Interdisziplinäre Aspekte der Energiewirtschaft

Das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) ist bislang eine der wesentlichen Grundlagen der Energiewende in Deutschland gewesen. Durch das EEG wurde die Produktion von Strom aus regenerativen Quellen erheblich gesteigert. Da insbesondere die teureren Formen erneuerbarer Energien verstärkt genutzt wurden, sind die durchschnittlichen Kosten nicht gesunken, sondern deutlich gestiegen. Das Wachstum führte zu einem rasanten Anstieg der Subventionen für erneuerbare Energien, die auf Stromverbraucher inWirtschaft und Haushalten umgelegt werden. Dabei darf aber nicht nur die absolute Höhe der Belastungen berücksichtigt werden. Kritisch an der bisherigen Förderung ist auch die mit dem EEG verbundene Verteilungswirkung zu sehen. Da der Stromverbrauch sich mit dem Einkommen kaum verändert, sinkt die Bedeutung der Stromkosten mit steigendem Einkommen. Dadurch werden die einkommensschwächeren Haushalte stark überproportional mit den Kosten der Förderung erneuerbarer Energien belastet. Gleichzeitig profitieren die Haushalte mit einem höheren Einkommen eher von der Förderung durch das EEG, weil sie entsprechende Investitionen in erneuerbare Energien finanzieren können.

Die intensivierte Nutzung der Wasserkraft ist zentraler Bestandteil der österreichischen Energieund Klimastrategie, mit dem Ziel die Treibhausgasemissionen zu reduzieren bzw. den Anteil erneuerbarer Energiequellen am Endenergieverbrauch zu erhöhen. Insbesondere im Bereich der Kleinwasserkraft besteht nach Meinung von Experten ein beträchtliches Ausbaupotenzial. Dieses Ausbauziel steht jedoch in einem unmittelbaren Konflikt mit ökologischen Schutzzielen wie etwa der EUWasserrahmenrichtlinie. Investitionen in die Nutzung der Wasserkraft sind also mit positiven und negativen Auswirkungen verbunden. Positive Effekte beziehen sich auf die emissionsfreie Stromerzeugung, regionalwirtschaftliche Effekte und eine Verringerung der Abhängigkeit von fossilen Brennstoffen. Negative Effekte, die sich in Zusammenhang mit der Wasserkraftnutzung ergeben, betreffen die Schädigung des Ökosystems sowie die Beeinträchtigung des natürlichen Landschaftsbildes. Mit Hilfe eines diskreten Entscheidungsmodells (Choice Experiment) konnte ein detaillierter Einblick in die Präferenzen der österreichischen Bevölkerung für einen Ausbau der Wasserkraft gewonnen werden. Während die Schaffung neuer Arbeitsplätze und die Reduktion klimaschädlicher CO2-Emissionen positiv bewertet werden, führen Eingriffe in das Ökosystem und das natürliche Landschaftsbild zu deutlichen Wohlfahrtsverlusten. Auch zeigte sich die Bestätigung der „Not in my backyard“ Theorie, wonach die Bevölkerung grundsätzlich für einen Ausbau der Wasserkraft ist, neue Anlagen jedoch möglichst weit entfernt vomWohnsitz errichtet werden sollten.

Soll die Energiewende in Deutschland erfolgreich verlaufen, darf nicht allein die Umweltverträglichkeit des Umbaus des deutschen Energieversorgungssystems als Kriterium angelegt werden. Vielmehr müssen auch die Versorgungssicherheit mit Strom und die Sozialverträglichkeit dieses Transformationsprozesses gleichermaßen gewährleistet werden. Es stellt sich daher die Frage, wie diese Herausforderung unter der gesetzlichen Verpflichtung zum vollständigen Atomausstieg ökonomisch möglichst effizient erfüllt werden kann.

Die deutsche Energiewendepolitik wird vielfach dafür kritisiert, nur unzureichend in eine europäische Energiepolitik eingebunden zu sein und dadurch Effizienzverluste in Kauf zu nehmen. Insbesondere die Förderpolitik erneuerbarer Energien mit festen Einspeisetarifen über das EEG gilt weithin als Hindernis für eine effiziente europäische Stromversorgung. Der Beitrag zeigt mit Hilfe einer positiven Analyse der europäischen Energiepolitik, dass die deutsche Energiewende in einer überaus heterogenen Landschaft von europäischen Politikansätzen tatsächlich kaum hervorsticht. Mit Hilfe einer normativen Analyse auf der Basis der Theorie des Fiskalföderalismus wird darüber hinaus gezeigt, dass eine Zentralisierung von Kompetenzen oder Harmonisierung von Politikmustern in den meisten energiepolitischen Handlungsfeldern jenseits des Klimaschutzes nur bedingt ökonomisch angezeigt ist. Das gilt insbesondere, wenn neben Stromgestehungs- und Netzausbaukosten weitere externe Kosten der Stromversorgung berücksichtigt werden. Zudem sind EU-rechtliche und polit-ökonomische Rahmenbedingungen zu berücksichtigen. Vor diesem Hintergrund werden abschließend prioritäre Felder einer stärkeren europäischen Koordination identifiziert.

