100 % Erneuerbare Energien!

100% Erneuerbar

Motivation

Im Folgenden soll aufzeigt werden, dass eine dezentrale Energieversorgung aus 100% Erneuerbaren Energien in Deutschland bis 2030 physikalisch und ökonomisch möglich und sinnvoll ist

Das vorgeschlagen System hat zahlreiche Vorteile gegenüber dem heutigen.

Als erstes und wohl offensichtlichstes steht der ökologische Aspekt. Stromerzeugung mit Atom- und Kohlekraftwerken verursachen hohe Umweltschäden [1]. Eine Energieversorgung basierend auf Wind und Sonne ermöglicht hingegen eine nachhaltige umweltverträglichere Wirtschaft.

Durch Erneuerbare Energien werden zudem die negativen gesundheitlichen Folgen und Gefahren für die Bevölkerung durch radioaktive Belastung (laufende Kernkraftwerke, Kernschmelzen, Atommüll) und Luftverschmutzung (7 Millionen Tote weltweit jährlich[2]) vermieden.

Erneuerbare Energien sind in jedem Land vorhanden. Durch sie wird Energieautarkie ermöglicht und internationale Konflikte um fossile Brennstoffe (z.B. Öl) vermieden. Sie können damit einen großen Beitrag für den Frieden weltweit leisten.

Erneuerbare Energien ermöglichen eine stabile Energieversorgung mit kurz- und langfristig geringeren Kosten – für die gesamt Volkswirtschaft und für den einzelnen Verbraucher.

 

Aktueller Energieverbrauch

Zunächst sollte man wissen, wie hoch der Gesamtenergieverbrauch (aufgeteilt in die Sektoren Strom, Wärme und Transport) ist[3]. Denn diesen gilt es durch Erneuerbare Energien zu decken.

Strom

Jährlich werden in Deutschland ca. 600 TWh Strom produziert. Dies macht ca. 20 % des gesamten Endenergieverbrauchs aus. Gut 20 % des Strombedarf wird bereits durch Erneuerbare Energien gedeckt[4].

Wärme

Der jährliche Wärmebedarf in Deutschland liegt bei ca. 1200 TWh. Dies macht ca. 50 % des gesamten Endenergieverbrauchs aus.

Transport

Der jährliche Energiebedarf für den Transportsektor liegt in Deutschland bei ca. 730 TWh. Dies macht ca. 30 % des gesamten Endenergieverbrauchs aus.


Der Gesamtenergiebedarf (20% Strom, 50% Wärme, 30% Transport) liegt damit in Deutschland bei ca. 2500 TWh jährlich.

 

Potential Sonne&Wind

Stehen uns in Deutschland genug Wind und Sonne zur Verfügung, um damit die benötigten 2500 TWh zu produzieren?

Solar

Bei durchschnittlich 900 Volllaststunden für Photovoltaikanlagen bräuchte man ca. 2800 GWp installierte PV-Leistung um den kompletten Jahresenergiebedarf allein mit Photovoltaik decken zu können. Je nach PV-Technologie und Installationsart werden 10-30 Quadratmeter pro installiertes kWp benötigt. Insgesamt wären also 28 000 – 84 000 km² oder 7,8 – 23,5% der Gesamtfläche Deutschlands für eine rein solare Energieversorgung nötig. Zum Vergleich: Die Siedlungs- und Verkehrsflächen in Deutschland summieren sich auf 46 789 km² oder 13,1 % der Gesamtfläche und die Fläche allein für den Anbau von Energiepflanzen beträgt insgesamt 22 800 km² oder 6,4% der Gesamtfläche [5].

Wind

Eine Studie des Umweltbundesamts geht davon aus, das 13,8 % der Gesamtfläche Deutschlands für Windräder geeignet ist. Dies würde für 1 190 GWp installierte Windleistung und einer jährlichen Stromproduktion aus Windkraft von 2900 TWh reichen [6].

Der komplette Endenergiebedarfs Deutschland von 2500 TWh ist also allein durch Photovoltaik und Windkraft deckbar.

Effizienzsteigerung

Effizienzsteigerung beim Verbrauch können den Energiebedarf zudem noch wesentlich reduzieren.

Die Effizienz von Stromverbrauchern kann erhöht werden (LED-Beleuchtung, Effizienterer Standby-Modus, Ausschalten statt Standby, etc.).

Bei einer Elektrifizierung des Transportwesens kommt es allein durch die Elektrifizierung zu einer deutlichen Effizienzsteigerung (Elektromotoren sind wesentlich effizienter als Verbrennungsmotoren). Zusätzlich kann ein Verkehrswesen, das vermehrt auf Öffentlichen Verkehr, Fahrräder (Pedelecs) und Fernverkehr per Bus&Bahn (u.U. auch per Hyperloop [7]) setzt, den Energiebedarf gegenüber einem Auto-zentrischem Verkehrssystem stark reduzieren.

Der Wärmebedarf kann drastisch durch höhere Energetische Standards bei Gebäude-Neubauten und durch energetische Sanierung des Gebäudebestands reduziert werden. Technisch ist dies u.a. durch bessere Wärmedämmung und ein effizientes Lüftungssystem mit Wärmerückgewinnung möglich.

 

Stromspeicher

Schwankungen der Stromproduktion

Regelleistung und Stromspeicher sind aufgrund des schwankendes Stromverbrauchs generell immer nötig. Auch beim jetzigen auf zentralen Großkraftwerken basierenden Stromsystem besteht das Problem, dass sich die Kraftwerke nicht oder nur sehr schlecht regeln lassen. Es sind daher Speicher nötig, um bei Zeiten geringen Stromverbrauchs (z.B. nachts) die Kraftwerke weiterlaufen lassen zu können und so deren Wirtschaftlichkeit zu ermöglichen.

