträgern wie Erdöl, Kohle und Erdgas. Ebenso stellen die Endlichkeit der fossilen Energieträger sowie die Gefahren der Kernenergie wichtige Gründe für die Energiewende dar. Die Lösung des globalen Energieproblems gilt als zentrale Herausforderung des 21. Jahrhunderts.

Der Nachhaltigkeitsgedanke bedeutet, dass Energie in einem nachhaltigen Energiesystem „ausreichend Energie und – nach menschlichen Maßstäben – langandauernd so bereitgestellt wird, dass möglichst alle Menschen jetzt und in Zukunft die Chance für ein menschenwürdiges Leben haben, und in die Wandlungsprozesse nicht rückführbare Stoffe so deponiert werden, dass die Lebensgrundlagen der Menschheit jetzt und zukünftig nicht zerstört werden."

Mit der Implementierung des Nachhaltigkeitsgedankens soll somit eine Verbesserung im Nachhaltigkeits-Dreieck Ökonomie – Gesellschaft – Ökologie hergestellt werden und zugleich eine



globale und generationenübergreifende Solidarität erreicht werden. Umstritten ist im akademischen Nachhaltigkeitsdiskurs jedoch, inwiefern das Nachhaltigkeitsdreieck mit gleich gewichteten Sektoren eine zweckmäßige Prämisse ist, oder nicht die ökologische Nachhaltigkeit eine Vorrangstellung genießen solle. Kritikpunkte an der Gleichgewichtung sind insbesondere die sich hierdurch ergebende schwere Optimierbarkeit des Gesamtsystems durch Zielkonflikte zwischen den drei Einzelaspekten und die Gleichgewichtung selbst, da der Erhalt der Lebensgrundlagen durch ökologische Nachhaltigkeit Grundvoraussetzung für soziale und wirtschaftliche Nachhaltigkeit sei und somit priorisiert werden müsse.

Die Energiewende umfasst alle drei Sektoren Strom, Wärme und Mobilität, ferner auch die perspektivische Abkehr von den fossilen Rohstoffen bei deren stofflicher Nutzung etwa in der Kunststoff- oder Düngerproduktion. Ein mit der Energiewende verbundener Kohleausstieg und Ölausstieg muss auch bedeuten, dass wesentliche Mengen der vorhandenen Energieträger im Boden verbleiben müssen. Kernelemente der Wende sind der Ausbau der erneuerbaren Energien, die Steigerung der Energieeffizienz sowie die Realisierung von Energieeinsparmaßnahmen. Zu den Erneuerbaren Energien zählen Windenergie, Sonnenenergie (Solarthermie, Photovoltaik), Meeresenergie, Bioenergie, Wasserkraft und Erdwärme. Darüber hinaus kommt der Elektrifizierung des Wärmesektors und des Verkehrswesens mittels Wärmepumpen und Elektromobilität eine wichtige Rolle zu. Der Übergang weg von konventionellen Brennstoffen und hin zu erneuerbaren Energien ist in vielen Staaten der Welt im Gang. Die Konzepte für die Energiewende wie auch die dafür erforderlichen Technologien sind bekannt aus rein technischer Sicht wird eine vollständige weltweite Energiewende bis 2030 für realisierbar gehalten. Politische und praktische Probleme lassen jedoch erst eine Umsetzung bis 2050 möglich erscheinen, wobei das Fehlen politischen Willens als größte Hürde erachtet wird. Sowohl auf globaler Ebene als auch für Deutschland kamen Studien zu dem Ergebnis, dass die Energiekosten in einem regenerativen Energiesystem auf gleichem Niveau wie in einem konventionellen fossilnuklearen Energiesystem liegen oder günstiger sein würden.

Basisanforderungen zukünftiger Energiesysteme sind:

• Bereitstellung einer ausreichenden Energiemenge

• Bedarfsgerechte Nutzungsqualität und Flexibilität

• Energiesicherheit

• Ressourcenschonung

• Inhärente Risikoarmut und Fehlertoleranz

• Umweltverträglichkeit

• Internationale Verträglichkeit

• Soziale Verträglichkeit

• Niedrige Kosten

Carl-Jochen Winter nennt für die Transformation zu einem nachhaltigen Energiesystem folgende notwendige ökologische Kriterien:

• die Vermeidung einer nuklearen oder klimatischen Katastrophe

• den Weg weg von der Nutzung von Energierohstoffen und hin zu den Wandlungstechniken

• die Optimierung des Stoffwandlungssystems der Menschheit hin zu minimalem Stoffverbrauch und geschlossenen Stoffkreisläufen



• die Nutzung solarer Energieformen

Zu den sozialen und ethischen Zielen der Energiewende zählen:

• die Verbesserung der öffentlichen Gesundheit (Luftverschmutzung).

• Bekämpfung der Energiearmut in Entwicklungsländern (Preisanstieg der in Dollar gehandelten Primärenergieträger)

• Generationengerechtigkeit (Folgen des Klimawandels, die zukünftige Generationen nicht verursacht haben)

• Demokratisierung von Produktions- und Distributionsstrukturen, realisierbar z. B. in Form von Energiegenossenschaften oder Energieautonomen Regionen

• Verminderung der wirtschaftlichen Risiken einer Energieknappheit bzw. einer Energiekrise (z. B. Ölkrise) durch praktisch unbegrenzte Primärenergie

• Vermeidung von militärischen Konflikten um Energieressourcen

• Volkswirtschaftliche Vorteile durch eine langfristig betrachtet günstigere Energieversorgung

• Wirtschaftliche Wertschöpfung durch Produktion und Export von Klimaschutztechnologien

• Schaffung neuer Arbeitsplätzen, da die Nutzung regenerativer Energien arbeitsintensiver ist als die konventionelle Energieerzeugung

• Erhöhung der inländischen Wertschöpfung durch Verringerung von Energieimporten

• Verringerung des Wasserverbrauchs durch Reduktion des Kühlwasserverbrauchs konventioneller Kraftwerke (aktuell in Deutschland etwa 0,9 bis 1,33 m³/MWh bei Kohlekraftwerken und 1,44 bis 2,12 m³/MWh bei Kernkraftwerken)

• Energieeinsparung durch niedrigeren Kraftwerkseigenbedarf von regenerativen gegenüber fossilen Kraftwerken

Die ökologische Analyse betrachtet zwei Arten von Umwelteffekten:

• Umwelteffekte, die mit Hilfe einer Lebenszyklusanalyse quantifizierbar sind, also Errichtung und Entsorgung der Anlage, sowie vor- und nachgelagerte Prozesse wie Stahlherstellung, Strombereitstellung, fossile Brennstoffe usw.

• Weitere Umwelteffekte wie Erscheinungsbild der Landschaft oder die Schallbelastung von Meeressäugetieren bei der Errichtung der Gründung von Offshore-Windkraftanlagen im Normalbetrieb, bei Störfällen und bei Betriebsende.

Die Lebenszyklusanalyse (Ökobilanz) wird nach EN ISO 14040 und EN ISO 14044 rechnergestützt mit Zugriff auf Basisdaten in vorhandenen Datenbanken durchgeführt. Emissionen und Ressourcenverbrauch werden über den gesamten Lebensweg der Energiegewinnung einschließlich der Errichtung und des Rückbaus der Anlagen und der dabei benötigten Transportprozesse berücksichtigt. Technologien zur Nutzung regenerativer Energien sind im Betrieb



mit geringen Umwelteffekten verbunden. Beim Bau und beim Abriss der Konversionsanlagen werden aber fossile Energieträger benötigt und daher zwingend Emissionen freigesetzt.

Die Erstellung der Ökobilanz erfolgt in vier Schritten:

• Festlegung des Ziels und Untersuchungsrahmens

• Sachbilanz

• Wirkungsabschätzung

• Auswertung

Die Ökobilanz wird mithilfe der Prozesskettenanalyse erstellt. Dazu wird das zu untersuchende komplexe Energiebereitstellungssystem in viele überschaubare Teilsysteme (Prozesse) zerlegt. Prozesse zeichnen sich durch Zustandsänderungen aus, Eingangsgrößen werden in Ausgangsgrößen umgewandelt. Bei diesen Eingangs- und Ausgangsgrößen unterscheidet man zwischen Elementarflüssen und Produktflüssen. Elementarflüsse sind Stoff- oder Energieflüsse, die aus der Umgebung in das System eintreten (z.B. Luft, Wasser) oder von dem System an die Umgebung abgegeben werden (z.B. Staub, Kohlendioxid), ohne davor oder danach durch menschliche Einflüsse verändert zu werden. Produktflüsse können Input- (z.B. Stahl, Zement, Kohle, Transportdienstleistungen, Instandhaltungsarbeiten) und Outputströme (z.B. Stahl aus Stahlwerk, Zement aus Drehrohrofen) darstellen. Meist ist der Produktoutput des einen Prozesses der Produktinput des nächsten Prozesses; es bilden sich Prozessketten.

Prinzipiell ist mit einer solchen Prozesskettenanalyse eine sehr hohe Genauigkeit der Bilanzierung erreichbar, die von der Verfügbarkeit der Daten, den Kenntnissen über Produkte und Zwischenprodukte und Prozesse sowie der Analysetiefe abhängt.

Nach [1] lässt sich das Entgleisen des Klimas mit Erwärmung, Ansteigen des Meeresspiegels und Überflutungen, sowie Stürmen und Unwettern nur stoppen, wenn alle Länder der Erde ihre Treibhausgasemissionen schnellstmöglich auf nahezu Null herunterfahren. Viele können sich aber ein Leben jenseits von Erdöl. Erdgas und Kohle überhaupt nicht vorstellen.

Vor 300 Jahren deckten regenerative Energien vollständig den Energiebedarf. In gut 200 Jahren wird die weltweite Energieversorgung wieder vollständig kohlendioxidfrei sein, da dann die letzten Reserven an fossilen Energieträgern erschöpft sein werden.

Damit das Klima nicht kollabiert, muss die kohlendioxidfreie Energieversorgung deutlich früher gelingen, schon in 30 Jahren (Entwicklung 1 im Bild 1.5.1).



Bild 1.5.1 Anteile der Energieträger am Welt-Primärenergiebedarf

Deutschland als bevölkerungsreiches Land mit mäßigen regenerativen Energiepotentialen bringt für diese Energiewende leider nicht die besten Voraussetzungen mit, will aber Vorreiter des Klimaschutzes sein und wird von den anderen Ländern beobachtet, wie es die Wende schafft.

Gerade die Profiteure und Anhänger der klassischen Energiewirtschaft versuchen, den Wechsel bei der Energieversorgung zu verzögern. Kostenargumente sollen dabei belegen, dass ein schneller Umbau für die deutsche Wirtschaft und die Bevölkerung nicht verkraftbar ist. Die Transformation zu einer nachhaltigen Energieversorgung ist natürlich mit erheblichen Investitionen verbunden. Langfristig lassen sich durch eine kohlendioxidfreie Energieversorgung aber erhebliche Kosten einsparen, die für die Bekämpfung der Folgen des Klimawandels und stetig steigende Kosten für fossile Energieträger aufzuwenden wären. Durch die Widerstände vollzieht sich der Wandel derzeit leider noch nicht im nötigen Tempo.

Ein Umbauszenario der Stromproduktion könnte wie in Bild 1.5.2 verlaufen.

Bild 1.5.2 Entwicklung der Anteile regenerativer Energien in der Stromerzeugung



Hierzu benötigen wir jedoch eine völlig andere Versorgungsstruktur als in der Vergangenheit. Fluktuierende regenerative Kraftwerke werden dabei die größten Anteile übernehmen. Während bei der Wasserkraft in Deutschland praktisch kaum noch neue Potenziale erschlossen werden können, verfügen die Windkraft und die Photovoltaik über die größten Ausbaumöglichkeiten. Rein theoretisch könnten sowohl die Windkraft als auch die Photovoltaik jeweils alleine den gesamten Elektrizitätsbedarf in Deutschland decken. In der Praxis ist dies jedoch wenig sinnvoll, weil durch das über das Jahr schwankende Angebot an Windenergie und Solarstrahlung zu große und teure Speicher nötig wären. Bei einer sinnvollen Kombination verschiedener regenerativer Energien reduziert sich der Speicherbedarf aber erheblich. Wegen ihrer großen Potenziale werden die Photovoltaik und die Windkraft künftig zusammen mehr als zwei Drittel des jährlichen Bedarfs erzeugen.

Fossile Kraftwerke und Kernkraftwerke sind für eine sichere und klimaverträgliche Elektrizitätsversorgung spätestens bis zum Jahr 2040 nicht mehr erforderlich und werden bereits vorher hinderlich. Mit Ausnahme von Gaskraftwerken können sie wegen der langsamen Regelbarkeit nicht wie oft behauptet eine Brückenfunktion übernehmen. Speziell Braunkohle- und Kernkraftwerke sind schlecht regelbar und behindern den intelligenten Betrieb in Netzen mit hohen Angebotsschwankungen. Gaskraftwerke lassen sich hingegen wesentlich schneller regeln. Das fossile, klimaschädliche Erdgas lässt sich schließlich schrittweise durch Biogas und regenerativ erzeugten Wasserstoff oder Methan ersetzen.

Das Szenario muss ergänzt werden durch Maßnahmen zur Gebäudedämmung bis zum Passivhausstandard, durch Wärmeproduktion mit Wärmepumpen oder BHKWs und durch neue Ansätze im Verkehrwesen wie der Elektrifizierung des Transportsektors.

Um die 2 °C-Grenze für die Erderwärmung einzuhalten , muss nach Ansicht des Weltklimarats Folgendes geschehen:

- Deutliche Minderung bis 2020: Die Industrieländer müssen bis 2020 ihre Treibhausgasemissionen – im Vergleich zu 1990 – um insgesamt 25 bis 40 Prozent senken. Außerdem müssen die Entwicklungs- und Schwellenländer ihre Emissionsentwicklungen um 15 bis 30 Prozent unter der Trendprognose halten.

- Weitgehende Vermeidung bis 2050: Bis dahin müssen die Industriestaaten ihre Treibhausgasemissionen – im Vergleich zu 1990 – um mindestens 80 bis 95 Prozent verringern. Global ist mindestens eine Halbierung erforderlich.