Aufgrund unterschiedlicher meteorologischer Bedingungen innerhalb Europas variieren die regionalen Stromgestehungskosten erneuerbarer Energien deutlich. Folglich können durch grenzüberschreitende Kooperationen beim Zubau erneuerbarer Energien erhebliche Effizienzgewinne realisiert werden. Nichtsdestotrotz streben die meisten europäischen Mitgliedsstaaten bislang keine Kooperationen an und wollen das 2020er Ausbauziel für erneuerbare Energien primär durch den Zubau innerhalb der eigenen nationalen Grenzen erreichen. In diesem Artikel zeigen wir die Vorteile europäischer Kooperation gegenüber dem Fall auf, dass auch nach 2020 nationale Ansätze weiterverfolgt werden. Mit Hilfe eines Optimierungsmodells des europäischen Strommarktes zeigen wir, dass die Stromsystemkosten um 5–7 % ansteigen würden, wenn neben einem reinen CO2-Ziel für 2030 (−40 % gegenüber 1990) zusätzlich ein europäisches Ziel für den Ausbau erneuerbarer Energien (i.H.v. 55 %) erreicht werden muss. Diese Zusatzkosten sind jedoch 41–45 % niedriger als die Zusatzkosten, die entstehen würden, wenn das Ausbauziel für die erneuerbaren Energien durch nationale Ansätze verfolgt würde. Außerdem zeigen wir, dass diese Kooperationsgewinne relativ robust gegenüber verschiedenen Annahmen bezüglich dem Ausbau von Grenzkuppelstellen sowie den Investitionskosten erneuerbarer Energien sind. Damit auch in der Praxis zunehmend von der Möglichkeit Gebrauch gemacht wird, Kooperationsgewinne zu erzielen, müssen jedoch administrative Hemmnisse beseitigt sowie Fragen bezüglich einer fairen Kosten-Nutzen-Aufteilung zwischen den Mitgliedsstaaten geklärt werden.

Der energiewendebedingte Ausbau der Stromübertragungsnetze führt in vielen Regionen Deutschlands zu Protesten. Viele Studien verweisen vor diesem Hintergrund darauf, dass Erdkabel geeignet sind, die Zustimmung zu Leitungsbauprojekten und die Akzeptanz des Stromnetzausbaus zu erhöhen. Dieser Beitrag prüft diese These anhand einer Erhebung der Zahlungsbereitschaften privater Haushalte für Erdkabelprojekte, die im Vergleich zu klassischen Befragungsmethoden auch strategische Verhaltensweisen und Opportunitäten abbilden. Es werden Ergebnisse einer Befragung auf Basis der Kontingenten Bewertungsmethode vorgestellt, die im November und Dezember 2012 in vier Regionen Deutschlands durchgeführt wurde, die in unterschiedlichen Maß von Netzausbauprojekten betroffen sind. Eine Auswertung der Angaben von 1.003 Haushalten bestätigt zunächst die Ergebnisse vergleichbarer Studien und lässt eine klare Präferenz der Haushalte (rund 60 %) für Erdkabel erkennen, die jedoch regional stark variiert. Eine Auswertung der Zahlungsbereitschaft für die untersuchten Erdkabelprojekte relativiert dieses Ergebnis. Ungefähr die Hälfte der Haushalte, die sich im Abstimmungsmodus für Erdkabel aussprechen, ist nicht bereit, für die Realisation von Erdkabelprojekten eine Steigerung der Netzentgelte hinzunehmen (Trittbrettfahrerverhalten). Zudem zeigt sich, dass die befragten Haushalte eine über den regionalen Einzelfall hinausgehende Verwendung der Erdkabeltechnik im Durchschnitt nur mit einer geringen Erhöhung ihrer Zahlungsbereitschaft honorieren und dass 60 % der Haushalte mit einem überregionalen Projekt keine Wertsteigerung oder gar eineWertminderung gegenüber der regionalen Projektauslegung verbinden. Eine pauschale Zustimmung zur Verwendung von Erdkabeln kann damit bei Berücksichtigung der Informationen über die Struktur der geäußerten Zahlungsbereitschaften nicht unterstellt werden. Im Rahmen von Regressionsmodellen werden das Abstimmungsverhalten und die Zahlungsbereitschaften mit unterschiedlichen demographischen Merkmalen und Einstellungen erklärt. Grundsätzliche Erwägungen zu Energie- und Umweltpolitik haben hierbei nur einen geringen Einfluss auf das Antwortverhalten. Vielmehr beeinflussen regionale Faktoren und die bevorzugte Finanzierungsmethode für den Netzausbau das Entscheidungsverhalten der Haushalte.