Bei einer Energieversorgung aus 100 % Erneuerbaren Energien (Solar&Wind) verursachen die Schwankungen bei der Stromproduktion (s. Abb. 1 und 2) einen zunächst wesentlich erhöhten Speicherbedarf.

Schwankungn Wind-Stromproduktion

Abb. 1: Jahres- und Tageszeitschwankungen der Windstromproduktion in Deutschland

Schwankungn Wind-Stromproduktion

Abb. 2: Jahres- und Tageszeitschwankungen der Solarstromproduktion in Deutschland

Die Schwankungen bei der Stromproduktion aus PV und Wind können sich jedoch zum Teil gegenseitig ausgleichen (s. Abb. 3). Pauschal kann man für Deutschland sagen: Viel Wind im Winter viel Sonne im Sommer. Deshalb bietet sich eine Kombination von Solar- und Windstromproduktion an. Da in Deutschland der Energieverbrauch aufgrund des Heizbedarfs im Winter höher liegt als im Sommer wird es wahrscheinlich in Deutschland wirtschaftlicher sein, mehr Windstrom als Solarstrom zu produzieren (u.U. 60/40 oder 70/30 Verhältnis). In sonnigeren Ländern näher am Äquator (z.B.: Spanien, Tansania) mit einem großen Kühl- und wesentlich kleinerem Heizbedarf ist ein größerer Solaranteil sinnvoll.

Schwankungn Wind-Stromproduktion

Abb. 3: Stromproduktion durch Wind und PV in Deutschland für das Jahr 2012 (Bildquelle: FfE e.V.)

Örtlich und zeitlich kann es zu stärkeren Schwankungen kommen als Abb. 3 u.U. suggeriert. Sie zeigt sowohl örtlich (ganz Deutschland) als auch zeitliche (monatliche) Durchschnittswerte. Die Daten zeigen jedoch, dass zumindest der Saisonalspeicherbedarf bei einer Kombination von Solar und Wind reduziert werden kann.

Zusätzlich können die Schwankungen der Wind und PV-Stromproduktion und damit auch der nötige Speicherbedarf bei entsprechender Auslegung der Anlagen weiter stark reduziert werden.

So können PV-Anlagen statt nur auf Süddächern auch auf Ost- und Westdächern und auf Fassaden installiert werden. So wird mehr Solarstrom in den Morgen- (Ost-Ausrichtung) und Abendstunden (West-Ausrichtung) oder im Winter (Südfassade) produziert. Wird die Einspeiseleistung auf z. B. 70% oder 50% der Maximalleistung reduziert, können Schwankungen bei der Solarstromeinspeisung weiter reduziert werden. Der Betreiber kann die Peakleistung selbst vor Ort verbrauchen oder gegebenenfalls in Batterien zwischenspeichern.

Die Volllaststunden von Windrädern kann technisch sehr leicht erhöht werden. Baut man nur etwas höhere Windräder erreicht man Luftschichten mit wesentlich stärkeren und gleichmäßigeren Winden. So können auch Standorte erschlossen werden, bei denen kleine Windanlagen nicht wirtschaftlich betrieben werden können (z.B. Süddeutschland). Verbaut man zusätzlich bei gleichem Rotordurchmesser kleinere Generatoren, hat das Windrad eine geringere Maximalleistung produziert jedoch bereits bei schwächerem Wind Strom. Die Stromproduktion erfolgt also gleichmäßiger. Eine Vollverwirklichung dieser Strategie stellen Flugwindkraftwerke[8] dar, welche in Höhen von mehreren Hundert Metern schweben oder fliegen. Sie befinden sich noch im Entwicklungsstadium. Durch den geringen Material- und Flächenverbrauch und den starken und gleichmäßigen Winden in diesen Höhen können sie potentiell für sehr viel geringe Kosten Strom produzieren.

Für den so stark reduzierten Stromspeicherbedarf stehen zahlreiche Technologien zu Verfügung. Auf einige soll nun hier exemplarisch eingegangen werden.

Pumpspeicher

Pumpspeicher

Abb. 4: Staumauer des Kraftwerks Ottenstein

Bei Pumpspeichern wird Strom in Form von potentieller Energie (Lageenergie) gespeichert. Zu Zeiten von überschüssiger Stromproduktion wird mithilfe einer elektrisch angetriebenen Turbine Wasser in ein höher gelegenes Speicherbecken gepumpt. Bei Strombedarf wird der Prozess umgekehrt und Wasser aus dem Speicherbecken über die Turbine abgelassen. Der Generator produziert dabei Strom. Der Vorteil dieser Speicherung ist der relativ hohe Gesamtwirkungsgrad (Strom zu Strom) von 75-80%[9] und die schnelle Bereitstellung von benötigter Energie. Die deutschlandsweite summierte Speicherkapazität bestehender Anlagen liegt bei 0,04 TWh[10]. Diese kann durch konventionelle Pumpspeicher in Deutschland nicht mehr stark ausgebaut werden und würde auch zu hohen Umweltschäden (durch permanente Flutung für Oberbecken) führen. Es gibt jedoch Ansätze Pumpspeicher ökologischer zu realisieren. So gibt es Bestrebungen sowohl alte Bergwerke als Wasserspeicher zu benutzen (Unterflur-Pumpspeicher)[11] als auch Türme von Windrädern als Oberbecken für Pumpspeicher auszulegen (s. Abb. 5).