Der ursprüngliche Plan für Deutschland, das Energiekonzept 2010, sah Folgendes vor:



Mit dem Energiekonzept der Bundesregierung vom 28. September 2010 und dem Gesetzespaket zur Energiewende vom Sommer 2011 liegt ein langfristiger politischer Fahrplan für den Klimaschutz und den Umbau der Energieversorgung in Deutschland vor. Die Emissionen an Treibhausgasen in Deutschland sollen demnach bis zum Jahr 2050 um 80% bis 95% gegenüber dem Wert von 1990 gesenkt werden. Für die energiebedingten CO2-Emissionen allein erfordert diese Zielsetzung eine Reduktion um mindestens 85% bis hin zu einer in letzter Konsequenz nahezu emissionsfreien Energieversorgung. Die Umstellung der Energieversorgung auf erneuerbare Energien (EE) bei gleichzeitig deutlicher Steigerung der Energieeffizienz sind dafür die geeigneten Strategien. Der Umwelteffekt soll durch die Einführung von und den Handel mit Umweltzertifikaten verringert werden.

Im Jahr 2014 wurde das reformierte EEG verabschiedet. Das EEG 2014 soll zukünftig den Kostenanstieg für den Endverbraucher, die so genannte EEG-Umlage, eindämmen und die Förderung der erneuerbaren Energien mit dem Netzausbau harmonisieren. Um dies umzusetzen, hat die Bundesregierung unter anderem feste Ausbaukorridore, eine verstärkte Direktvermarktung des Stroms und eine abgesenkte Vergütung beschlossen. Um der Kostenproblematik zu begegnen, wurde außerdem die Beteiligung der Eigenstromnutzung an der Zahlung der EEG-Umlage ab einer Bagatellgrenze von 10 kWh installierter Leistung und die Einführung eines Ausschreibungsmodells zur Ermittlung der Vergütungshöhen ab 2017 beschlossen.

Aktuell laufen die Vorbereitungen für den Klimaschutzplan 2050, der Wege aufzeigen soll, wie nach dem Jahr 2020 verfahren werden soll. Das BMUB schreibt dazu:

Als langfristiges Ziel sollen in der Europäischen Union die Treibhausgasemissionen um 80 bis 95 Prozent gegenüber dem Jahr 1990 reduziert werden. Für Deutschland bedeutet dies eine nahezu vollständige Vermeidung von Treibhausgasemissionen. Dies erfordert eine umfassende Transformation: In der Energieversorgung, im Verkehrs- und Gebäudebereich, in der Landwirtschaft, in der Abfallwirtschaft, in der Industrie sowie im Gewerbe-, Handels- und Dienstleistungsbereich. Die Zeit dazu drängt.

Für die Sektoren Verkehr, Landwirtschaft, Energiewirtschaft, Industrie, Gewerbe, Handel, Dienstleistungen und die Gebäudesanierung werden Ziele und Entwicklungspfade festgelegt. Neu ist die Beteiligung der Länder, Kommunen, Verbände und Bürger in einem Dialogprozess. Der Plan soll 2016 verabschiedet werden.

Auf europäischer Ebene gibt es die sog. 20-20-20-Ziele: Der EU-2030-Klima- und Energierahmen baut auf dem geltenden 2020-Rahmen und den darin enthaltenen so genannten "20-20-20-Zielen" auf: Im 2020-Rahmen haben sich die EU-Mitgliedstaaten verpflichtet, bis 2020 ihre Treibhausgasemissionen um mindestens 20 Prozent gegenüber 1990 zu reduzieren, die Energieeffizienz um 20 Prozent zu erhöhen und einen Anteil von 20 Prozent erneuerbarer Energien am Gesamtenergieverbrauch zu erreichen.

2. Technische Möglichkeiten

2.1. Umwandlung von Energieformen

Wie Bild 2.1.1 zeigt, erfordern die regenerativen Energieformen einige Umwandlungen, bis sie genutzt werden können.



Bild 2.1.1 Quellen und Nutzung regenerativer Energien

Die wichtigste Quelle ist die Sonneneinstrahlung. Diese ist allerdings Wetter-, Tages- und Jahreszeitabhängig und lässt sich nicht an Verbrauchsschwankungen anpassen.

Energetische Amortisation ist nach ca. 3 Jahren erreicht. Kraftwerke auf der Basis fossiler Brennstoffe können sich durch den ständigen Brennstoffverbrauch niemals energetisch amortisieren.

Die wichtigsten Umwandlungssysteme sind im Folgenden dargestellt.

Nicht konzentrierende Solarthermie

Solarthermie dient der thermischen Nutzung der Solarenergie durch Absorption der Strahlung und Weiterleitung der Wärme. Sie wird zur Raumheizung, Warmwasserbereitung, Wärmegewinnung für Industrieprozesse, aber auch zur Kühlung und zur Stromerzeugung genutzt. Nicht konzentrierende Solarthermische Absorber wandeln sowohl das direkte Sonnenlicht, als auch das diffuse Licht bei bewölktem Himmel in Wärme um.

Beispiele sind:

Solare Schwimmbadheizung . Es gibt in Deutschland etwa 8000 öffentliche Frei- und Hallenbäder und ca. 500000 private Schwimmbäder. In der Badesaison muss das Wasser nur geringfügig erwärmt werden, so dass ein einfacher Absorber ausreicht. Ein Wärmespeicher ist entbehrlich, da das Beckenwasser als Speicher fungiert.



Bild 2.1.2 solare Schwimmbadheizung

Die Pumpe für den Solarkreislauf muss so geregelt werden, dass sie nur läuft, wenn eine Temperaturerhöhung des Beckenwassers zu erwarten ist. Sie braucht daher Temperaturfühler für Becken- und Absorbertemperatur. Die erforderliche Absorberfläche beträgt etwa 50% bis 80% der Beckenoberfläche.

Die Pumpe muss mit elektrischer Energie angetrieben werden (Betriebskosten). Wird diese Energie mit einer PV-Anlage erzeugt, kann u.U. die Regelung entfallen, da die PV-Anlage nur bei Sonnenschein Strom für die Pumpen liefert.

Solare Trinkwassererwärmung . Hier müssen höhere Temperaturen als bei der Schwimmbadheizung erzeugt werden, so dass aufwändigere Absorber erforderlich sind.

In südlichen Ländern sind die Schwerkraftanlagen verbreitet. Sie basieren auf dem Dichteunterschied von kaltem und warmem Wasser; deshalb ist ein Höhenunterschied von mindestens 60cm zwischen Kollektor und Wärmespeicher besteht.



Bild 2.1.3 solare Schwerkraftanlage

Diese Anlage ist als Einkreissystem äußerst einfach, hat aber Nachteile: Im Winter kann das System einfrieren, da als Wärmeträger das Trinkwasser genutzt wird (Abhilfe: Zweikreissystem mit Frostschutzmittel und Wärmetauscher) und mangels Regelung ist das System nicht für Großanlagen geeignet. Darüber hinaus muss das Dach das Gewicht des Wärmespeichers tragen können.

In unseren Breiten sind die Zweikreisanlagen mit Zwangsumlauf verbreitet. Diese sind frostsicher und der Speicher kann an einem baulich geeigneteren Ort aufgestellt werden, sie brauchen aber eine Umwälzpumpe und somit elektrische Energie zum Betrieb. Im Fall von mit Gleichstrom betriebenen Pumpen kann diese Energie mit einer PV-Anlage gewonnen werden.



Bild 2.1.4 Zweikreissystem mit Zwangsumlauf

Der Solarkreislauf dient der Vorheizung des Kaltwassers und ist geregelt. Die gewünschte Wassertemperatur wird mit konventioneller Heizung erreicht. Aufgrund der geringeren Dichte sammelt sich das erwärmte Wasser im oberen Bereich des Speichers.

Solarthermische Systeme können auch zur Heizungsunterstützung herangezogen werden. In diesem Fall werden größere Kollektoren und größere Speicher eingesetzt, es ist aber eine Trennung von Heizungswasser und Trinkwasser und damit ein getrennter Speicherbereich vorzusehen.



Bild 2.1.5 Trinkwassererwärmung und Heizungsunterstützung

Rein solare Heizung ist mit diesen kleinen Wärmespeichern nicht zu erreichen. Hierzu ist neben einer optimalen Gebäudedämmung ein großer Schichtenspeicher einzusetzen, der für ein Einfamilienhaus ca. 50m3 fassen soll.

Es gibt bereits Neubausiedlungen mit Nahwärmeversorgung, bei denen jedes Haus mit Kollektoren bestückt ist, der Wärmespeicher aber zentral ist. Das reduziert die Verluste im Speicher, bringt aber Leitungsverluste und Kosten des Leitungsnetzes mit sich.

Mit Solarwärme lässt sich sogar eine solare Kühlung aufbauen. Je heißer es ist, umso höher der Kühlleistungsbedarf, aber auch umso höher die Leistung des thermischen Kollektors. Hier ist ein solarer Kollektor mit einer Absorptions-Kältemaschine gekoppelt. Mit zwei Substanzen – dem Kältemittel und dem Lösungsmittel – mit verschiedenem Siedepunkt kann ein Wärmegefälle zwischen Kollektor und Kühlturm Kälte in ein Kühlsystem einspeisen.

Solarkollektoren gibt es für verschiedene Einsatzgebiete. Man unterscheidet Speicherkollektoren, Flachkollektoren und Vakuumröhrenkollektoren. Bei Speicherkollektoren erübrigt sich der externe Wärmespeicher, da diese einen wärmegedämmten Edelstahltank enthalten, so dass die gesamte Anlage einfacher wird. Nachteilig ist, dass sie einfrieren können, ein hohes Gewicht auf das Dach bringen und im Winter höhere Wärmeverluste als ein zentraler Speicher haben. Daher sind sie nicht sehr verbreitet.



Bild 2.1.6 Querschnitt durch einen Speicherkollektor

Flachkollektoren sind aus einem Gehäuse, einer transparenten Abdeckung und dem Absorber aufgebaut. Die Rückseite muss wärmegedämmt sein.

Bild 2.1.7 Vorgänge an einem Flachkollektor

Dieser Aufbau hat verschiedene Ursachen für Verluste. Strahlungsverluste treten an den Oberflächen auf und weitere Verluste durch Wind und Regen sind durch Konvektion verursacht.



Bild 2.1.8 Energieumwandlung und Verluste an einem Flachkollektor

In Vakuumröhrenkollektoren unterbindet das Hochvakuum innerhalb eines Glasrohres die Konvektion. In der Mitte des Rohres verläuft eine Heat Pipe (Wärmerohr), in dem ein Medium (z.B. Methanol) durch die Sonneneinstrahlung verdampft wird. Das Medium kondensiert an der höchsten Stelle wieder und gibt dabei die Verdampfungswärme in einem Wärmetauscher an eine vorbeiströmende Wärmeträgerflüssigkeit ab. Das kondensierte Medium tropft wieder herab und wird erneut verdampft.

Bild 2.1.9 Funktion des Vakuumröhrenkollektors

Solarthermische Anlagen zur Trinkwassererwärmung in Deutschland werden i.A. so ausgelegt, dass sie im Jahresmittel 50% bis 60% des Warmwasserbedarfs decken. Faustformeln hierzu sind:

- Kollektorgröße 1…1,5 m2 Flachkollektorfläche pro Person

- Speichergröße 80…100 l pro Person

Konzentrierende Solarthermie

Die Arbeitstemperaturen nicht konzentrierender Kollektoren lassen sich mit Vakuumröhrenkollektoren nur bis zu ca. 200°C steige rn und der Wirkungsgrad sinkt ab 100°C aufgrund von Wärmeverlusten rapide ab. Zur Erzeugung von Prozesswärme und für die Stromversorgung über thermische Kreisprozesse sind deutlich höhere Temperaturen erforderlich.

Die Forschung zur konzentrierenden Solarthermie wurde in den 1970er und 1980er-Jahren unter dem Eindruck der Ölkrise gefördert, danach aber reduziert. Seit 2006 sind neue Anlagen in Spanien und den USA geplant. Die Bedeutung dieser Technik wird schnell ansteigen.

Die Strahlung einer Strahlungsquelle – hier der Sonne – wird mit einem Konzentrator auf eine Receiverfläche konzentriert. Das ist aber nur bei parallel einfallendem direktem Sonnenlicht wirksam möglich. Daher ist diese Technik für sonnenreiche Regionen interessant. Im Sonnenofen von Odeillo in Südfrankreich wurden bei einer Konzentration (Konzentratorfläche / Receiverfläche) von mehr als 10000 Temperaturen von etwa 4000K erreicht.

Bei konzentrierenden Kollektoren ist ein Absorber in einer Spiegelanordnung montiert. Die Konzentration kann linienförmig oder punktförmig geschehen.



Bild 2.1.10 Linienkonzentratoren: links Parabolrinne, rechts Fresnelkollektor

Bild 2.1.11 Punktkonzentratoren: links Parabolschüssel, rechts Heliostaten

Der Reflektor muss nachgeführt werden. Einachsig nachgeführte Systeme konzentrieren das Licht auf ein Absorberrohr, zweiachsig nachgeführte auf einen Punkt. Die Ausrichtung geschieht über einen Sensor oder über die Berechnung der Sonnenposition.



Bild 2.1.12 Kollektorwirkungsgrad und Absorbertemperatur, Konzentrationsfaktor C

Man sieht, dass hohe Absorbertemperaturen nur mit großer Konzentration C erreichbar sind, was zweiachsig nachgeführte Punktkonzentratoren erfordert.

Der Tagesverlauf der Leistung eines Parabolrinnenkraftwerks ist im nächsten Bild dargestellt. Die zeitliche Verzögerung beim Aufheizen des Feldes am Morgen rührt her von den erheblichen aufzuheizenden Massen der Rohre und des Wärmeträgeröls.

Bild 2.1.13 Tagesverlauf der Leistung eines Parabolrinnenkraftwerks

Im Beispiel bei einer Fläche von 250000 m2 sind es 43 km Absorberrohre mit einer Masse von 164 t, 5 km Verbindungsrohre mit 325 t Masse und rund 600 t Wärmeträgeröl. Selbst bei hohen Einstrahlungswerten beträgt die Zeitspanne, in der der Aufheizverlust von 85 MWh erbracht wird, mehr als eine halbe Stunde.

Punktkonzentratoren

Dies können Parabolschüsseln sein, die aber technisch bedingt kleiner als 10 m im Durchmesser sind.



Größere Leistungen lassen sich mit Heliostaten erreichen, die das Licht auf einen Absorberturm konzentrieren. Die Verschattungsverluste, Spiegelfehler, Nachführungsungenauigkeiten, Reflexionsverluste, Windbelastungen, Cosinusverluste und technische Ausfälle beeinflussen den Feldwirkungsgrad, der zwischen 55% und 80% liegt.