Die Europäische Union ist bestrebt, die Regeln des europäischen Erdgasmarkts zu harmonisieren. Dieses Vorhabenwird von den Mitgliedsstaaten unterstützt. Allerdings wurde die Harmonisierung noch nicht vollständig umgesetzt: dies gilt sowohl für die Qualitätsspezifikationen als auch für die relevanten physikalischen Größen und deren Einheiten. Zwar sind die wirtschaftlichen Auswirkungen der mangelnden Harmonisierungnoch vernachlässigbar. Denn die Marktteilnehmer tragen zurzeit nicht derenzusätzlichen Kosten. Dennoch werden vor allem Händler dadurch vertraglichen Risiken ausgesetzt. Potenziell kann dies eingeschränkten Wettbewerb und eine reduzierte Liquidität der jeweiligen nationalen Märkte bzw. des europäischen Binnenmarktes für Erdgas zur Folge haben.

Daaber anzunehmen ist, dass die Kosten einer Harmonisierung der europäischen Erdgasmärkte hoch wären, ist das Dilemma offensichtlich und die „politische“ Lösung des „Harmonisierungsproblems“ wird nicht notwendigerweise der von den Händlern gewünschten entsprechen.

Hohe Rentabilitäten von Energieeffizienz-Investitionen mit durchschnittlich 30 % interner Verzinsung werden immer wieder aus dem Kreis beratender Ingenieure und Technologieherstellern berichtet. Aber zugleich beklagen sie ihre mangelnde Umsetzung, selbst durch Spezialisten wie Contractoren. Die Mikro-Ökonomen erklären den Umsetzungsmangel u. a. durch hohe Transaktionskosten. Allerdings sind diese empirisch kaum erhoben, so dass ihre Bedeutung im Rahmen der gehemmten Energieeffizienz-Potentiale nicht konkret eingeschätzt werden kann. Der Artikel berichtet über 40 differenziert analysierte Transaktionskosten von verschiedenen Energieeffizienz-Investitionen, es ergibt sich eine klare Degression in Abhängigkeit von der Höhe der Investition und ersten Hinweisen zu weiteren Einflussfaktoren (z. B. der Komplexität der Investition und der Größe und Energieintensität des Unternehmens). Da die erhobenen Zahlen von teilnehmenden Unternehmen in Energieeffizienz-Netzwerken stammen und auch der Einfluss der Netzwerke und des Erfahrungsaustausches abgefragt wurde, gibt es erste Hinweise, welche der Transaktionskosten durch dieses Instrument am meisten reduziert werden könnten.

Im IEKP wurde 2007 das Ziel formuliert, bis 2020 jährlich 6 Mrd. Kubikmeter Biomethan zu nutzen. Mit dem EEWärmeG wurde 2009 die gesetzliche Grundlage geschaffen, um den prozentualen Anteil erneuerbarer Energieträger an der Wärme- und Kältebereitstellung zu erhöhen, der bis 2020 auf 14 % steigen soll. Der Einsatz von Biomethan ist in diesem Kontext eine der Optionen gemäß EEWärmeG. Bauherren haben danach die Wahl zwischen verschiedenen regenerativen Energieträgern sowie einer Reihe von Ersatzmaßnahmen wie Fernwärme, Dämmung oder Kraft-Wärme-Kopplung. Sie treffen diese Entscheidung jedoch nicht allein, sondern sind eingebunden in ein Buying-Center, das auch andere Akteure wie Architekten, Fachplaner oder Installateure umfasst. Diese verfolgen auch eigene Interessen (z.B. Auftragsvolumen), außerdem entscheidet der Bauherr i.d.R. unter unvollkommener Information. Beides behindert eine optimale Entscheidung. Biomethan wird derzeit nur von ca. 3 % aller Bauherren eingesetzt. Um dieses Markt-Ergebnis besser verstehen zu können, wird ein Wirtschaftlichkeitsmodell entwickelt, in dem verschiedene regenerative Energieträger sowie Ersatzmaßnahmen auf Basis eines Annuitätsverfahrens nach VDI 2067 verglichen werden. Für Einfamilienhäuser ist Biomethan danach die wirtschaftlich schlechteste Alternative, bei Mehrfamilienhäusern dagegen wegen der höheren Auslastung die drittbeste. Um Biomethan im Wärmemarkt weiter zu fördern und das Nutzungsziel von 6 Mrd. Kubikmeter/Jahr im Jahr 2020 zu erreichen, sollte der im EEWärmeG verankerte Zwang zur KWK-Technologie für Biomethan zu Gunsten einer technologieoffenen Formulierung aufgehoben werden und die bislang nur für Neubauten geltende Regelung analog zur Regelung in Baden-Württemberg auf den Altbestand ausgedehnt werden.