Naturstromspeicher

Abb. 5: Naturstromspeicher: Windradtürme als Oberbecken für Pumpspeicher (Bildquelle: http://www.naturstromspeicher.de/)

Batterie

Bei Batteriespeichern wird der Strom elektrochemisch in Akkumulatoren gespeichert. Im Bereich Gesamteffizienz und Millisekunden schneller Regelung sind sie den Pumpspeichern überlegen. Es gibt zahlreiche unterschiedliche Batterietechniken. Günstig und für die Strompufferung bereits erprobt sind Bleiakkummulatoren. Als potentielle Nachfolger werden Akkus auf Lithiumbasis (z.B. LiFePO4-Akkus) gehandelt. Sie sind zur Zeit noch teurer als Bleiakkus, zeichnen sich jedoch durch niedrigen Wartungsbedarf und höhere Lebensdauer aus und besitzen noch ein großes Kosteneinsparpotential. Für große Anlagen bietet sich auch die sogenannte Redoxflow-Technik an. Hier kann die Speicherkapazität recht kostengünstig durch größere Elektrolyt(Flüssigkeits)-Tanks vergrößert werden (bei gleichbleibender Pufferleistung).

Potential Elektroautos

Renault Zoe

Abb. 6: Das Elektroauto Renault Zoe

Autos wären mit dem Begriff Stehzeug besser beschrieben als mit dem Begriff Fahrzeug. Sie werden nur ca. 5 % der Zeit tatsächlich gefahren[12]. Durch die hohen Standzeiten (die durch den weiteren Ausbau von Carsharing jedoch zurück gehen würde) könnte bei einer Elektrifizierung des Individualverkehrs ein großer Teil der Elektroautobatterien als Pufferspeicher genutzt werden. Geht man von 20 kWh Speicherkapazität bei 20-40 Millionen Elektroautos aus (jetziger Kfz-Bestand in Deutschland: 52 Millionen, davon 43 Millionen Pkws[13]) ergibt sich dadurch eine Speicherkapazität von 0,4-0,8 TWh.

Potential Eigenverbrauch

Aufgrund der gesunken Kosten für Photovoltaik und Batteriespeicher (s. Kapitel Kosten) wird dem Eigenverbrauch von Solarstrom eine wachsende Bedeutung zu kommen. Bei einem Potential von 200 GWp für gebäudeintegrierte Photovoltaik[14] und angenommenen 1-3 kWh Batteriespeicher pro 1 kWp Photovoltaikanlage ergibt sich eine Speicherkapazität von 0,2-0,6 TWh.

Verglichen mit bestehenden Pumpspeichern ergibt sich zusammen mit den Elektroautobatterien eine um den Faktor 15-35 größere Speicherkapazität.

EE-Gas (Power to Gas)

Pumpspeicher

Abb. 7: Biogasanlage, Gastank und Windkraftanlage des Hybridkraftwerks Prenzlau von Enertrag

Eine Möglichkeit Strom über einen Zeitraum von Wochen und Monaten zwischenzuspeichern stellt das sogenannte Power-to-Gas-Verfahren dar. Hierbei wird mit überschüssigem (Solar- oder Wind-) Strom Wasser in Wasserstoff und Sauerstoff gespalten (Elektrolyse). Der Wasserstoff kann dann lokal gespeichert oder bis zu einem Volumenanteil von 5% ins bestehende Erdgasnetz eingespeist werden. In einem weiteren Prozessschritt kann der gewonnene Wasserstoff mit CO2, das von Biogasanlagen oder direkt aus der Atmosphäre gewonnen wird, zu Methan (dann Erneuerbaren Energien Gas oder EE-Gas genannt) weiterverarbeitet werden, welches nun bis zu einem Volumenanteil von 100% in das Erdgasnetz eingespeist werden kann. Verglichen mit den anderen Speichertechniken ist der Gesamtwirkungsgrad (Strom zu Strom+Wärme) mit 40-50%[15] recht niedrig. Der entscheidende Vorteil dieser Speichermethode ist jedoch die gigantische Speicherkapazität des bereits bestehenden Erdgasnetzes von 200 TWh[16]. Damit ließe sich genügend Strom zwischenspeichern, um damit für Wochen oder gar Monate den kompletten Strombedarf zu decken.

In dezentralen Mikrogasturbinen mit Kraft-Wärme-Kopplung (Mikro-KWK) kann das Methan effizient und verbrauchernah in Strom und Wärme umgesetzt werden. Mikrogasturbinen eignen sich für diesen Einsatz aufgrund ihres geringen Wartungsbedarfs, langer Lebensdauer sowie guter Regulierbarkeit und hoher Effizienz auch bei Teillastbetrieb[17]. Damit ergänzen sie perfekt die schwankende Stromproduktion durch Wind und Sonne.

In der Übergangszeit zu 100% Erneuerbaren Energien, wenn noch kein ausreichender Stromüberschuss für einen breiten Einsatz von Power-to-Gas besteht, können die dezentralen Mikro-KWK mit Erdgas betrieben werden. Bereits kurzfristig können sie so zentrale, nicht oder nur schwer regelbare Großkraftwerke (Kohlekraftwerke, Atomkraftwerke) mit niedrigem Gesamtwirkungsgrad ersetzen. Mit dem Voranschreiten der Energiewende kann dann das Erdgas sukzessiv durch EE-Gas und Biogas ersetzt werden.