Bild 2.1.14 Heliostat der Forschungseinrichtung PSA bei Almeria, Südspanien

Für die Stromerzeugung werden die Kollektorsysteme mit Wärme-Pufferspeichern und mit Gasturbinen ergänzt.

Ein Beispiel für die frühe Nutzung ist die Anlage „Solar One“ in der Mohave-Wüste in Kalifornien.

Bild 2.1.15 Solar One in Barstow, Kalifornien

Mit Sonnenöfen können auch Chemikalien bei hohen Temperaturen hergestellt werden. So kann auch Wasserstoff solarchemisch umweltverträglich hergestellt werden. Wenn eine Wasserstoffwirtschaft Realität wird, könnte dies ein geeignetes Verfahren zur Herstellung von Wasserstoff sein.



Photovoltaik

Mit Photovoltaik bezeichnet man die Technik, die Strahlungsleistung der Sonne direkt in elektrische Energie umzuwandeln.

Die Sonne wirkt als Kernfusionsreaktor, der Wasserstoff zu Helium wandelt und dabei Energie gewinnt. Pro Sekunde verliert die Sonne dadurch 4,3 Millionen Tonnen an Masse, die sie als 3,845·1026 W Strahlungsleistung an der Oberfläche abstrahlt, was zur spezifischen Ausstrahlung von 63,3 MW/m2 führt. Fasst man die Sonne als schwarzen Körper auf, dann folgt daraus eine Oberflächentemperatur von 5777 K.

Auf der Erdoberfläche kommt von der Strahlung nur ein winziger Teil an, der auch noch durch den Einfluss der Atmosphäre vermindert ist. Das im Bild 2.1.16 blau gezeichnete Spektrum AM1,5g gibt die Bestrahlungsstärke bei verschiedenen Wellenlängen (Farben) des Lichts wieder.

Bild 2.1.16 Spektren des Sonnenlichts, AM0 im Weltraum, AM1,5g auf der Erde

Die Höhe des Sonnenstandes und die Witterung haben einen großen Einfluss auf die Bestrahlungsstärke eines Ortes.

Als Beispiel seien im Bild 2.1.17 drei Tagesgänge der Bestrahlungsstärke in Karlsruhe gezeigt, bei stark bedecktem Himmel im Winter, an einem wolkenlosen Wintertag und an einem wolkenlosen Sommertag.



Bild 2.1.17 wetterabhängige Tagesgänge der Bestrahlungsstärke

Aus dem Sonnenbahndiagramm in Bild 2.1.18 geht hervor, wie gering die Sonnenhöhe im Winter ist, d.h. wie streifend das Licht auftrifft und so einen langen Weg in der Atmosphäre zurücklegt.

Bild 2.1.18 Sonnenbahndiagramm für Berlin

Der geringen Sonnenhöhe entsprechend sollten die PV-Module geneigt montiert werden, damit die Strahlung möglichst senkrecht auf die Fläche auftrifft. Die Neigung führt dabei aber bei geringer Sonnenhöhe zur gegenseitigen Abschattung der Module.

Im Atommodell können die Elektronen durch Energiezufuhr auf eine höhere Bahn angehoben werden. Betrachtet man einen Festkörper aus vielen Atomen, dann bilden sich statt der scharfen Energieniveaus breitere Energiebänder aus. Das oberste mit Elektronen gefüllte Band heißt Valenzband, das nächst höhere teilweise gefüllte oder leere Band nennt man Leitungsband. Der Energieabstand zwischen den Bändern heißt Bandabstand. Durch Absorption eines Lichtquants (Sonneneinstrahlung) kann ein Elektron vom Valenzband in das Leitungsband energetisch angehoben werden, wodurch es beweglich wird.



Bild 2.1.19 innerer Photoeffekt: Anheben eines Elektrons ins Leitungsband

Ist die Energie des Photons kleiner als der Bandabstand, kann das Elektron nicht angehoben werden, ist sie größer, geht die überschüssige Energie verloren.

Eine Solarzelle nutzt diesen Effekt, um Elektronen auf höhere Energie zu bringen und zu einer Seite eines p-n-Übergangs zu bringen, wo sie außen zurückfließen und im Verbraucher (in PV-Anlage der Wechselrichter) Arbeit leisten können. Auf der einen Seite herrscht ein Mangel an Elektronen (positiv, p-dotiertes Halbleitermaterial), auf der anderen Seite herrscht ein Überschuss an Elektronen (negativ, n-dotiert).

Bild 2.1.20 Prinzip einer Solarzelle

Je nachdem, welches Halbleitermaterial verwendet wird, ist die Strahlungsabsorption von der Wellenlänge abhängig (der sog. Quantenwirkungsgrad). Daraus lassen sich Diagramme der spektralen Empfindlichkeit bestimmen, die angeben, welche Wellenlängenbereiche (Lichtfarben) sich nutzen lassen.



Bild 2.1.21 spektrale Empfindlichkeit verschiedener Solarzellentypen

Im Fall einer kristallinen Silizium-Solarzelle wird eine dünne Siliziumscheibe, der Wafer, mit Stoffen aus der dritten Spalte des Periodensystems (p-Dotierung) und aus der fünften Spalte (n-Dotierung) mit einem Gasdiffusionsverfahren im Ofen dotiert. Die Anschlüsse werden im Siebdruckverfahren kontaktiert und die Oberfläche mit einer blau erscheinenden Antireflexionsschicht überzogen. Es kann mit kristallinen Zellen ein Wirkungsgrad bis zu 20% erreicht werden.

Bild 2.1.22 Prinzipieller Aufbau einer kristallinen Solarzelle

Mehrere solche Solarzellen werden zu einem Modul zusammengefasst, um sie vor Umwelteinflüssen zu schützen. dazu werden zwischen zwei Kunststofffolien laminiert, mit einer Glasscheibe abgedeckt und mit einem Montagerahmen versehen.

Solarzellen lassen sich auch durch Aufdampfen des Siliziums auf ein Glassubstrat herstellen. Dabei bildet sich aber keine Kristallstruktur aus, diese Zellen bestehen daher aus amorphem Silizium. Der Wirkungsgrad ist erheblich geringer als bei kristallinen Zellen, aber der Materialeinsatz viel geringer; sie sind um den Faktor 100 dünner. Hauptanwendung sind Kleingeräte wie Taschenrechner und Uhren. Im Labor lässt sich ein Wirkungsgrad von 12% erreichen, in der Serie aber nur etwa 6%. Inzwischen gibt es Dünnschichtzellen aus einer Vielzahl von Halbleitermaterialien.



Im Forschungsstadium befinden sich Farbstoffzellen aus Titandioxid und sogar Zellen aus organischem Material. Wirkungsgrad und Langzeitstabilität sind noch nicht ausreichend.

Wird eine Solarzelle beleuchtet, aber nicht elektrisch belastet, stellt sich an den Klemmen die Leerlaufspannung ein, es fließt aber kein Strom. Wird sie kurzgeschlossen, ist die Klemmenspannung Null, es tritt aber der Kurzschlussstrom auf. Im Bild 2.1.23 ist deutlich zu sehen, dass die rote Leistungskurve ein Maximum hat, den Maximum Power Point MPP. Der Wechselrichter muss unter allen Betriebsbedingungen eine solche Last darstellen, die die maximale Leistung aus dem Solarmodul nutzt. Dies wird mit verschiedenen Optimierungsverfahren (MPP-tracker) erreicht.

Bild 2.1.23 I-U- und P-U-Kennlinien einer Solarzelle mit dem MPP

Zu allem Überfluss sind der Kurzschlussstrom und die Leerlaufspannung und damit auch die erzeugte elektrische Leistung einer Solarzelle temperaturabhängig. Wie man im Bild 2.1.23 sieht, steigt der Kurzschlussstrom geringfügig mit der Temperatur, es fällt aber die Leerlaufspannung stakt mit erhöhter Temperatur. Insgesamt bewirkt das bei einem Temperaturanstieg um 25°C einen Leistungsverlust von 10%.

Bild 2.1.24 Temperaturabhängigkeit der Solarzellen-Kennlinien

Die Leerlaufspannung einer Solarzelle ist laut Bild 2.1.23 sehr gering, so dass man viele Zellen in einem Modul in Reihe schaltet. Der Strom ist dann bei allen Zellen gleich, es addieren sich aber die Spannungen, wenn alle Zellen gleiche Bestrahlungsstärke und Temperatur haben.

Zu einem Problem wird es, wenn eine oder mehrere Zellen in einem Modul abgeschattet sind. Diese erzeugen dann keine Energie, sondern wirken als Verbraucher, da die anderen Zellen Strom



erzeugen. Dadurch erwärmen sich die abgeschatteten Zellen bis zur Zerstörung. Deshalb muss man solche Zellen mit sog. Bypassdioden umgehen, um sie zu schützen. Aus Kostengründen werden meist Strecken mit mehreren Zellen durch eine Bypassdiode geschützt. Optimal wäre aber eine Diode pro Zelle; ein Hersteller hat sie in jede Zelle integriert.

Bild 2.1.25 Bypassdioden: links Normalbetrieb, in der Mitte eine verschattete Zelle

Soll die erzeugte elektrische Leistung in einem Inselsystem an Gleichstromverbraucher abgegeben werden, setzt man folgende Schaltung ein, die mit Akkumulatoren als Pufferspeicher arbeitet.

Bild 2.1.26 Prinzip eines PV-Batteriesystems

Bei zum Akkumulator passender Anzahl von Zellen im Modul kann auf einen MPP-tracker verzichtet werden und man kommt mit einem einfachen Laderegler aus. Dieser muss eine Tiefentladung des Akkus und ein Überladen verhindern.

Es gibt noch viele andere Speichermöglichkeiten:

- Kondensatorspeicher

- Speicherung in supraleitenden Spulen



- Schwungradspeicher

- Pumpspeicher-Wasserkraftwerke

- Druckluftspeicher

- Methanisierung von elektrolytisch erzeugtem Wasserstoff

In den meisten Fällen soll die elektrische Leistung in das öffentliche Netz eingespeist werden. Dazu muss man den erzeugten Gleichstrom phasenrichtig in das Wechsel- oder Drehstromnetz einspeisen. Das ist die Aufgabe der Wechselrichter.

Die einfachste Schaltung ist wie in Bild 2.1.27 eine H-Brücke aus Halbleiterschaltern, die abwechselnd ein- und ausgeschaltet werden. Als Schalter kommen Power-MOSFETs, ggf. bipolare Transistoren oder IGBTs in Frage.

Bild 2.1.27 H-Brückenschaltung

Bild 2.1.28 Idealisierter Stromverlauf in einer H-Brückenschaltung

Wenn die Schalter 1 und 3 und die Schalter 2 und 4 um den Steuerwinkel α gegenüber dem Nulldurchgang verzögert abwechselnd geschaltet werden, ergibt sich ein trapezförmiger (idealisiert rechteckförmiger) Strom, der durch Wegfiltern der Oberwellen an die Sinusform angenähert werden kann. Eine solche Schaltung ist nur für kleine Leistungen geeignet. Sie speist Wechselstrom in eine Phase ein. Mit dem Transformator kann eine Spannungsanpassung erreicht werden. Die Freilaufdioden ermöglichen dem Strom, auch bei abgeschaltetem Halbleiterschalter weiterzufließen und verhindern die zerstörerischen Abschaltspannungsspitzen.



Bei Leistungen über 4,6 kVA ist Drehstromeinspeisung in alle drei Leiter vorgeschrieben. Dies kann mit einer Sechspuls-Brückenschaltung nach Bild 2.1.29 erreicht werden. Ein Mikrocontroller steuert die Schalter so, dass drei um 120° versetzt e Wechselströme entstehen.

Bild 2.1.29 Drehstrom-Sechspuls-Brückenschaltung

In beiden Brückenschaltungen wird die von den PV-Modulen erzeugte Gleichspannung bei 50 Hz zerhackt auf einen Transformator gegeben. Moderne Wechselrichter schalten sehr viel schneller und nähern durch Variation der Pulsdauer (Pulsbreitenmodulation, pulse width modulation PWM) und Wegfiltern der Oberwellen eine Sinusschwingung an (siehe Bild 2.1.30).

Bild 2.1.30 Pulsbreitenmodulation

Trotz der Verluste sind Wechselrichter häufig über einen Transformator an das Netz gekoppelt, weil hier eine galvanische Trennung zwischen dem Netz und der PV-Anlage vorgeschrieben ist. Alternativ gibt es transformatorlose Schaltungen, die dann aber eine allphasige Fehlerstromüberwachung nötig machen.

Bild 2.1.31 zeigt die vollständige Prinzipschaltung eines Wechselrichters.



Bild 2.1.31 PV-Wechselrichterschaltung

Ein DC-DC-Wandler bringt die Gleichspannung auf einen für die Wechselrichterbrücke geeigneten Wert und sucht den Arbeitspunkt der maximalen Leistung (MPP). Durch die Kommunikation mit dem Netzbetreiber und die Netzüberwachung auf Frequenz- und Spannungsabweichungen kann die Niederspannungsrichtlinie VDE-AR-N 4105 eingehalten und die Anlage vom Betreiber ferngesteuert werden.

Die Wechselrichter können entweder zentral mit hoher Leistung aufgebaut sein oder in einen cluster in Master-Slave-Anordnung aufgelöst sein. ein kleiner Wechselrichter erreicht sehr viel früher Volllast als der zentrale. Bei Bedarf können vom Master weitere Slaves zugeschaltet werden. Sind Teilabschattungen zu erwarten, kann man sogar auf Modulwechselrichter ausweichen, die alle wechselstromseitig gekoppelt sind.

In Bild 2.1.32 ist eine Möglichkeit für ein Eigenverbrauchssystem dargestellt.

Bild 2.1.32 Netzgekoppelte PV-Anlage mit DC-gekoppeltem Batteriespeicher

Überschüsse können hier in einem Akkumulator gespeichert werden. Bei größeren Anlagen kann man elektrolytisch Wasserstoff erzeugen und den in einer Brennstoffzelle zurückverwandeln.



Überschüsse können auch mit einem Heizelement in den Wärmespeicher des Gebäudes abgeführt werden.

Wie man in Bild 2.1.33 sieht, ist bei einem haushaltsüblichen Lastgang der Eigenverbrauch ohne Speicherung nahezu unmöglich.

Bild 2.1.33 Lastgang eines Einfamilienhauses und einer 5-kWp-PV-Anlage bei Sonnenschein

Mit Batteriespeicher in einer wirtschaftlich sinnvollen Größe kann ein Autarkiegrad von 80% erreicht werden.