Ein wirtschaftliches Problem bei dem Power-to-Gas-Verfahren liegt bei der zu erwarteten jährlichen niedrigen Auslastung der Wasserelektrolyse und Methanisierungsanlagen und den Mikro-KWK, wenn diese nur zu Zeiten Stromüberproduktion (bzw. die KWK bei Stromknappheit) betrieben werden. Eine geringe Auslastung bei gleichen Investitionskosten reduziert die Rentabilität der Anlagen. Technisch kann diesem nur teilweise entgegengewirkt werden: Indem z. B. Mikrogasturbinen eingesetzt werden, welche sich wirtschaftlicher im schwankenden Teillastbereich betreiben lassen als konventionelle Blockheizkraftwerke.

Muss jedoch bei optimierter Stromproduktion aus Wind und Solaranlagen (s. Kapitel Schwankungen der Stromproduktion) nur ein relativ kleiner Anteil (z.B. 10% oder 20%) des produzierten Stroms mit dem Power-to-Gas-Verfahren zwischengespeichert werden, reduziert sich dementsprechend der Kostenanteil der Speicherung an den durchschnittlichen Energiekosten.

 

Regelbarer Verbrauch

Statt ausschließlich die Stromproduktion an den Verbrauch anzupassen und gegebenenfalls Strom zwischenzuspeichern kann es wirtschaftlich sinnvoll sein den Verbrauch an die Produktion anzupassen. Während dies nicht in allen Fällen möglich ist, gibt es doch genügend Bereiche, wo dies mit geringem Aufwand und Kosten realisierbar ist.

Kühlen

Kälte und Klimaanlagen tragen mit 14%[18] am deutschen Stromverbrauch bei. (Dieser Anteil liegt in Ländern mit wärmerem Klima wesentlich höher.) Dies entspricht ca. 80 TWh jährlich. Da es in den meisten Fällen nicht auf die exakte Temperatur ankommt, kann bei Stromüberschuss geringfügig tiefer gekühlt werden und bei Stromknappheit die Kühlleistung temporär reduzieren werden, bei einer dadurch resultierenden leichten Temperaturerhöhung. Die Verbrauch der 80 TWh jährlich kann daher reguliert werden und Schwankungen bei der Stromproduktion im Bereich von Minuten und Stunden kompensieren.

Heizen

Der Wärmebedarf liegt in Deutschland wie bereits erwähnt bei ca. 1200 TWh jährlich. Geht man von einer 50 % Reduktion (durch bessere Wärmedämmung, Wärmepumpen, etc.) und einer umfangreichen Elektrifizierung der Wärmebereitstellung aus, ergibt sich ein jährlicher Strombedarf von ca. 600 TWh. Dieser ist, aus gleicher Begründung wie bei dem Kühl-Energiebedarf, regelbar und kann Stromproduktionsschwankungen ausgleichen.

Zusätzlich können Wärmespeicher installiert werden. Die Wärme kann über längere Zeit gespeichert werden. So können Schwankungen der Stromproduktion im Bereich von Tagen oder Wochen ausgeglichen werden. Die Kosten von ca. 20-30€ pro kWh Wärme-Speicherkapazität sind dabei sehr viel niedriger als für Batteriespeicher (>300 €/kWh). Für Saisonspeicher, die zum Beispiel im Sommer mit Solaranlagen geladen werden, um dann im Winter die Wärme zu nutzen, ist dies immer noch zu teuer. Ab ca. 25 Vollladezyklen pro Jahr und einer Systemlebensdauer von 20 Jahren können die Wärmespeicher aber bereits bei entsprechend geringen Peakstrompreisen wirtschaftlich sein.

Verkehr

Der Verkehrssektor schlägt mit einem jährlichen Energieverbrauch von ca. 730 TWh in Deutschland zu buche. Geht man ebenfalls von Reduktion um 50 % aus (Elektrifizierung, mehr Öffentlicher Verkehr, Bus&Bahn) besteht ein im Minuten bis Stunden Bereich regelbarer Strombedarf von ca. 370 TWh jährlich.


Der Großteil des zukünftigen Strombedarfs könnte also geregelt werden. Schwankungen der Stromproduktion könnten über (Milli-)Sekunden, Minuten und Stunden und bei entsprechenden Wärmespeichern auch über mehrere Tage und Wochen kompensiert werden.

 

Netzausbau

Bei Elektrifizierung des Wärme- und Verkehrssektors und dem daraus resultierenden höheren Strombedarfs wird ein Ausbau des Stromnetz höchstwahrscheinlich nötig; fraglich ist jedoch noch in welcher Ausprägung und in welchem Umfang.

Zurzeit plant die deutsche Regierung vor allem einen Netzausbau auf Hoch- und Höchstspannungsebene[19] – offenkundig um Offshore Windstrom in den Süden Deutschlands zu transportieren, aber wahrscheinlich vor allem auch, um den Strom der im hauptsächlich im Westen und Norden Deutschlands geplanten neuen Kohlekraftwerke in den Süden und Osten transportieren zu können[20]. Hier wäre es wirtschaftlich wesentlich sinnvoller, statt teuren Kohle- oder Offshorewindstrom über teure neue Stromtrassen in den Süden zu transportieren, direkt im Süden mit höheren Windrädern den Strom vor Ort zu produzieren.

Auch wird ein Europa- oder sogar Weltweites Supergrid vorgeschlagen, um Schwankungen der Stromproduktion aus Sonne und Wind auszugleichen und günstigen Solar- und Windstrom von den optimalen Produktionsstandorten zu erhalten. Ein solches internationales Großprojekt führt jedoch unausweichlich zu Verzögerungen und höheren Kosten als prognostiziert. Zentrale Verteilungs- und Produktionsstrukturen sind dabei auch störanfälliger als ein dezentrales System aus Kleinanlagen.

Netzausbau bei einer effizienten, schnellen und kostengünstigen Energiewende wird daher wahrscheinlich hauptsächlich in der Mittel- und Niederspannungsebene nötig, in welche Wind- und Solaranlagen hauptsächlich einspeisen. Insgesamt werden die Gesamtkosten für das Stromnetz bei einer dezentralen Stromerzeugung durch optimierte Solar- und Windanlagen (s. Kapitel Schwankungen der Stromproduktion) und dezentralen verbrauchernahen Stromspeichern und regelbaren Verbrauch minimiert. Stromverbrauch und -erzeugung finden örtlich näher zueinander statt und sind auch zeitlich besser aufeinander abgestimmt. Dies führt zu einer höheren Auslastung und dadurch verbesserten Wirtschaftlichkeit des Stromnetz.

 

Kosten

Nun soll auf die Kosten der Energiewende eingegangen werden und mit den Kosten der jetzigen Energieversorgung verglichen werden.

Fossil- und Nuklearenergie

Die Gestehungskosten für nicht erneuerbaren Strom betrugen im Jahr 2013: 6-10 ct/kWh (Kernkraft), 4,5-10 ct/kWh (Kohle) und 4,5-7,5 ct/kWh (Erdgas)[21].Für das in England geplante Atomkraftwerk Hinkley Point C wird die dortige Regierung eine Einspeisevergütung von umgerechnet 11,2 ct/kWh für 30 Jahre mit Inflationsausgleich garantieren[22]. Die Vergütung liegt damit deutlich höher als die Vergütung für große Solaranlagen und Onshore-Windkraftanlagen in Deutschland, welche keinen Inflationsausgleich beinhaltet und nur für 20 Jahre garantiert wird[23].

Hinzukommen noch externe Kosten, welche jedoch nur schwer beziffert werden können. Schätzungen des Bundesumweltamtes aus dem Jahr 2012[24] gehen von 9-10 c/kWh für Kohlestrom und 5 ct/kWh für aus Erdgas erzeugten Strom aus. Die Externen Kosten für Solar- und Windstrom sind mit ca. 1 bzw. 0,3 ct/kWh wesentlich geringer. Für Atomstrom wurde keine Schätzung abgegeben, weil Studien zu stark unterschiedlichen Werten kamen. Bedenkt man jedoch die Kosten für Tchernobyl und Fukushima sowie extrapoliert man die aktuellen Kosten für die Lagerung des radioaktiven Atommülls für Millionen Jahre[25] wird ersichtlich, dass Atomstrom die teuerste Energieform darstellt[26].

Erneuerbare Energien

Die Gestehungskosten für Erneuerbare Energien betrugen im Jahr 2013: Offshore Wind: 11,9-19,4 ct/kWh; Onshore Wind: 4,5-10,7 ct/kWh und Photovoltaik 7,9-14,2 ct/kWh[27].

Onshore Windkraft und Photovoltaik sind also bereits jetzt ohne Berücksichtigung der externen Kosten wettbewerbsfähig zu Kohle- und Atomstrom.

Zu Bedenken ist dabei noch, dass seit Jahrzehnten die Kosten für Atomstrom und Kohlestrom steigen (u.a. wegen höheren Sicherheitsstandards bzw. höheren Rohstoffpreisen) und die Kosten für Erneuerbare Energien kontinuierlich sinken.

EEG-Umlage

Das EEG (Erneuerbare-Energien-Gesetz) verpflichtet die Netzbetreiber den Strom aus Erneuerbaren-Energien-Anlagen zu einem für 20 Jahre garantierten Preis (Einspeisevergütung) abzunehmen. Der Strom wird anschließend auf dem Strommarkt (Spotmarkt) zu einem meist niedrigeren Preis verkauft. Die Kosten, die den Netzbetreibern aufgrund dieser Preisdifferenz entstehen, müssen von den Stromkunden getragen werden. Diese EEG-Umlage beträgt im Jahr 2014 6,2 ct/kWh[28] und wird in Medien und Politik oft als der Beweis für die hohen Kosten der Energiewende dargestellt und für die Preissteigerung beim Strom verantwortlich gemacht. Nicht beachtet wird dabei jedoch, dass das erhöhte Stromangebot den Durchschnittspreis für den auf dem Markt gehandelten Strom senkt (auch Merrit-Order-Effekt genannt). Die Senkung des Börsenpreises führt dazu, dass die EEG-Umlage steigt, obwohl keine Mehrkosten entstanden sind. Würde bei der Umlage der reduzierte Börsenstrompreis berücksichtigt, käme es zu einer wesentlich geringen Belastung für die privaten Stromverbraucher[29]. Energieintensive Unternehmen profitieren bereits jetzt – durch die Reduktion des Börsenpreises und da sie von der Zahlung der vollen EEG-Umlage befreit sind[30].

Merrit-Order-Effekt

Abb. 9: Preisanteil der EEG-Umlage mit und ohne Berücksichtigung des Merrit-Order-Effekts

Eigenverbrauch

Bei einem Kostenvergleich ist ebenfalls zu beachten, dass Gestehungskosten nicht gleich den Kosten für den Endverbraucher sind. So wird vermeintlich günstiger Atom- und Kohlestrom zu Peakverbrauchszeiten genauso teuer an der Strombörse verkauft, wie Gasstrom. Neben den Konzerngewinnen kommen noch Netzentgeld, Steuern und Abgaben beim Verbrauchspreis dazu.