Windkraft

Windenergie ist eine indirekte Form der Sonnenenergie. Die Sonneneinstrahlung erwärmt die Luft und die Erdoberfläche ungleichmäßig, besonders auf der Tagseite und in äquatornahen Regionen. Ausgleichsströmungen sind die Folge. Durch die Erddrehung werden die Strömungen abgelenkt und bilden rotierende Hoch- und Tiefdruckgebiete.

Wind hat deutlich höhere Leistungsdichten als die solare Bestrahlungsstärke. Sonnenlicht erreicht etwa 1 kW/m2, ein Sturm 10 kW/m2 und ein Orkan über 25 kW/m2, ein Tornado sogar über 100 kW/m2. Da kann man sich die Gewalt der Verwüstungen vorstellen. Ein durchschnittlicher Wind von 5 m/s hat aber nur eine Leistungsdichte von 0,075 kW/m2.

Neue Windkraftanlagen verfügen über ein hohes technisches Niveau in Leistungsklassen bis über 5 MW. In 2011 hat die deutsche Windkraftindustrie mehr als 100.000 Arbeitsplätze geschaffen und einen jährlichen Umsatz von mehr als 10 Mrd. Euro. Die Windkraft wird zur Deckung des zukünftigen Energiebedarfs einen großen Teil beitragen.

Die Leistung des Windes beträgt P = ½·ρ·A·v3

Hierbei ist ρ die temperaturabhängige Dichte der Luft, A die Querschnittsfläche, die mit der Geschwindigkeit v durchströmt wird. Aus der dritten Potenz der Luftströmungsgeschwindigkeit ersieht man, dass eine mittlere hohe Windgeschwindigkeit für den Ertrag der Anlage wichtig ist.

Der theoretisch maximal mögliche Wirkungsgrad einer Windkraftanlage ist 60%. Gute Anlagen erreichen 50%.

Die Entnahme von Leistung aus der Luftströmung geschieht nach zwei Prinzipien:



- mit Widerstandsläufern oder

- mit Auftriebskörpern.

Nach Bild 2.1.34 haben verschieden geformte Körper einen unterschiedlichen Luftwiderstandsbeiwert und erfahren daher in einer Luftströmung eine unterschiedliche Widerstandskraft.

Bild 2.1.34 Luftwiderstandsbeiwerte verschiedener Körper

Das Schalenkreuzanemometer nutzt die unterschiedliche Widerstandskraft von Halbkugeln.

Windkraftanlagen können aber auch mit Auftriebskörpern arbeiten. Bild 2.1.35 zeigt die wirkenden Kräfte. Nur die Tangentialkraft dreht den Rotor und erzeugt Leistung.

Bild 2.1.35 Windgeschwindigkeiten und Kräfte an einem Rotorblatt

Es gibt zwei grundsätzliche Bauformen von Windkraftanlagen: die mit vertikaler und die mit horizontaler Drehachse. In Bild 2.1.36 sind drei Bauformen mit vertikaler Drehachse dargestellt.



Bild 2.1.36 Rotoren mit vertikaler Drehachse

Der Savonius-Rotor arbeitet nach dem Widerstandsprinzip. Sie sind sehr materialaufwändig und haben einen schlechten Wirkungsgrad, werden daher nur in kleinen Leistungsklassen gebaut, laufen aber schon bei geringen Windgeschwindigkeiten an.

Der Darrieus.Rotor mit parabelförmigen Rotorblättern arbeitet nach dem Auftriebsprinzip. Er läuft nicht selbständig an und erreicht wegen des sich bei der Rotation ständig ändernden Anstellwinkels nur einen geringen Wirkungsgrad.

Eine Weiterentwicklung ist der H-Rotor. Er ist sehr robust und hat einen in die Rotorstruktur integrierten Generator ohne Getriebe. Dieser Typ wird in der Antarktis und in den Alpen genutzt.

Der Generator nebst Steuerung lässt sich in der Bodenstation integrieren und der Aufbau ist unkompliziert. Die Rotoren sind richtungsunabhängig und können daher den böigen Wind in Bodennähe nutzen. Durch den geringen Wirkungsgrad und die hohe Materialbeanspruchung aufgrund häufiger Lastwechsel konnten sie sich unter wirtschaftlichen Gesichtspunkten nicht gegenüber Anlagen mit horizontaler Drehachse durchsetzen.

Moderne Windkraftanlagen zur Stromerzeugung mit horizontaler Drehachse wandeln den starken Wind in großer Höhe und bestehen wie in Bild 2.1.37 gezeigt aus folgenden Komponenten:

- Rotorblätter, Rotornabe, Rotorbremse, Blattverstellmechanismus

- elektrischer Generator und ggf. Getriebe

- Windmesssystem und Windnachführung (Azimutverstellung)

- Gondel, Turm und Fundament

- elektrische Schaltanlagen, Regelung und Netzanschluss.



Bild 2.1.37 Aufbau einer Windkraftanlage

Rotoren werden mit einem Blatt (mit Gegengewicht), mit zwei oder drei Rotorblättern gefertigt. Die Rotoren müssen motorisch in die Windrichtung gedreht, mit einer Bremse in dieser Position gehalten und bei Änderung nachgeführt werden (Giermotoren, Azimutantrieb). Üblicherweise laufen sie in Luv, damit die Blätter immer denselben Winddruck haben und nicht durch die vom Turm abgeschattete Windzone laufen müssen, was sie periodisch entlastet.

Die Leistungsbegrenzung und Anpassung an höhere Windgeschwindigkeiten kann entweder durch Strömungsabriss (stall-Effekt) oder durch Blattanstellwinkelverstellung (pitch-Regelung) erreicht werden.

Charakterisierende Größen sind

• die Schnelllaufzahl λ = indigkeitWindgeschwaktuelle

digkeitengeschwinBlattspitz

⋅

• der Leistungsbeiwert cp = LeistungenthalteneWindim

LeistungentzogeneWinddem

⋅⋅⋅⋅⋅⋅

Die Leistung des Rotors wird durch Abbremsen der Luftströmung gewonnen. Das Optimum, d.h. der maximale Leistungsbeiwert cp, wird dann erreicht, wenn die Windgeschwindigkeit weit hinter dem Rotor bei einem Drittel der Windgeschwindigkeit vor dem Rotor liegt. Als Verlust wirkt der Drall, der der Strömung durch den Rotor aufgeprägt wird (Verwirbelung hinter dem Rotor).

Die Schnelllaufzahl λ von Einblattrotoren liegt bei 14 bis 16, was eine hohe Geräuschemission zur Folge hat. Außerdem laufen sie trotz Gegengewicht wegen der umlaufenden dynamischen Last unruhig und wirken im Landschaftsbild störend.



Zweiblattrotoren laufen langsamer (λ zwischen 8 und 14), zeigen aber Dreh- und Beugebewegungen und damit erhöhte dynamische Belastungen, die zu einigem konstruktivem Aufwand führen und damit teuer sind. Über 200 kW Leistung werden sie nicht mehr angeboten.

Dreiblattrotoren haben deutlich geringere schwingungsdynamische Probleme bei einer Schnelllaufzahl von 6 bis 10. Die Geräuschemission ist geringer und bei großen Anlagen sinkt die Nenndrehzahl weiter ab. Dies bewirkt ein ruhigeres Landschaftsbild und höhere Akzeptanz.

Durch den windgeschwindigkeitsabhängigen Leistungsbeiwert und die Blattverstellung kommt man in einem breiten Bereich der Windgeschwindigkeit zu einer konstanten Generatorleistung wie Bild 2.1.38 zeigt. Bei sehr hohen Windgeschwindigkeiten muss die Anlage strömungstechnisch gebremst oder durch Blattverstellung bis in die Fahnenstellung angehalten werden.

Bild 2.1.38 Generatorwirkleistung und Leistungsbeiwert einer Windkraftanlage

Die Aufgabenstellung für die Anlage ist, konstanten Drehstrom mit 50 Hz zu erzeugen, obwohl der Wind und damit das Drehmoment am Rotor ständig wechselt. Es gibt dafür unterschiedliche Konstruktionen: mit und ohne Getriebe. Generatoren müssen bei hohen Drehzahlen betrieben werden, der Rotor läuft langsam. Ein ggf. hydraulisches Getriebe passt die Drehzahl an. Eine andere Lösung ist der getriebelose Einsatz eines Generators mit vielen Polen, der langsam laufen kann. Dafür wird der Generator groß und schwer.

Als Generatoren kommen Synchronmaschinen oder Asynchronmaschinen in Frage.

Synchronmaschinen sind aus feststehenden Ständerpolen und einem rotierenden Elektromagneten aufgebaut. Der Elektromagnet wird von Gleichstrom durchflossen, was den Läufer zu einem Magneten mit einstellbarem Erregerfeld macht. Rotiert der Läufer, wird in den feststehenden Ständerwicklungen eine Spannung induziert. Damit dieser Generator an das Netz angeschaltet werden kann, müssen die Drehrichtung (Phasenfolge) des Drehstroms, die Frequenz, die Spannung und die Phasenlage von Generator und Netz übereinstimmen, sonst würden Schäden durch zu hohe Ausgleichsströme auftreten. Durch Einstellung des Erregerfeldes kann durch Untererregung kapazitiver Blindstrom und durch Übererregung induktiver Blindstrom ins Netz eingespeist werden. Ein Synchrongenerator kann also je nach Erregerstromstärke Blindstrom aufnehmen oder auch erzeugen.

Asynchronmotoren unterscheiden sich dadurch, dass der Läufer nur ein zylindrischer Käfig ist. Im Motorbetrieb induziert beim Anschalten des Ständers ans Netz das entstehende Drehfeld im Käfig einen Strom, der eine Tangentialkraft verursacht und so den Käfig mitnimmt. Der Käfig beschleunigt bis fast auf Synchrondrehzahl, er bleibt um einen geringen Schlupf (wenige %) zurück. Wird der



Käfigläufer über die Synchrondrehzahl hinaus beschleunigt, dann wirkt die Maschine als Generator und gibt über den Ständer Wirkleistung ins Netz ab. Allerdings braucht der Asynchrongenerator induktive Blindleistung aus dem Netz, die entweder über übererregte Synchrongeneratoren im Netz oder von einer Leistungselektronik erzeugt oder bei einem Inselnetz mit einer Kondensatorbank erzeugt werden kann. Um die Kennlinie variabel zu gestalten, kann der Käfig aufgetrennt und über Schleifringe außen zugänglich gemacht werden, wo man einstellbare Widerstände in den Läuferstromkreis schaltet.

Die Anlagenkonzepte unterscheiden sich erheblich. Das „dänische Konzept“ ist das einfachste. Hier wird ein stall-geregelter Rotor mit einem Asynchrongenerator gekoppelt und direkt ans Netz geschaltet. Ein Getriebe sorgt für die Drehzahlanpassung. Die hohen Anlaufströme zum Starten der Anlage können mit einer Sanftanlaufschaltung begrenzt werden. Der Schlupf kann über die Läuferwiderstände eingestellt werden. Nachteilig ist, dass die Rotordrehzahl fest ist und daher nicht bei jeder Windgeschwindigkeit die maximale Leistung aus der Strömung entnommen werden kann. Eine Abhilfe sind polumschaltbare Generatoren oder zwei verschiedene Generatoren für unterschiedliche Drehzahlen.

Synchrongeneratoren haben keinen Schlupf, sie laufen immer absolut synchron um. Um Böen abzufedern, kann man eine Rutschkupplung einbauen. Direkt ans Netz angeschlossene Synchrongeneratoren gibt es nur in Inselnetzen. Ans öffentliche Netz angeschlossene Windkraftanlagen muss man über einen Umrichter entkoppeln. Eine vorteilhafte Konstruktion sind die getriebelosen Anlagen mit Umrichter (Bild 2.1.39). Durch den Umrichter kann der Rotor verschiedene Drehzahlen aufweisen, da der erzeugte Drehstrom sofort gleichgerichtet wird. Aus diesem Gleichstrom erzeugt man den ins Netz eingespeisten Drehstrom synchron mit dem Netz. Durch den Wegfall des Getriebes sind diese Anlagen leise. Setzt man zur Netzeinspeisung pulsbreitenmodulierte Wechselrichter ein, kann man den Blindleistungsbedarf im Netz in der Leistungselektronik variieren.

Bild 2.1.39 Aufbau einer getriebelosen Windkraftanlage

Der erzeugte Drehstrom wird in der Regel über einen Transformator in das Mittelspannungsnetz eingespeist. Sehr großen Anlagen im GW-Bereich werden an das Höchstspannungsnetz angeschlossen, bei Offshore-Windparks an Land. Das Netz muss die Leistung aufnehmen können und die Anlage muss sich an der Spannungshaltung und der Netzstützung beteiligen. Hier gibt es eine Reihe von Vorschriften.



Wasserkraft

Wasserkraft ist heute die wichtigste regenerative Energiequelle. Die Nutzung ist in den einzelnen Ländern sehr unterschiedlich. Norwegen erzeugt nahezu seinen gesamten Elektrizitätsbedarf mit Wasserkraft, Brasilien zu 81%, Österreich zu 53%, Kanada zu 60%, China zu 18%, Deutschland aber nur zu 4%. Der Ausbau in Deutschland ist mangels brauchbarer Standorte schwer.

Durch die Sonneneinstrahlung verdunsten pro Jahr 500000 km3 Wasser. Rund 22% der Sonnenenergie werden in diesem Wasserkreislauf umgesetzt. Diese Energie entspricht fast dem 3000fachen Primärenergiebedarf der Erde. Technisch nutzbar ist aber nur ein winziger Teil davon.

Maßgebende Faktoren für die Energiegewinnung sind der Volumenstrom und der nutzbare Höhenunterschied. Die Niederschlagsmenge variiert natürlich. Das Wasserkraftwerk wird für einen festen optimalen Wasserstrom dimensioniert (Ausbauabfluss), bei Trockenheit müssen dann einige Turbinen stillgelegt werden, bei Hochwasser wir die überschüssige Menge über das Wehr geleitet und kann nicht genutzt werden.

Es gibt drei Anlagentypen:

- Laufwasserkraftwerke

- Speicherwasserkraftwerke und

- Pumpspeicherkraftwerke.

Bei einem Laufwasserkraftwerk erzeugt man den Höhenunterschied durch ein Wehr. Das Wasser wird durch eine Turbine geleitet, die einen Generator antreibt. Dieser Kraftwerkstyp hat keine Speicherfähigkeit und seine Leistung hängt von der Wasserführung des Flusses ab.

Bild 2.1.40 Aufbau eines Flusskraftwerks

Speicherwasserkraftwerke sind prinzipiell gleich aufgebaut, jedoch erzeugt man den Höhenunterschied durch Aufstauen eines Flusses. Der Stausee kann Schwankungen des Wasserangebots ausgleichen. Im Flachland sind so nur wenige Meter Höhenunterschied möglich, im Hochgebirge aber mehrere Hundert Meter. Das Itaipu-Kraftwerk an der Grenze von Brasilien und Paraguay leistet 14 GW und kann den Elektrizitätsbedarf von Brasilien zu 24% und den von Paraguay zu 95% decken. Derart große Wasserkraftwerke haben einen starken Einfluss auf die Natur.



Sonderformen sind die Gezeitenkraftwerke, bei denen mit einem Damm eine Meeresbucht abgetrennt wird, in der der Tidenhub besonders groß ist. Das periodisch ein- und ausströmende Wasser wird zur Energiegewinnung herangezogen.

Meeresströmungskraftwerke brauchen keinen Damm und stehen frei im Wasser. Der Rotor dreht frei, ähnlich einer Windkraftanlage.

Wellenkraftwerke nutzen die Bewegung der Meeresoberfläche. Die Prototypen waren aber oft nicht sturmsicher und fielen meterhohen Wellen zum Opfer.

Pumpspeicherkraftwerke nutzen nicht das natürliche Wasserangebot, sondern speichern Energie. Bei einem Überangebot elektrischen Stroms im Netz pumpen sie Wasser in das Oberbecken, von wo man es zur Stromerzeugung bei Mangel durch Turbinen wieder herunterströmen lassen kann.

Bild 2.1.41 Prinzip eines Pumpspeicherkraftwerks

Das mit 1060 MW größte deutsche Pumpspeicherkraftwerk befindet sich seit 2004 in Goldisthal in Thüringen und hat einen Wirkungsgrad von 85%. Das Fassungsvermögen reicht für 8 Volllaststunden. Pumpspeicherkraftwerke werden auch zur Frequenzhaltung, zum Phasenschieberbetrieb zum Blindleistungsausgleich und zum Abfangen von Leistungsschwankungen eingesetzt. Das Kraftwerk Goldisthal hat eine Reaktionszeit von Stillstand auf Turbinenbetrieb von nur 98 s.

Der Nutzen von Pumpspeicherkraftwerken liegt in der besseren Ausnutzung von großen konventionellen Kraftwerken, die sich nur langsam an- und abfahren lassen, sowie in der Pufferung der Leistung regenerativer Kraftwerke.

Geothermie

Die Erde ist ein heißer Planet. 99% der Erde sind heißer als 1000°C. leider ist der Wärmestrom zur Erdoberfläche sehr gering: zwischen 0,063 und 0,42 W/m2. Für geothermische Nutzung sind daher Tiefbohrungen erforderlich. An tektonischen Plattengrenzen steigt die Temperatur bereits in geringer Tiefe (z.B. in Island). In Island, Italien und Indonesien sind schon zahlreiche geothermische Kraftwerke in Betrieb. In Deutschland ist allein der südliche Rheingraben geeignet. Die Dampferzeugung für Dampfturbinen ist wegen der niedrigen Thermalwassertemperatur schwierig und der erzielbare Wirkungsgrad gering.

Eine interessante Anlage zur „Transformation“ von aufgenommener Wärme auf höhere Temperaturen ist die Wärmepumpe. Hiermit wird geothermische Wärme auf die erforderliche Temperatur für Warmwasser und Heizung gebracht.



Bild 2.1.42 Prinzip einer Kompressionswärmepumpe

Wie im Kühlschrank als Kältemaschine wird diese Pumpe hier zur Erhöhung der Temperatur verwendet. Es können mit elektrischer Energie drei bis vier Mal so große Wärmemengen aus den Erdsonden in den Nutzkreislauf transportiert und auf höhere Temperatur gebracht werden. Nachteilig ist, dass das eingesetzte Kältemittel ein hohes Treibhauspotential hat, also tausende Male schädlicher ist als CO2.

Es gibt auch andere Bauformen, die Absorber-Wärmepumpe und die Adsorptionswärmepumpe.

Nutzung von Biomasse

Die Photosynthese der Pflanzen ist die Basis fast allen Lebens auf der Erde. Der Wirkungsgrad, d.h. der Heizwert der entstandenen Biomasse bezogen auf die Sonnenergie, ist sehr gering. Ozeane liegen bei 0,07%, Grasland bei 0,3%, Wälder bei 0,55%, aber Mais bei 3,2%, Zuckerrohr bei 4,8% und Zuckerrüben bei 5,4%. Der Mensch nutzt rund 4% der weltweit neu entstehenden Biomasse. 2% für Nahrungs- und Futtermittelproduktion, 1% als Holzprodukt (Holz, Papier, Faserstoffe). 1% wird energetisch, z.B. als Brennholz, genutzt.

Feste Bioenergieträger sind Holz (Vollholz, Rinde, Sägeabfälle, Scheitholz, Holzbriketts, Hackschnitzel, Holzpellets), Stroh und Energiepflanzen.

Flüssige Bioenergieträger sind Pflanzenöle (Rapsöl, Sojaöl, Palmöl), Fettsäuremethylester bzw. Biodiesel, Bioalkohole und BtL-Treibstoffe (Biomass-to-Liquid). Umstritten sind hier die Rapsmonokulturen und die Konkurrenz zur Nahrungsmittelproduktion.

Gasförmige Bioenergieträger entstehen aus Mais- oder Grassilage, Klärschlämmen, tierischen Exkrementen, Futter- und Lebensmittelresten, Altfetten und anderen Abfällen unter Luftabschluss durch bakterielle Faulung. Das Biogas besteht aus Methan, Kohlendioxid, Schwefelwasserstoff, Ammoniak und anderen Gasen. Biogas lässt sich thermisch durch Verbrennen oder in Blockheizkraftwerken zur Erzeugung von Strom und Wärme einsetzen.

Die gesamten Ackerflächen würden nicht ausreichen, den Kraftstoffbedarf zu decken. Alle Ackerflächen in Deutschland könnten 12,6 Mrd. l Biodiesel erzeugen, es wird aber 35 Mrd. l Diesel



und 26,1 Mrd. l Benzin verbraucht. Hier ist das Elektroauto mit durch PV-Anlagen erzeugtem Strom klar im Vorteil. Statt 12 Mio ha Ackerfläche ist dann 0,2 Mio. ha PV-Fläche erforderlich.

Wasserstofferzeugung und Methanisierung

Wasserstoff ist so reaktionsfähig, dass er in der Natur nicht vorkommt. Die heutigen industriellen Verfahren, aus fossilen Kohlenwasserstoffen Wasserstoff herzustellen, erfordern viel Energie und erzeugen Kohlendioxid als Abfallprodukt. Sie sind nicht geeignet, eine Wasserstoffwirtschaft ökologisch zu gestalten.

Klimaverträglich ist aber die Elektrolyse, bei der Wasser mit elektrischer Energie zersetzt wird oder thermochemische Verfahren z.B. mit einem konzentrierenden Sonnenofen.

Wasserstoff kann unter Druck gespeichert werden, verflüssigt oder in Metallhydriden oder in Graphit-Nanostrukturen gespeichert werden.

Elektrische Energie kann daraus durch Gasturbinen oder in Brennstoffzellen erzeugt werden.

Der Gesamtwirkungsgrad ist aber eher bescheiden (unter 50%).

Eine interessante Alternative ist, nicht mit hohen Investitionen eine Wasserstoffinfrastruktur aufzubauen, sondern die vorhandene Erdgasinfrastruktur zu nutzen. Mit dem Sabatier-Prozess lässt sich bei hohen Temperaturen und hohem Druck Kohlendioxid und Wasserstoff in Methan und Wasser umwandeln. Das Kohlendioxid kann aus der Atmosphäre gewonnen werden und der benötigte Strom kann aus überschüssigem Strom von regenerativen Kraftwerken stammen. Bei Engpässen im Stromnetz ist sogar eine Rückverstromung denkbar. Mit allen Verlusten bei Transport, Speicherung und Umwandlung kommt man selbst bei Kraft-Wärmekopplung nur auf einen Wirkungsgrad von 60%. da Pumpspeicherkraftwerke und Batterien 80% erreichen, ist dies eher eine mittelfristige Alternative (Tage oder Wochen), nicht der Kurzzeitspeicher. Vorteilhaft ist, dass in Deutschland riesige unterirdische Gasspeicherexistieren, die hierfür genutzt werden können und bei Rückverstromung den gesamten Elektrizitätsbedarf für mehr als zwei Monate decken könnten.



2.2. Energiespeicher

Es gibt riesige Energiespeicher vor der Verstromung, wie Erdgasnetz, strategische Ölreserve für 90 Tage, Kohlehalden, usw. Nach der Wandlung wird es aufwändiger.

Der Energiesektor wandelt sich rapide, der Strombedarf steigt, der Anteil erneuerbarer Energien mit stark schwankender Einspeiseleistung erhöht sich, die Energieerzeugung wird dezentraler und oft besteht der Wunsch nach Energieautonomie. Die Erzeuger erneuerbarer Energie produzieren nach Energieangebot und nicht nach der Nachfrage. Mit Speichern und mit intelligentem Netzmanagement muss die Überlastung der Übertragungsnetze verhindert werden.

Im Übertragungsnetzbereich werden vor allem große Pump-, Druckluft- und zukünftig auch wasserstoffbasierte Speicherkraftwerke eingesetzt. Im Verteilnetzbereich ist hingegen der Einsatz dezentraler Elektroenergiespeicher, also von Batterien, wesentlich attraktiver. Sie erlauben es, Einspeise- und Nachfrageschwankungen nahe am Verursacher zu regulieren. Die Platzierung der dezentralen Speicher ergibt sich in Abhängigkeit vom Betreiber (z. B. lokaler Versorger, Kraftwerksbetreiber, gewerblicher Verbraucher oder privater Verbraucher) und des gewählten Geschäfts-, Nutzungs- und Finanzierungsmodells. Standorte können sowohl Verteilpunkte wie zum Beispiel Trafostationen, große Wind- und Photovoltaikkraftwerke als auch die Immobilien/Gebäude der Verbraucher sein.

Je nach Betreibertyp ergeben sich vier grundsätzliche Motivationen zum zukünftigen Einsatz dezentraler Speicher:

1. Neue Umsatzquellen – Unter bestimmten Voraussetzungen können mit dezentralen Großspeichern Gewinne am Regelenergiemarkt erzielt und durch Koppelung mit GuD Kraftwerken flexible Kraftwerkseinheiten aufbaut werden, welche dann sukzessive Grundlastkraftwerke ersetzen können.

2. Kostensenkung – Dezentrale Energiespeicher helfen, aktuelle Schieflastprobleme im Verteilnetzbereich zu verringern, den Leistungsfluss zu stabilisieren und dadurch Kosten für Ausgleichsenergie zu reduzieren. Außerdem können Speicher – je nach regionaler Ausdehnung eines lokalen bzw. regionalen Versorgers – auch Netzausbaukosten reduzieren helfen.

3. Versorgungssicherheit – Speicher stellen bei den zunehmenden Frequenzschwankungen, Netzstörungen oder auch Lastabwurf die unterbrechungsfreie Stromversorgung sicher.

4. „Grünes Image“ – Die schnelle, überdurchschnittliche Erhöhung des Anteils regenerativer Energien in einer Stadt / einer Region durch Speichersysteme kann zu Imagevorteilen zum Beispiel als Urlaubsregion oder als attraktiver Arbeitgeber führen.

Energiespeicher finden sich auf verschiedenen Ebenen:

Zentrale Einrichtungen sind

- Pumpspeicherkraftwerke (die installierte Leistung liegt in Deutschland bei 5,5GW mit einer Speicherkapazität von ca.200 GWh)

- Wasserstofferzeugung

- Unterirdische Druckluftspeicher

Dezentrale Speicher sind i.A. verschiedene Batterie-Typen wie Lithium-Ionen-Batterien – z.B. in Elektroautos - , die Regelenergie liefern können, Natrium-Schwefel-Batterien im Dauerbetrieb (hohe



Betriebstemperatur) oder Redox-Flow-Batterien, die für stationäre Speicher erfolgreich eingesetzt wurden.

Bild 2.2.1 zeigt den prinzipiellen Aufbau eines Druckluftspeichers.

Bild 2.2.1 Druckluftspeicher

Für kurzzeitige Speicherung gibt es Schwungradspeicher, Kondensatoren und (supraleitende) Spulen. Die Energiedichte ist allerdings so gering, dass sie in der Energiewirtschaft keine Rolle spielen.

Statt aus der gespeicherten Energie wieder Strom zu produzieren, kann die Energie aber auch in der gewandelten Form weiter genutzt werden, z.B. in der Speicherheizung als Wärme oder durch Methanisierung als Gas.

2.3. Energieverteilnetze

Das Stromnetz ist in Spannungsebenen gegliedert:

Das Übertragungsnetz bedient sich der Drehstrom-Hochspannungs-Übertragung (DHÜ, engl. HVAC). Es verteilt die von Kraftwerken erzeugte und ins Netz eingespeiste Energie landesweit an Leistungstransformatoren, die nahe an den Verbrauchsschwerpunkten liegen. Auch ist es über so genannte Kuppelleitungen an das internationale Verbundnetz angeschlossen.

Das in Europa üblicherweise mit 110 kV betriebene Verteilnetz sorgt für die Grobverteilung elektrischer Energie. Leitungen führen hier in verschiedene Regionen, Ballungszentren zu deren Umspannwerken oder große Industriebetriebe. Abgedeckt wird ein Leistungsbedarf von 10 bis 100 MW.

Das Mittelspannungsnetz verteilt die elektrische Energie an die regional verteilten Transformatorenstationen oder größere Einrichtungen wie zum Beispiel Krankenhäuser oder Fabriken. Stadtwerke, die ebenfalls kleinere Kraftwerke oft auch mit Kraft-Wärme-Kopplung betreiben, speisen ihren Strom in das Mittelspannungsnetz.

Die Niederspannungsnetze sind für die Feinverteilung zuständig. Die Niederspannung wird in Europa auf die üblichen 400 V bzw. 230 V transformiert und damit werden private Haushalte, kleinere Industriebetriebe, Gewerbe und Verwaltungen versorgt. Diese Leitungen werden auch als die letzte Meile bezeichnet. Kleine – etwa private – Photovoltaikanlagen speisen Überschussleistung auf dieser Niederspannungsebene ein.



Bild 2.3.1 macht diese Ebenen anschaulich.