So ist es in Deutschland bereits heute wirtschaftlicher den produzierten Solarstrom direkt zu verbrauchen. Statt ca. 28 ct/kWh für Netzstrom entstehen nur Kosten von ca. 14 ct/kWh für eigenen Solarstrom. Zu Bedenken ist dabei jedoch, dass die 14 ct/kWh nur für Solarstrom gilt, welcher direkt – ohne Zwischenspeicherung – verbraucht wird. Durch Batteriezwischenspeicherung entstehen zusätzliche Kosten in Höhe von 15-25 ct/kWh. Für Verbraucher wie Büros, Geschäfte, Supermärkte, etc. gilt allgemein, dass ein höherer Eigenverbrauch ohne Zwischenspeicherung möglich ist als bei privaten Haushalten. Der Stromverbrauch liegt hier, genau wie die PV-Stromproduktion, hauptsächlich während des Tages mit einem geringen Nachtstromverbrauch.

Mit den fallenden Kosten für Photovoltaikanlagen und Batterien wird die Option des Eigenverbrauchs immer attraktiver. Leider plant die deutsche Bundesregierung mit der aktuellen Revision des EEG (2014) den Eigenverbrauch mit der EEG-Umlage zu belasten und damit den Eigenverbrauch zu verteuern. Ein wesentlich ökologisch und ökonomisch sinnvollere EEG Finanzierung wäre durch eine allgemeine Ressourcensteuer (s. Nächstes Kapitel Maßnahmen für effektive&schnelle Umsetzung).

Der Strom aus gebäudeintegrierten Photovoltaik- und Windanlagen (sowie KWK-Anlagen) muss also nicht konkurrenzfähig zu den Gestehungskosten von Strom aus zentralen Großkraftwerken, sondern zum Endverbraucherstrompreis sein. Dies ist bereits heute in vielen Fällen der Fall.

Zusätzlich kann Eigenverbrauch mit konstanterer Stromeinspeisung und zusätzlichen Batteriepufferspeichern zur Netzstabilität beitragen und insgesamt die Systemkosten durch höhere Auslastung des Netzes senken.

 

Maßnahmen für effektive&schnelle Umsetzung

Zum Abschluss sollen hier nun einige Maßnahmen genannt werden, mit denen eine möglichst effiziente, kostengünstige, nachhaltige und schnelle Energiewende hin zu 100 % Erneuerbaren Energien möglich ist.

Allgemein

Keine Subventionen für fossile und nukleare Energien

Zunächst müssen alle direkten und indirekten marktverzerrenden Subventionen in fossile und nukleare Energien abgeschafft werden.

Einführung einer Ressourcensteuer

Mit einer allgemeine Ressourcensteuer können bisher externalisierte Kosten berücksicht werden. Sie kann zu einer effizienteren Resourcennutzung und mehr Nachhaltigkeit führen.

Eine Ressourcensteuer ist aus folgend Gründen gerechtfertigt und sinnvoll: (a) Bodenschätze sind Gemeingüter, ermöglichen jedoch Individuen Renteneinnahmen (Besitzeinkommen) zu erzielen . Die Gemeinschaft sollte an diesen Renteneinnahmen beteiligt werden. (b) Bodenschätze sind endlich. Mit einer Ressourcensteuer kann die Abbaugeschwindigkeit reduziert, der Abbaupfad optimiert und höhere Generationengerechtigkeit erreicht werden. (c) Der Abbau von Bodenschätzen verursacht externe Kosten, welche durch eine Steuer so gut wie möglich erfasst werden sollten[31].

Zinsgünstige Kredite

Solar- und Windkraftanlagen, sowie energetische Gebäudesanierungen bzw. Gebäudeneubauten bei mit hohen Effizienzstandard zeichnen sich durch hohe Investitions- und niedrige laufende Kosten aus. Zinsgünstige Kredite können hierbei zu einer stark verbesserten Rentabilität führen und sollten eingeführt beziehungsweise ausgebaut werden. Dies kann im Rahmen von zinsgünstigen Krediten einer Staatsbank geschehen (in Deutschland durch die Kreditanstalt für Wiederaufbau) oder durch eine Währungsreform mit Einführung von Freiwirtschaft und den damit verbundenen auf null reduzierten durchschnittlichen Zinskosten.

Wärme

Für Neubauten sollte ein Energieplushaus-Standard gelten. Sie müssen sehr gut gedämmt sein und ihren gesamten Jahresenergiebedarf durch Solar-, Wind- oder KWKs-Anlagen vor Ort decken. Gemäß Industrieausschuss des Europäischen Parlaments soll dies für Gebäude, die nach dem 31.12.2018 errichtet wurden, gelten[32]. Diese Regelung wurde jedoch noch nicht in nationales Recht übertragen.

Transport

Öffentlicher Nahverkehr sollte weiter ausgebaut werden. Des weiteren kann die höhere Bezuschussung der Ticketpreise sinnvoll sein. Ein rein steuerfinanzierter öffentlicher Nahverkehr könnte u.U. die beste ökologische und gesamt-ökonomische Option sein.

Zudem bietet sich beim öffentlichen Nahverkehr aufgrund der geplanten, regelmäßigen Fahrstrecken der Einsatz von Elektrobussen an.

Die Fahrradinfrastruktur sollte ausgebaut werden.

Eine innerstädtische Geschwindigkeitsbegrenzung von 30 km/h kann ebenfalls zahlreiche Vorteile bringen. Sie führt zu einer niedrigeren Lärmbelästigung der Anwohner, einer höheren Kapazität der Straße und dadurch zu einer geringeren Stauanfälligkeit und verringerten Fahrzeiten während des Stoßverkehrs. Die Anzahl der Verkehrsunfälle und -tote wird reduziert. Vor allem auf innerstädtischen Straßen ohne separate Fahrradspur oder separaten Fahrradweg sollte eine Geschwindigkeitsbegrenzung auf 30 km/h daher in Erwägung gezogen werden.