Bild 2.3.1 Spannungsebenen im Verteilnetz (Wikipedia)

In Deutschland sind vier Netzbetreiber tätig; sie haben sich zum deutschen Netzregelverbund zusammengeschlossen: Amprion, TransnetBW, Tennet TSO und 50Hertz Transmission.

830 Unternehmen betreiben Verteilnetze und gut 940 Unternehmen handeln mit Strom.

Die deutschen Übertragungsnetzbetreiber haben sich zu einem Regelverbund zusammengeschlossen (siehe Bild 2.3.2).



Bild 2.3.2 Spannungsebenen im Verteilnetz (Wikipedia)

2.4. Netzsteuerung, Smart Grid

Die Themen der Frequenz- und Spannungsregelung sowie Blindleistungs- und Wirkleistungs-Einspeisung werden im Kapitel „Erneuerbare Energien im Netz“ behandelt.

Im Rahmen der „Technologieplattform für die europäischen elektrischen Netze der Zukunft“ wurde eine internationale Expertengruppe berufen, die zwischen 2005 und 2008 das Smart Grid Konzept erarbeitete. Im strategischen Umsetzungsdokument wurde die Definition von smart grids gegeben:

Ein Smart Grid ist ein elektrisches Netz, das die Aktionen aller seiner Nutzer – Erzeuger, Verbraucher und Speicher – intelligent integriert, um die effiziente, nachhaltige, wirtschaftliche und sichere Elektroenergieversorgung zu gewährleisten.

Durch ein überlagertes Kommunikationsnetz können Einspeisung und Verbrauch erfasst, optimiert und beeinflusst werden. Durch Steuern der Flüsse von Wirkleistung und der Blindleistung und ggf. der Lastverschiebung (wann soll das Elektroauto aufgeladen werden, damit nicht alle gleichzeitig laden?) kann das Netz stabilisiert werden.

Die Bundesnetzagentur plädiert in ihrem Eckpunktepapier zu den Aspekten des sich verändernden Energieversorgungssystems für

- eine eindeutige Trennung zwischen Kapazitätsaspekten des Netzes auf der einen Seite (smart grid) und elektrizitätsmengenbasierten Fragestellungen des Energiemarktes auf der anderen Seite (smart market), sowie

- die breite Einführung marktlicher Lösungen und Methoden entlang der gesamten energiewirtschaftlichen Wertschöpfung.

Das bestehende Netz und der konventionelle Ausbau fallen unter den Begriff „grid“ als elektrische Verbindung zwischen Produzent und Verbraucher. Ein solches konventionelles Elektrizitätsnetz wird zum „smart grid“, wenn es durch Kommunikations-, Mess-, Steuer-, Regel- und Automatisierungstechnik sowie IT-Komponenten aufgerüstet wird. „Smart“ bedeutet, dass Netzzustände in Echtzeit erfasst werden können und Möglichkeiten zur Steuerung und Regelung der



Netze bestehen, so dass die bestehende Netzkapazität tatsächlich voll genutzt werden kann, was den Ausbaubedarf dämpft oder die Netzstabilität bei gleicher Auslastung verbessert.

Diese Vernetzung geht von vollständiger Transparenz aus:

• der Angebotstransparenz (Informationsplattformen, variable Tarife wie an der Tankstelle) und der Idee, dass ein mündiger Verbraucher sich an die Wünsche der Erzeuger anpasst (wird er das?), und

• der Verbrauchstransparenz, zu der mittels „smart metering“ der exakte Lastgang jedes individuellen Verbrauchers erfasst und gespeichert wird. Dies führt zu erheblichen Datenschutz- (Profilbildung) und Datensicherheitsproblemen (Einbruch in das Netz und Zustandsveränderung in kritischer Infrastruktur) bei der Haushaltsschnittstelle, der Übertragung, der Speicherung in Servern und der Weitergabe an die Marktteilnehmer, nicht aber einen Beitrag zur zur Stabilisierung des Netzes.

Der „smart market“ ist der Bereich außerhalb des Netzes, in dem Energiemengen oder daraus abgeleitete Dienstleistungen auf Grundlage der zur Verfügung stehenden Netzkapazität unter verschiedenen Marktpartnern gehandelt werden. Neben Produzenten, Prosumern und Verbrauchern können sehr viele unterschiedliche Dienstleister in diesen Märkten aktiv sein (z.B. Energieeffizienzdienstleister, Aggregatoren, usw.).

Konkrete Anwendungen sind hier z.B.

- Demand Response (DR): Lastverschiebung eines Energiebedarfs des Verbrauchers auf eine Zeit, in der das Versorgungsnetz diese Energiemenge liefern kann; realisiert durch flexible Tarife

- Demand Side Management (DSM): technische Lösung zur direkten Beeinflussung eines Verbrauchers, Schaltbefehle

- eMobility: Ladevorgang von Elektrofahrzeugen angepasst an die Verfügbarkeit der Energiemenge und perspektivisch die Nutzung der Fahrzeugbatterie als rückspeisefähiges Speichersystem mit Vermarktung durch Aggregatoren

- Energieeffizienzdienstleistungen: Technologien, Produkte und Services zur Reduzierung des Energieverbrauchs

- ereignisbasierte Stromspeicher: Akkus, die unter Berücksichtigung von Energie-Marktpreis, im Netz verfügbarer Energiemenge, Wetterdatender Region, Netzzustands- und Prognosedaten speichern oder einspeisen

- Pooling: kleine Lasten und Erzeuger werden von Aggregatoren zu größeren Tranchen zusammengefasst und vermarktet

- Smart Cities: vernetzte, energieoptimierte und nachhaltige urbane Räume

- Smart Home: Energiemanagement im häuslichen Umfeld

- virtuelle Kraftwerke: Zusammenschluss kleiner bis mittlerer Erzeugeranlagen mit deren Steuerungssystemen zur Glättung von Schwankungen

- variable Tarife: Anreiz bei der Laststeuerung

Alles soll smart werden, vom Smart Home über Smart Cities bis zum Smart Grid. Die erforderliche nachrichtentechnische Infrastuktur basiert auf dem Internet (TCP/IP) und Protokollen wie den E-EBus vom BMWi und BMU. Die Betreiber wählen die Protokolle in ihrem Netz wie z.B. Powerline Communication PLC. Alle Träume der IT-Industrie wie Big Data für die Echtzeitanalyse der



erfassten Datenmengen, sicheres Cloud-Computing für unbegrenzte Rechen- und Speicher-Kapazität, Machine-to-Machine-Kommunikation usw. sollen hier Realität werden. Wirklich wirksam wird das Ganze aber erst im europäischen (Verbund-)Rahmen.

Am Beispiel des Smart Home sieht man, dass Standards von vor 5 Jahren heute keinerlei Bedeutung mehr haben und jedes Jahr neue Schnittstellen in den Geräten verbaut werden, so dass Alt- und Neugeräte nicht miteinander vernetzt werden können.

3. Systemansatz und Wirtschaftlichkeitsberechnunge n Der ZVEI schreibt dazu 2015:

Mit der Energiewende strebt Deutschland eine effiziente und nachhaltige Energieversorgung an, die ehrgeizige Ausbauziele für erneuerbare Energien und einen effizienten Energieeinsatz in den Mittelpunkt stellt. Der Umbau der Energieerzeugung in die angestrebte Richtung verläuft erfolgreich: Mittlerweile beträgt der Anteil der erneuerbaren Energien rund ein Viertel der Gesamterzeugung. Dieser Erfolg bringt neue Herausforderungen mit sich: Die Netzinfrastruktur muss an einen bidirektionalen Stromverkehr mit fluktuierender, dezentraler Einspeisung angepasst werden. Um die erneuerbaren Energien einzubinden, müssen Teile der Netzinfrastruktur, insbesondere im ländlichen Bereich, aus- und umgebaut werden. Neben der Erhöhung der Transportkapazitäten im Übertragungsnetz besteht erheblicher Aus- und Umbaubedarf in den Verteilnetzen. Dieser ist mit einem entsprechenden Investitionsbedarf verbunden, der über den regulatorischen Rahmen geeignet abgebildet werden muss. Der zeitliche Rahmen dafür ist eng: Wenn der Ausstieg aus der Kernenergienutzung gelingen soll, wird der Umbau des Energiesystems inklusive der Netze in den nächsten zehn Jahren stattfinden müssen.

3.1. zentrale und dezentrale Energiewirtschaft

Lange Zeit haben sich die großen Energieversorger den Herausforderungen der Energiewende verweigert; der Anteil erneuerbarer Energien war unterdurchschnittlich. Zentrale regenerative Kraftwerke wie Offshore-Windparks oder Solarkraftwerke in Südeuropa oder Nordafrika sind nur von finanzstarken Versorgern realisierbar, stehen aber in Konkurrenz zu deren bestehenden Kraftwerken und erfordern teure Anschlussleitungen, für die es nur eine geringe Akzeptanz gibt. Diese Versorger versuchen aus betriebswirtschaftlichen Gründen, den schnellen Zubau regenerativer Energien zu verhindern.

Befürworter einer schnellen Energiewende setzen auf eine dezentrale regenerative Versorgung. Die dafür nötigen Anlagen sind kleiner, schneller errichtet und leichter finanziert. Es käme zu mehr Wettbewerb mit den etablierten Energieversorgungsunternehmen. Der Bedarf an Hochspannungsübertragungsnetzen würde sinken, dafür müssten die Verteilnetze und die lokalen Speicher ausgebaut werden.

In der Praxis wird eine Mischung aus beiden Komponenten kommen. Je länger die großen Energieversorger beim Umbau der Energieversorgung auf Zeit spielen, desto größer wird der dezentrale Anteil werden.

Im Sinne der Vermeidung der Folgekosten für künftige Klimaschäden und Risiken von Kraftwerksunglücken wie Fukushima, sowie steigender Preise für fossile Energieträger geraten die Umbaukosten für die Gesellschaft in den Hintergrund.



Dezentrale Energieerzeugung geschieht mit kleinen Anlagen, die einen etwas geringeren Wirkungsgrad aufweisen als Großanlagen. Der große Vorteil ist aber, dass die Abwärme in dezentralen Anlagen wie den Blockheizkraftwerken aufgrund ihrer Lage dicht am Verbraucher genutzt werden kann und somit der Gesamtwirkungsgrad stark verbessert wird. Die Kraft-Wärme-Kopplung ist der entscheidende Vorteil. Den BHKWs kommt auch die Funktion zu, Regelenergie bereitzustellen. Mit Wärme-Pufferspeichern ausgerüstet, sind sie in der Lage, Energie zu erzeugen und zu verbrauchen. Sie eignen sich daher nicht nur als alleinige Stromerzeuger, sondern arbeiten im Verbund mit anderen Stromerzeugern.

Durch eine dezentrale Stromerzeugung und den Verbrauch vor Ort, muss der Strom weniger weit transportiert werden. In Deutschland machen die Transportkosten von Strom mehr als 20 Prozent des gesamten Strompreises aus. Durch eine dezentrale Stromerzeugung können somit Transportkosten gespart werden, zugleich steigen die Kosten für die Stromspeicherung jedoch an.

Durch Photovoltaik wird allerdings auch ausschließlich tagsüber, zur Hauptbedarfszeit, Strom erzeugt. Daher ist der Nahverbrauch des erzeugten Stromes gesichert. Selbst in den Wintermonaten, bei deutlich geringeren erzeugten Strommengen, entlastet die Photovoltaik tagsüber die anderen Erzeuger sowie die Übertragungsnetze und dämpft die Preise für Spitzenlaststrom. Der Chef des Tennet-Übertragungsnetzes Martin Fuchs äußerte sich dazu im Februar 2012: "Mittags speisen die Anlagen in unserem Netzgebiet zurzeit mit einer Leistung von etwa 5000 Megawatt ein. Das dämpft den zuletzt starken Anstieg des Strompreises an der Börse. Während der Spitzenlast in den frühen Abendstunden fällt die Fotovoltaik jedoch naturgemäß aus. Immerhin kann die Leistung mancher Speicherkraftwerke am Mittag zugunsten der frühen Abendstunden gedrosselt werden." Ähnlich äußerten sich auch andere Netzbetreiber zu den Einflüssen der dezentralen Stromerzeugung durch Photovoltaik. Um die starken regionalen Schwankungen bei der PV-Stromerzeugung zu verringern und den Anteil des direkten Selbstverbrauches zu erhöhen, wurden Solarwechselrichter mit integrierten Speicherakkumulatoren entwickelt. Durch diese Hybridwechselrichter ergibt sich außerdem die Möglichkeit der unterbrechungsfreien Stromversorgung und damit eine Erhöhung der Versorgungssicherheit der Stromkunden. Die Netzeinspeisung durch dezentrale PV-Stromerzeugung wird geglättet und der dezentrale Selbstverbrauch optimiert. Diesen dezentralen Kleinspeichern für elektrische Energie wird zusammen mit anderen Speichertechnologien sowie dem Ausbau der regenerativen Stromerzeuger und der Stromnetze eine zentrale Rolle bei der Energiewende zugewiesen.

Anders als in der Vergangenheit wird das Energieversorgungssystem nicht mehr durch eine beschränkte Zahl großer Kraftwerke, sondern durch eine große Zahl kleinerer Anlagen zur Elektrizitätserzeugung und zur Energiespeicherung gekennzeichnet sein.

Die Energiemengen, die die Elektrizitätsversorgungsnetze aufnehmen müssen, werden steigen, weil Offshore-Anlagen errichtet werden, gespeicherte Elektrizität mehrfach durchgeleitet werden muss und durch europäischen Handel der Transit durch Deutschland wegen seiner zentralen Lage in Europa zunehmen wird.

Das Gefüge des Marktes wird sich durch die Vielzahl von Erzeugern verändern; zudem wird die Zahl der Händler und sonstiger Dienstleister zunehmen, so dass sich ein kleinteiligeres und komplexeres Erscheinungsbild bieten wird.

3.2. Annuitätenmethode und Nutzwertanalysen

Die Entscheidung für eine mögliche Alternative bei der Planung alternativer Energiesysteme ist keine leichte Aufgabe. Nicht nur die ursprüngliche Investition, sondern auch die Betriebs- und



Wartungskosten und bei den langen Nutzungsdauer auch der Austausch von Komponenten aufgrund unterschiedlicher Lebensdauer während der gesamten Nutzungsdauer ist zu berücksichtigen.

Die Problematik besteht darin, die regelmäßig auftretenden Betriebskosten mit den einmalig auftretenden Investitionen zu verbinden, um eine objektive Entscheidung treffen zu können.

Zwei Methoden seien hier angesprochen, die hierfür angewendet werden können, die Annuitätenmethode und die Nutzwertanalyse.

In [8] wird die Annuitätenmethode, ein Verfahren der dynamischen Investitionsrechnung nach VDI-Richtlinie 2067, beschrieben. Dazu wird der Kapitalwert einer Investition so auf die Nutzungsdauer verteilt, dass die Zahlungsfolge aus Ein- und Auszahlungen in die Annuität umgewandelt wird. Es werden nicht-periodische und periodische Zahlungen mit veränderlichen Beträgen während des Beobachtungszeitraums in periodische konstante Zahlungen transformiert. Ein Betrag wird mit einer Formel in gleich bleibende Zahlungen (Annuitäten) umgewandelt. Eine Investition gilt als vorteilhaft, wenn die Annuität (und damit auch der Kapitalwert) größer oder zumindest gleich Null ist.

Die wichtigen Begriffe sind:

Der Kapitalwert (engl.: Net Present Value, NPV) einer Investition ist die Summe der Barwerte aller durch diese Investition verursachten Zahlungen. Die Summe der diskontierten Zahlungen entspricht somit dem Integral über den Zahlungsstrom, der mit einer fallenden Exponentialfunktion gemäß Kalkulationszinssatz bewertet wird. Durch Abzinsung auf den Beginn einer Investition werden Zahlungen vergleichbar gemacht, die zu verschiedenen Zeitpunkten anfallen.

Der Barwert ist der Wert, den zukünftige Zahlungen in der Gegenwart besitzen. Er wird durch Abzinsung der zukünftigen Zahlungen und anschließendes Summieren ermittelt.

3% Zinsen auf ein Sparkonto (wo gibt es das noch?) bedeutet

Zinssatz von i = 0,03

Zinsfuß von p = 3 %

Zinsfaktor von q = 1 + i = 1,03

Es fallen unterschiedliche Kostenarten an: kapitalgebundene Kosten, bedarfsgebundene Kosten, betriebsgebundene Kosten und sonstige Kosten.

Die kapitalgebundenen Kosten sind die für die Annuitätenmethode entscheidenden Kosten. Hierzu gehören technische Anlagen wie Generatoren, Transformatoren, Turbinen, Kabel, Leitungen, PV- und Windkraftanlagen, aber auch bauliche Anlagen wie Technikzentralen, Schall- und Wärmeschutz, Anschlusskosten und Schornsteine.

Zunächst wird ein Beobachtungszeitraum T gewählt. Hat eine Anlagenkomponente eine längere Lebensdauer als T, so wird deren Rest-(Veräußerungs-)wert zum Ende des Beobachtungszeitraums ermittelt. Für Komponenten mit geringerer Lebensdauer als T sind Ersatzbeschaffungen zu berücksichtigen.

Die Annuität der kapitalgebundenen Kosten berechnet sich zu

AN,K = (A0 + A1 + A2 + … An – RW) · a

AN,K steht für die Annuität der kapitalgebundenen Kosten, A0 für den Investitionsbetrag, A1 … An für den Barwert der ersten bis n-ten Ersatzbeschaffung, RW für den Restwert und a für den Annuitätenfaktor. Dieser berechnet sich mit dem Zinsfaktor q und dem Zinssatz i wie folgt:



( )( ) 11

1

1

1

−+⋅+=

−−= − T

T

T i

ii

q

qa

Der Annuitätenfaktor a ist immer größer als der Zinssatz, da hier die Tilgung eines Kredits mit eingeht.

Bild 3.2.1Annuitätenfaktor in Abhängigkeit von Beobachtungszeitraum und Zinssatz

Bild 3.2.1 zeigt grafisch den Zusammenhang zwischen Annuitätenfaktor, Beobachtungszeitraum (Laufzeit) und Zinssatz.

Bedarfsgebundene Kosten sind Energiekosten, Kosten für Hilfsenergie und Kosten für Betriebsstoffe wie Schmierstoffe, Chemikalien usw. Die Annuität der bedarfsgebundenen Kosten wird nach folgender Formel berechnet (Index V steht für die frühere Bezeichnung „verbrauchsgebunden“):

AN,V = AV1·a·bV

AN,V steht für die Annuität der bedarfsgebundenen Kosten, AV1 für die bedarfsgebundenen Kosten im ersten Jahr, bV ist der preisdynamische Barwertfaktor für bedarfsgebundene Kosten uns a der Annuitätenfaktor.

Betriebsgebundene Kosten betreffen Bedienen, Reinigen, Warten, Inspizieren und Instandsetzen. Änderungen können z.B. durch Lohnänderungen hervorgerufen werden. Für die Annuität der betriebsgebundenen Kosten ergibt sich folgende Formel:

ININBBBN baAbaAA ⋅⋅+⋅⋅= 1,

Mit

( )InspWInstIN ffAA ++⋅= 0

Dabei ist AN,B die Annuität der betriebsgebundenen Kosten, AB1 die betriebsgebundenen Kosten im ersten Jahr für die Bedienung, bB der preisdynamische Barwertfaktor für die betriebsgebundenen



Kosten, AIN sind die betriebsgebundenen Kosten im ersten Jahr für Instandhaltung, bIN der preisdynamische Barwertfaktor für Instandhaltung, fW + fInst der Faktor für den Aufwand bei der Wartung und Inspektion, fInst der Faktor für den Instandsetzungsaufwand und a ist der Annuitätenfaktor.

Zu den sonstigen Kosten zählen Planungs- und Versicherungskosten sowie Steuern und Abgaben, anteilige Verwaltungskosten, Gewinn und Verlustkosten sowie Abbruch- und Entsorgungskosten.

Die Annuität der sonstigen Kosten berechnet sich wie folgt:

SSSN baAA ⋅⋅= 1,

Wobei AN,S für die Annuität der sonstigen Kosten, AS1 für die sonstigen Kosten im ersten Jahr, bS für den preisdynamischen Barwertfaktor der sonstigen Kosten und a für den Annuitätenfaktor steht.

Erlöse können kapitalgebundene Erlöse (Investitionen, Zuschüsse), bedarfsgebundene Erlöse oder betriebsgebundene Erlöse sein. Falls nicht nach einzelnen Zahlungsarten unterschieden wird, gilt folgende Gleichung:

AN,E = E1·a·bE

AN,E ist die Annuität der Erlöse, E1 sind die Erlöse im ersten Jahr, bE ist der preisdynamische Barwertfaktor für die Erlöse und a der Annuitätenfaktor.

Die Differenz zwischen der Annuität der Erlöse und der Summe der kapitalgebundenen, bedarfsgebundenen, betriebsgebundenen und sonstigen Annuitäten der Kosten stellt die Gesamtannuität AN aller Kosten einer Anlage dar.

AN = AN,E – ( AN,K + AN,V + AN,B + AN,S )

Die Gesamtannuität wird in zwei Fällen betrachtet:

Bei Anlagen, die durch den Verkauf von Wärme, Kälte, Strom usw. Gewinn erwirtschaften sollen (z.B. Kraftwerke). Hier muss AN > 0 sein, damit die Anlage wirtschaftlich ist, d.h. die Annuität der Erlöse muss größer sein als die Annuität der Kosten. Beim Vergleich von Alternativen ist diejenige vorzuziehen, deren Gesamtannuität größer ist.

Bei Anlagen oder Energiesystemen, bei denen keine Erlöse auftreten (z.B. Heizungsanlagen in einem Einfamilienhaus). Hierbei ist AN < 0. Dabei ist diejenige Anlage die günstigste, die die geringeren Kosten verursacht.

Nun wollen wir mit den Formeln ausgerüstet den Einfluss des Zinsniveaus auf die Stromgestehungskosten einer Anlage ermitteln. Im Allgemeinen werden solche Anlagen nicht aus Barvermögen finanziert, sondern das Geld muss am Kapitalmarkt beschafft werden. Dabei sollen Verbesserungen und Weiterentwicklungen im Beobachtungszeitraum mal beiseite gelassen werden. Die Investitionen in der Energietechnik sind immer langfristig. Kraftwerke werden für 50 Jahre oder länger projektiert, Windkraftanlagen für 20 bis 25 Jahre.

Grundsätzlich steigt der Zinssatz mit dem Risiko der Investition. Bei der Kernenergie hat die Politik das Haftungsrisiko auf 2,5 Mrd. Euro beschränkt. Höhere Kosten eines Störfalls (bei Fukushima werden 100 Mrd. Euro geschätzt) sind nicht versicherbar und werden von der Allgemeinheit getragen. Anlagen für Erneuerbare Energien erhalten günstige Konditionen, da durch die für 20 Jahre festgelegte Vergütung eine Investition als sicher gilt. Risiken sind hier z.B. minderwertige Qualität.



Weitere Einflüsse auf das Zinsniveau sind der Leitzins der Notenbank, den die kreditgebende Bank weitergibt, die Laufzeit eines Kredits (Zinssatz steigt wie das Risiko mit der Laufzeit) und die Bonität des Investors, die direkt mit dem Ausfallrisiko des Kredits korrespondiert.

In Europa ist Geld für Investitionen günstig zu bekommen, in Schwellenländern aber liegen die Zinssätze teilweise über 10%, in manchen Ländern sogar bei bis zu 20%.

Der Einfluss des Zinssatzes auf die Stromgestehungskosten soll an folgendem Beispiel beleuchtet werden.

Es soll eine Windkraftanlage unter folgenden Rahmenbedingungen errichtet werden:

Nennleistung 2000 kW

Spezifische Investitionskosten 1200 €/kW

Zu erreichende jährliche Betriebszeit 1600 Volllaststunden

Betriebs- und Wartungskosten werden vernachlässigt.

Damit ergibt sich eine Investitionssumme von:

A0 = 2000 kW · 1200 €/kW = 2.400.000 €

Bei variabel gehaltenem Zinssatz und jährlich kapitalgebundener Kosten von

TKN q

qA −−

−⋅=1

1€000.400.2,

Ergibt sich eine jährlich generierte Elektrizitätsmenge von

Eel = 2000 kW·1600 h = 3.200.000 kWh

und Stromgestehungskosten von

kWh

q

q

KT

el 000.200.31

1€000.400.2 −−

−⋅=

In Bild 3.2.2 sind die Stromgestehungskosten in €ct/kWh über die Lebensdauer (Betriebsdauer) aufgetragen. Als Parameter der Kurvenschar dient der Zinssatz, der hier von 0% bis 20% variiert wurde.



Bild 3.2.2 Stromgestehungskosten in Abhängigkeit von Zinssatz und Betriebszeit

Ohne jegliche technologische Veränderung schwanken die Stromgestehungskosten extrem. Betrachtet man die blaue Linie, also eine Windkraftanlage, die für 20 Jahre konstruiert wurde (realistisch), dann liegt das Verhältnis der höchsten zu den geringsten Stromgestehungskosten bei vier! Schwankt der Zinssatz wie in Deutschland zwischen 2% und 6%, verändern sich am selben Standort mit derselben Anlage die Stromgestehungskosten von 4,5 €ct/kWh zu 6,5 €ct/kWh.

Überträgt man diese Betrachtung auf ein ärmeres Entwicklungs- oder Schwellenland, dann steigen die Stromgestehungskosten auf 15,4 €ct/kWh.

Ein weiteres Beispiel soll den Einfluss der Zeit illustrieren. Wir betrachten die Stromgestehungskosten einer Fotovoltaikanlage mit folgenden Rahmenbedingungen:

Spezifische Investitionskosten von 1800 €/kW

Performance Ratio von 0,85

Jährliche Globalstrahlung auf die Modulebene an typischem deutschem Standort von 1100 kWh/m2/a

Mir diesen Daten errechnen sich spezifische Investitionskosten von

pkWA

€800.10 =



Die jährlichen spezifischen kapitalgebundenen Kosten liegen bei

Tp

KN q

q

kWA −−

−⋅=1

1€800.1,

Und die jährlich generierte Elektrizitätsmenge bei

akW

kWh

m

kW

kW

kW

am

kWh

I

PRPGE

p

p

STC

Nael 935

1

85,011100

2

2

=⋅⋅

=⋅⋅=

Daraus ergeben sich Stromgestehungskosten von

akW

kWh

q

q

kWK

p

Tp

el

935

1

1€800.1 −−

−⋅=

Die Ergebnisse bei variierender Lebensdauer und variierendem Zinssatz sind in Bild 3.2.3 dargestellt.

Bild 3.2.3 PV-Stromgestehungskosten in Abhängigkeit von Zinssatz und Betriebszeit



Die Qualität, d.h. die mögliche Nutzungsdauer, hat einen hohen Einfluss, wie man an der Steigung der Kurven sieht. Bei einer Erhöhung der Produktlebensdauer von 10 auf 25 Jahren halbieren sich die Stromgestehungskosten bei einem Zinsniveau von 2%. Eine weitere Erhöhung um 15 Jahre bringt nur noch drei €ct.Immerhin lägen dann die Stromgestehungskosten auf dem Niveau heutiger Neubauten von Kraftwerken mit fossilen Brennstoffen.

Im oberen Bereich des Zinsniveaus ist zu sehen, dass sich bereits bei 20 Jahren Lebensdauer eine Sättigung der Stromgestehungskosten ergeben hat.

Das Erschreckende an dem im Diagramm dargestellten Sachverhalt ist aber die Tatsache, dass bei realen Zinssätzen um 2% die Stromgestehungskosten bei 12 €ct/kWh und bei einem zinslosen Darlehen sogar unter 10 €ct/kWh liegen, in einem Hochzinsland mit einem Zinssatz von 20% aber bei ca. 40 €ct/kWh liegen.

Wird die Anlage an einem der sonnenreichsten Standort der Erde, der Atacama-Wüste in Chile, errichtet (2500 kWh/m2a statt 1100 kWh/m2a in Deutschland), könnten die Stromgestehungskosten von 39 €ct/kWh auf 17 €ct/kWh sinken, wären aber immer noch höher als in Deutschland.

Die Konsequenz ist, dass die Zinsen einen höheren Einfluss haben als die solare Einstrahlung. Somit wird Deutschland zum besseren Solarstandort als viele Länder im Sonnengürtel der Erde!

Ein weiterer wichtiger Punkt bei Wirtschaftlichkeitsbetrachtungen ist die jährliche Betriebszeit von Kraftwerken. Gerade bei dem Ausmaß an schnellen Veränderungen der Last und der Einspeiseleistung erneuerbarer Energien sind als Puffer schnell reagierende Gaskraftwerke wichtig. Eine kombinierte Gas- und Dampfturbine, das GuD-Kraftwerk, bei der das Gasturbinenabgas zur Dampferzeugung genutzt wird, erreicht einen Wirkungsgrad von 60%, bei Nutzung der Abwärme sogar von 90%. Die Investitionskosten liegen niedriger als bei Kohlekraftwerken, dafür ist der Brennstoff teurer.