Strom

EEG 2.0

Das EEG hat sich als ein sehr kosteneffektives Mittel für die Realisierung der Energiewende erwiesen. Es muss jedoch sichergestellt werden, dass die Kostenersparnisse aufgrund reduzierter Börsenpreise auch an die privaten Endverbraucher weitergereicht werden. Das EEG könnte statt mit der von den privaten Stromverbrauchern gezahlten EEG-Umlage durch die Ressourcensteuer finanziert werden.

Eine auf 20 Jahre gesetzlich fest garantierte Einspeisevergütung reduziert Risiken für Investoren und stellt die Rentabilität der Anlagen sicher. Die Höhe der Einspeisevergütung sollte dabei wie bisher jährlich reduziert werden, um Kostenreduktionen Rechnung zu tragen.

Die im Kapitel Schwankungen der Stromproduktion beschriebene Optimierung der Wind- und Solaranlagen kann durch die Einspeisevergütung geregelt werden.

Bei Solaranlagen kann dies wie folgt geschehen:

  1. Wird die Einspeiseleistung auf 70%, 50% oder 30% der Maximalleistung der PV-Anlage begrenzt, wird die Einspeisevergütung entsprechend erhöht (je höher die Drosselung, desto höher die Vergütung). Die Stromeinspeisung der einzelnen Anlagen erfolgt nun gleichmäßiger. Der Peakstrom, welcher nicht eingespeist werden darf, kann vor Ort verbraucht oder zwischengespeichert werden (Strom- und Wärmespeicher). Besteht akuter Strombedarf im Netz, darf die Drosselung überbrückt und bis zu 100% der Maximalleistung eingespeist werden. Bei akuter Stromüberproduktion gehen die Anlagen automatisch vom Netz. Letzteres ist bereits in der jetzigen Fassung des EEGs implementiert. Eine Überlastung der Stromnetze aufgrund von zu viel Solarstrom (vor dem einige Politiker und Interessengruppen warnen) ist aus diesem Grund technisch gar nicht möglich.
  2. Photovoltaik-Anlagen auf Ost- und Westdächern sowie auf Fassaden erhalten eine erhöhte Einspeisevergütung. Die durchschnittliche Stromeinspeisung aller PV-Anlagen erfolgt nun gleichmäßiger (sowohl im Jahres- als auch im Tagesverlauf).

Bei Windanlagen wird die Einspeisevergütung entsprechend der Volllaststunden der Anlage festgelegt. Je höher die jährlichen Volllaststunden desto höher die Vergütung. Die Volllaststunden können so von aktuell üblichen 2500 h/a auf über 4000 h/a erhöht werden. Die Windstromeinspeisung erfolgt dadurch wesentlich gleichmäßiger. Der Bedarf an Pufferspeicher und Regelleistung wird stark reduziert.

Die Einspeisevergütung für Kraft-Wärme-Kopplung-Anlagen und Batteriepufferspeicher (und andere Kraftwerke) richtet sich nach dem aktuellen Bedarf an Strom. Dieser kann technisch relativ leicht dezentral ermittelt werden. Dies betrifft auch die Überbrückung der Drosselung und Zwangsabschaltung der PV-Anlagen. Hierzu wird bei jeder Anlage die Netzspannung und -frequenz gemessen. Liegt sie über dem Nennwert liegt eine Stromüberproduktion vor, liegt sie unter dem Nennwert eine Unterproduktion. Beim heutigen EEG erfolgt die Abschaltung der PV-Anlagen aufgrund von Netzüberlastung bei einer Netzfrequenz von 50,2 Hz. Je niedriger die Netzfrequenz desto höher die Einspeisevergütung für KWK- und Batterie-Anlagen.

Flexibler Stromtarif

Um den Stromverbrauch an die Produktion anzupassen, sollten flexible Stromtarife angeboten werden. Die Höhe des Strompreises richtet sich äquivalent zur Einspeisevergütung von KWK und Batterieanlagen nach der Netzfrequenz. Je niedriger die Frequenz, desto höher der Strompreis.

 

Fazit

Es ist physikalisch, technisch und wirtschaftlich möglich in relativ kurzer Zeit (bis ca. 2030) 100% des Energiebedarfs durch Erneuerbare Energien zu decken. Schwankungen der Solar- und Windstromproduktion können durch Optimierung der Anlagen (Solar: Drosselung der Einspeiseleistung, Anlagen auf Ost- und Westdächern und Fassaden; Wind: Erhöhung der Jahresvollaststunden durch höhere Anlagen mit kleinerem Generator) reduziert und durch regelbaren Verbrauch und Speicher kompensiert werden.

Maßnahmen für eine möglichst effiziente, kostengünstige, nachhaltige und schnelle Energiewende können dabei u.a. eine allgemeine Ressourcensteuer, zinsgünstige Kredite, hohe Gebäudeenergiestandards, ein auf eine optimierte gleichmäßigere Stromproduktion abzielende Einspeisevergütung für Wind- und Solaranlagen und flexible Stromtarife sein.

Aufgrund der seit langem fallenden Kosten für Erneuerbare Energien und der durch sie möglichen dezentralen, verbrauchsnahen Stromproduktion (s. Eigenverbrauch) ist durch sie eine kurz-, mittel- und langfristig günstigere Energieversorgung für Endverbraucher und die gesamte Volkswirtschaft möglich. Sie ist dabei ökologischer und nachhaltiger als die aktuelle nukleare und fossile Energiewirtschaft.

Quellen

  1. ^   http://zolarenergy.net/de/index.php?category=ee&page=nuklearhttp://zolarenergy.net/de/index.php?category=ee&page=fossil
  2. ^   http://www.faz.net/aktuell/gesellschaft/gesundheit/who-studie-jaehrlich-7-millionen-tote-infolge-von-luftverschmutzung-12862902.html
  3. ^   Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen e.V. (AGEB): Auswertungstabellen bis 2011, Essen, Stand Nov. 2012.
  4. ^   Statistisches Bundesamt: Anteil der Erneuerbaren Energieträger am Bruttostromverbrauch für Deutschland 1991-2012. 30. Juni 2012, abgerufen am 30. Dezember 2012
  5. ^   http://www.umweltbundesamt-daten-zur-umwelt.de/umweltdaten/public/theme.do?nodeIdent=2898 http://de.wikipedia.org/wiki/Energiepflanze#Anbauumfang_und_-entwicklung
  6. ^   Potenzial der Windenergie an Land. Studie zur Ermittlung des bundesweiten Flächen- und Leistungspotenzials der Windenergienutzung an Land (PDF; 5,1 MB). Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik im Auftrag des Umweltbundesamtes. Abgerufen am 13. Juni 2013.
  7. ^   http://de.wikipedia.org/Hyperloop
  8. ^   http://de.wikipedia.org/wiki/Flugwindkraftwerk
  9. ^   http://www.fr-online.de/energie/energiewende
  10. ^   Sachverständigenrat für Umweltfragen (2010): 100 % erneuerbare Stromversorgung bis 2050: klimaverträglich, sicher, bezahlbar
  11. ^   https://www.uni-due.de/wasserbau/upw.php
  12. ^   http://kurier.at/lebensart/motor/carsharing-fahrzeuge-sind-stehzeuge/715.380
  13. ^   Kraftfahrt-Bundesamt
  14. ^   Martin Lödl, Abschätzung des Photovoltaik-Potentials auf Dachflächen in Deutschland, TU München, 2010 Volker Quaschning, Einsatzmöglichkeiten und Potentiale der Photovoltaik in Deutschland ohne erhöhte EEG-Vergütung, HTW Berlin 2012
  15. ^   Michael Sterner, Mareike Jentsch und Uwe Holzhammer: Energiewirtschaftliche und ökologische Bewertung eines Windgas-Angebotes
  16. ^   Fraunhofer Presseinformation: Strom-Ergas-Speicher
  17. ^   http://www.vwi.org/uploads/media/Gasturbinen_Energieeffizienz_2013.pdf
  18. ^   http://www.kka-online.info/artikel/kka_Effizienz_von_Kaelteanlagen_933495.htm
  19. ^   http://www.netzausbau.de/DE/BundesweitePlaene/Bravo/NEP-UB_Bravo/NEP-UB_Bravo-node.html
  20. ^   https://webfragmente.files.wordpress.com/2010/04/kkw-karte_stand-100206.jpg
  21. ^   David Millborrow, Wind edges forward in cost-per-watt battle, in: Wind Power Monthly, Jan. 2011, zit nach: Alois Schaffarczyk Technische Rahmenbedingungen, in: Jörg v. Böttcher (Hrsg.), Handbuch Windenergie. Onshore-Projekte: Realisierung, Finanzierung, Recht und Technik, München 2012, S. 166
  22. ^   http://www.globalpost.com/dispatch/news/afp/131017/britain-edf-strike-deal-nuclear-project
  23. ^   Bestimmung der Vergütungssätze für Fotovoltaikanlagen nach § 32 EEG für die Kalendermonate Februar 2014, März 2014 und April 2014. Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen, 31. Januar 2013, abgerufen am 3. Februar 2013 (xls). Zahlen ab Mai 2014 folgen direkt aus Veröffentlichungen des Zubaus der Bundesnetzagentur.
  24. ^   Methodenkonvention 2.0 zur Schätzung von Umweltkosten B, Anhang B: Best-Practice-Kostensätze für Luftschadstoffe, Verkehr, Strom -und Wärmeerzeugung (PDF; 886 kB). Studie des Umweltbundesamtes (2012). Abgerufen am 23. Oktober 2013.
  25. ^   Konzeptionelle und sicherheitstechnische Fragen der Endlagerung radioaktiver Abfälle. Wirtsgesteine im Vergleich. Synthesebericht des Bundesamtes für Strahlenschutz, Salzgitter, 4. November 2005, S. 39.
  26. ^   Vom Bundesumweltamt in Auftrag gegebene Studie bezifferte 1992 die externen Kosten für Atomstrom auf umgerechnet 1,80 €. (Quelle: Studie der Prognos AG aus dem Jahre 1992: „Identifizierung und Internalisierung der externen Kosten der Energieversorgung“)
  27. ^    Fraunhofer ISE: Studie Stromgestehungskosten Erneuerbare Energien November 2013
  28. ^   Übertragungsnetzbetreiber: Konzept zur Prognose und Berechnung der EEG-Umlage 2014 nach AusglMechV
  29. ^   Hintergrundpapier EEG-Umlage 2013; Ausweisung der EEG-Umlage: eine kritische Analyse Argumente zur Bewertung der Umlage des Erneuerbare-Energien-Gesetzes. Uwe Nestle und Lena Reuster, mit Unterstützung der Prognos AG, 11/2012
  30. ^   Fraunhofer ISI: Analysen zum Merit-Order Effekt erneuerbarer Energien, 2010
  31. ^   Mehr Informationen zur Ressourcensteuer: http://www.foes.de/pdf/2012-08-Diskussionspapier-Ressourcensteuern.pdf
  32. ^   Industrieausschuss der EU in 2009