Es seien folgende Randbedingungen angenommen:

Nennleistung 100MW

Spezifische Investitionskosten 750 €/kW

Elektrischer Wirkungsgrad 60%

Lebensdauer bzw. Abschreibungsdauer 25 Jahre

Brennstoffkosten (Erdgas) 4 €ct/kWh

Zinssatz 3 %

Erlös 10 €ct/kWh

Jährliche Laufzeit 6000 h

Der Annuitätenfaktor liegt dann bei a=0,0574 und die Gesamtannuität bei AN = 5.695.000 €, ist also stark positiv. Die Investition lohnt also. Die Stromgestehungskosten liegen dann bei 5,4 €ct/kWh.

Nimmt man als Folge der Fortschreitenden Energiewende und des Merit-Order-Prinzips eine jährliche Laufzeit von nur noch 2500 Volllaststunden an, dann sinkt die Gesamtannuität auf -130.000 € und die Stromgestehungskosten steigen auf 6 €ct/kWh. Jetzt lohnt sich die Investition nicht mehr.



Dieses Beispiel zeigt das Dilemma, dass zum Ausgleich der stark fluktuierenden erneuerbaren Energien entweder Speicher oder schnell an- und abfahrbare Gaskraftwerke benötigt werden (Anfahrzeit von wenigen Minuten, Leistungsregelung zwischen 20% und 100%, Änderungsgeschwindigkeit bis zu 20% der Nennleistung pro Minute), diese aber wegen des höheren variablen Kostenanteils teurer sind als Braunkohlekraftwerke. Auch verkürzen sich die Betriebszeiten herkömmlicher Kraftwerke, was sie ebenfalls unwirtschaftlicher macht.

Die zweite Methode für „objektive“ Investitionsentscheidungen ist die Nutzwertanalyse. Hier werden Punkte zwischen 0 und 10 für den Erfüllungsgrad von Kriterien vergeben. Dadurch können auch qualitative Größen (z.B. „Eignung für …“) durch Umwandlung in quantitative Größen (Punkte) vergleichbar gemacht werden. Hinzu kommt eine Gewichtung der einzelnen Kriterien. Die Entscheidung fällt dann anhand der erreichten Gesamtpunktzahlen. Bild 3.2.4 zeigt das Schema, das für die Entscheidungsfindung benutzt wird.

Bild 3.2.4 Schema der Nutzwertanalyse

Im folgenden Bild 3.2.5 ist ein Beispiel für die Beschaffung von Software dargestellt.



Bild 3.2.5 Beispiel der Nutzwertanalyse

Hier hat das Produkt A die höchste Gesamtpunktzahl, wurde also ausgewählt. Die Methode hängt stark von den Kenntnissen und Erfahrungen des beurteilenden Teams ab. Darüber hinaus sind Muss-Kriterien festzulegen, die jede Alternative erfüllen muss.

Die Methode eignet sich für Investitionsentscheidungen, die Standortwahl, alternative Konzepte, usw. und bietet Transparenz und Nachvollziehbarkeit der Entscheidungen. Oft führt auch der Bewertungsprozess zu neuen Erkenntnissen und Lösungsideen.

3.3. Regulatorische Rahmenbedingungen

Viele Köche sind bei der Umsetzung der Energiewende beteiligt (s. Bild 3.3.1).

ACER als europäische Agentur für die Kooperation der Energie-Regulierungsbehörden, die Bundesnetzagentur für den künstlichen Wettbewerb mittels Anreizregulierung, die Landesregulierungsbehörden, Das Wirtschafts- und das Umweltministerium mit EEG und Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz, aber auch kommunale Behörden.

Bild 3.3.1 Akteure der Energiewende für Strom (Friedrich-Ebert-Stiftung)

Bild 3.3.2 ergänzt die anderen Energieformen.



Bild 3.3.2 Akteure der Energiewende für andere Energieformen (Friedrich-Ebert-Stiftung)

Das EEG sagt den Erzeugern eine feste Vergütung zu. Die Differenz dieser festen Vergütung zum aktuell an der Strombörse EEX erzielten Strompreis wird als sog. Umlage auf einen Teil der Stromverbraucher umgelegt. Im Bild 3.3.3 ist dieser Mechanismus dargestellt. Es bedeuten ÜNB Übertragungsnetzbetreiber, VNB Verteilnetzbetreiber, EVU Energieversorgungsunternehmen.

Der Anlagenbetreiber investiert in Anlagen zur Erzeugung erneuerbarer Energien. Er erhält für die erzeugte Menge an Energie eine feste Vergütung vom Verteilnetzbetreiber. Dem Verteilnetzbetreiber wird dieser Anteil für alle seine Anlagenbetreiber vom Übertragungsnetzbetreiber erstattet. Der Übertragungsnetzbetreiber handelt die Energie an der Strombörse. Die Differenz des erzielten Strompreises zu den Vergütungen, die er für die Energie bezahlt hat, lässt er sich von den Elektrizitätsanbietern (EVUs) als EEG-Umlage erstatten. Die EVUs schlagen die EEG-Umlage auf den Strompreis ihrer Kunden auf. Hierbei werden nur die sogenannten nicht privilegierten Kunden belastet. Exportierter Strom ist nicht von der EEG-Umlage betroffen.



Bild 3.3.3 Mechanismus der Umwälzung der EEG-Umlage, Quelle: Bundesnetzagentur

An der Strombörse wird das Angebot an Strom über den Strompreis stundenaktuell an die Nachfrage angepasst. Bild 3.3.4 zeigt diesen Vorgang.

Bild 3.3.4 Strompreisermittlung



Für Erzeuger erneuerbarer Energien sind zur Absicherung ihrer Investitionen feste Vergütungssätze vereinbart (grüner Balken links). Die Differenz zum erzielten Börsenpreis wird den nicht privilegierten Verbrauchern als EEG-Umlage zum dem Strompreis hinzugerechnet.

Der Strompreis aus konventioneller Erzeugung wächst mit steigender Nachfrage, da zur Deckung der Nachfrage immer teurere Anbieter hinzugenommen werden (merit order Prinzip).

Das folgende Bild 3.3.5 zeigt die verschiedenen Strompreise für die unterschiedlichen Verbraucher und die EEG-Einnahmen, die in die EE-Förderung fließen.

Bild 3.3.5 Strompreise. Quelle: Die Zeit

Dieses heutige Modell ist an den variablen Kosten orientiert und erscheint daher in der Zukunft bei überwiegend erneuerbarer Energieproduktion mangels variabler Kosten wenig geeignet.

3.4. Energiehaushalt und Wirtschaft

In einer Studie „Der Zusammenhang zwischen Energieverbrauch, Wirtschaftswachstum und Beschäftigung“ zeigt die Fraunhofer-Gesellschaft auf, dass die Korrelation schwach ist:

Eine globale als auch eine sektorale Analyse zeigt die Unhaltbarkeit der häufig vertretenen These auf, dass der Verbrauch an Primärenergie mit derselben Zuwachsrate ansteige wie das Bruttoinlandsprodukt. Im Zusammenhang mit den Fragen um Energieverbrauch und Produktionswachstum wird die Frage diskutiert, in welchem Zusammenhang Energieangebot und -verbrauch sowie die Bereitstellung von Arbeitsplätzen zur Erreichung der Vollbeschäftigung stehen. Es wird behauptet, dass zur Sicherung eines hohen Wirtschaftswachstums ein ebenso großer Energiezuwachs erforderlich sei. Auch diese Behauptung lässt sich empirisch in Quer- und Längsschnittuntersuchungen anhand der Vergangenheit nicht belegen, dagegen scheint die Behauptung einer entgegengesetzten Tendenz, dass steigender Energieverbrauch einzelner



Industriezweige in Zusammenhang mit dem Abbau von Arbeitsplätzen steht, Gültigkeit beanspruchen zu können. Die Prognose künftigen Energiebedarfs aufgrund von Extrapolationen erweist sich als äußerst ungenau. Branchenspezifische Schätzungen lassen die Vermutung zu, dass die Zuwachsraten des Energiebedarfs der letzten Jahre in Zukunft zurückgehen werden. Aus diesen und anderen (z.B. Kosten-, Umwelt-) Gründen erscheinen Planungen fragwürdig, die auf einen raschen und umfassenden Ausbau der Kernenergie hinauslaufen, zumal auch die These widerlegt werden kann, dass durch den Ausbau zusätzliche Arbeitsplätze geschaffen werden können. Neben der Diskussion um alternative Energiequellen, um Kosten, technische Machbarkeit und Energieimportabhängigkeit zukünftiger Energieversorgung wird man zunehmend den Umweltaspekt in die Überlegungen mit einbeziehen müssen.

Mit verschiedenen Maßzahlen der Energieeffizienz wie dem Primärenergieverbrauch pro erzeugtem Waren- und Dienstleistungswert oder Primärenergieverbrauch pro Einwohner lasst sich der Trend der vergangenen Jahre eines Landes darstellen (s. Bild 3.4.1).

Bild 3.4.1 Energieeffizienzindikatoren für Deutschland Quelle: Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen u. Statistisches Bundesamt



Viele Problembereiche wie bei uns die garantierte Förderung nicht grundlastfähiger PV-Anlagen und deren Sondermüll-Entsorgung nach Ablauf der Nutzungsdauer, und trotz Urbanisierung der Aufbau einer ökologischen Wirtschaft in Schwellen- und Entwicklungsländern, sind noch zu lösen.

Die Einsicht in die Unvermeidbarkeit langfristiger und nachhaltiger Investitionen wächst nur langsam, der Lebensstandard zukünftiger Generationen hängt aber ganz entscheidend von der Ressourcenschonung und dem raschen Umstellen auf überwiegend erneuerbare Energieformen ab, solange für die Errichtung dieser Anlagen noch fossile Energieformen zur Verfügung stehen.

Wir haben es in der Hand.



Abkürzungen

AC Alternating Current, Wechselstrom T = 1/f Schwingungsdauer, Periodendauer [s] f = 1/T Frequenz, Anzahl der Schwingungen pro Zeiteinheit [1/s] ω = 2πf = 2π/T Kreisfrequenz, Winkelgeschwindigkeit der Kreisbewegung [1/s]

BHKW Blockheizkraftwerk

BMWi Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie

BMU Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit

DC Direct Current, Gleichstrom

E Energie [Joule, J, N m, W s, kg m2/ s2] potentielle Energie Ep = 1/2 k y2, kinetische Energie, Translation Ek = 1/2 m v2, kinetische Energie, Rotation Er = 1/2 J ω2, Energie elektrisches Feld EC = 1/2 CU2, Energie magnetisches Feld EL = 1/2 LI2

EE Erneuerbare Energie

EEG Erneuerbare Energien Gesetz: Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien

EEX European Energy Exchange AG , Strombörse

EVU EnergieVersorgungsUnternehmen

RMS Root mean square (Effektivwert)

GuD Gas- und Dampturbinenfkraftwerk

IGBT Insulated Gate Bipolar Transistor

kV Kilo Volt (1000V)

kVA Kilo Volt Ampere (Scheinleistung S, zur Unterscheidung von kW = Wirkleistung))

kVar Kilo Volt Ampere reactive (Blindleistung, Q)

MOSFET Metal Oxide Semiconductor Field Effect Transistor

MPP Maximum Power Point

MS Mittelspannung

NS Niederspannung

ONT Ortsnetztransformator

PV Photovoltaik

PWM Pulse Width Modulation

RÖE Rohöleinheit

S Scheinleistung (apparent power, in VA = Volt Ampere)



P Wirkleistung (power, in Watt)

Q Blindleistung (reactive power, in Var = Volt ampere reactive)

SKE Steinkohleeinheit

ÜNB Übertragungsnetzbetreiber

VNB Verteilnetzbetreiber

W Watt (Wirkleistung, P)

ZVEI Zentralverband Elektrotechnik- und Elektronikindustrie e. V.



Literatur [1] Volker Quaschning: Regenerative Energiesysteme: Technologie - Berechnung – Simulation, Carl

Hanser Verlag, 9. Auflage, 2015, ISBN 978-3-446-44267-2

[2] Jeffrey D. Sachs: Wohlstand für viele: Globale Wirtschaftspolitik in Zeiten der ökologischen und sozialen Krise, Pantheon Verlag, 2010, 978-3570551172 (engl. Titel: Common Wealth: Economics for a Crowded Planet)

[3] M. Kaltschmitt, A. Wiese, W. Streicher : Erneuerbare Energien-Systemtechnik, Wirtschaftlich-keit, Umweltaspekte, Springer, 5. Auflage, 2013, ISBN 978-3642032486

[4] V. Wesselak, T. Schabbach : Regenerative Energietechnik, Springer, 1. Auflage, 2009, ISBN 978-3540958819

[5] Schlussbericht BMU - FKZ 03MAP146: Langfristszenarien und Strategien für den Ausbau der erneuerbaren Energien in Deutschland bei Berücksichtigung der Entwicklung in Europa und global, 2012, im Web publiziert

[6] BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V: BDEW-Roadmap - Realistische Schritte zur Umsetzung von Smart Grids in Deutschland, 2013, im Web publiziert

[7] Wikipedia

[8] Energiesysteme; Prof. Dr.-Ing. habil. Ingo Stadler, Wilhelm Büchner Hochschule, Darmstadt

[9] Dr. Reiner Klingholz und Prof. Dr. Klaus Töpfer: Das Trilemma des Wachstums, Berlin-Institut für Bevölkerung und Entwicklung, 2012, ISBN: 978-3-9814679-3-2

Abbildungen stammen, wenn nicht anders angegeben, aus [1].



Anhang A – Dekadische Vorsatzworte

Quelle: Wikipedia



Anhang B – Umrechnung von Energieeinheiten

kJ kWh Kg SKE Kg RÖE m3 Erdgas 1 kilo Joule (kJ) - 0,000278 0,000034 0,000024 0,000032

1 kilo Wattstunde (kWh) 3.600 - 0,123 0,086 0,113

1 kg Steinkohleneinheit (SKE) 29.308 8,14 - 0,7 0,923

1 kg Rohöleinheit (RÖE) 41868 11,63 1,486 - 1,319

1 m3 Erdgas 31736 8,816 1,083 0,758 -

Quelle: [3]

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