Aufgrund sinkender Kosten für Eigenerzeugungsanlagen, steigenden Endverbraucherpreisen für Strom sowie indirekten staatlichen Anreizen werden Eigenerzeugung und Selbstverbrauch von Strom für Endenergieverbraucher in sämtlichen wirtschaftlichen Sektoren zunehmend attraktiv. So ergeben sich durch den Selbstverbrauch von Strom im derzeitigen rechtlichen Rahmen möglichkeiten zur Einsparung bei verschiedenen Steuern und Umlagen sowie Netzentgelten. Gleichzeitig zeigen sich sowohl bei den Voraussetzungen für die Inanspruchnahme als auch bei der statistischen Erfassung des Selbstverbrauchs häufig Unschärfen. Für die historische Entwicklung des gesamten Selbstverbrauchs zwischen 2008 und 2012 lässt sich ein Anstieg um 26 % auf 56,7 TWh angeben. Bei einer Abschätzung ökonomischer Potentiale und Trends zeigt sich, dass die zukünftige Entwicklung wesentlich beschleunigt ablaufen und wesentliche Entwicklung wesentlich besechleunigt ablaufen und wesentliche Anteile des Verbrauchs in allen Sektoren duruch Eigenerzeugung gedeckt werden Könnten. Diese Entwicklung wird jedoch maβgeblich duruch die zukünftigen rechtlichen Rahmenbedingungen hinsichtlich de Belastung des Selbstverbrauchs mit Steuern und Umlagen bestimmt werden. Hierbei zeigt sich neben der Belastungshöhe auch die Ausnahmetatbestände aufgrund des verzerrten Wettbewerbs zwischen verschiedenen Techno-logien ineffiziente Erzeugubngsstrukturen sowie umfangreiche Verteilungswirkungen nach sich. Darüber hinaus entsteht ein selbstvertstärkender Effekt:Indem mehr Strom selbst verbraucht wird, verringert sich die Bemessungsgrundlage von Umlagen und Entgelten, und erhöht somit die Kostenbelastung für die übrigen Verbrauche. Daraufhin steigt der Anreiz zu mehr Selbstverbrauch enneut und mit ihm die volkswirtschaftlichen Ineffizienzen.

Der erfolgreiche Ausbau der Erneuerbaren Energien (EE) bedingt einen Wandel im Energieversorgungssystem. Zum einen müssen Lösungen gefunden werden, wie trotz der hohen Volatilität der EEEinspeisung grundsätzlich die Systemstabilität gewährleistet werden kann, zum anderen müssen Differenzen zwischen Einspeisung und Entnahme, die zunehmend auch auf regionaler Ebene zu beobachten sind, auch regional über den Markt ausgeglichen werden. Hierzu sind neue technische Steuerungs- und modifizierte Marktmechanismen zu entwickeln. Dabei kommt nicht zuletzt auf Grund der politisch vorgegebenen Entflechtung der beteiligten Akteure ihrer konkreten Rollendefinition eine besondere Bedeutung zu. In der Vergangenheit wurde der Rolle der Endkunden allerdings meist eine eher untergeordnete Bedeutung beigemessen. Für ein Gelingen der Umgestaltung des Energieversorgungssystems ist die Einbeziehung der Endkunden jedoch unabdingbare Voraussetzung. Im Rahmen des Forschungsprojektes „MeRegio“ konnte nachgewiesen werden, dass die aktive Einbeziehung der Endkunden in das anreizbasierte Last- und Erzeugungsmanagement erhebliche Potenziale zum Lastausgleich aufweist. Somit kann die stärkere Fokussierung auf den Endkunden einen Beitrag zur Bewältigung obiger Herausforderungen beim Umbau des Energieversorgungssystems leisten.

Die politischen Ziele im Rahmen der Umsetzung der „Energiewende“ in Deutschland sehen den weiteren Zubau erneuerbarer Energien vor, die zu einem überwiegenden Anteil aus fluktuierenden Quellen stammen. Zum Ausgleich der Fluktuationen werden neben dem verstärkten Netzausbau und einer flexiblen Nachfrage auch zusätzliche Speicheroptionen diskutiert. Neben der politischen Zielvorgabe steht jedoch regelmäßig die Wirtschaftlichkeit der betrachteten Optionen in Frage. In diesem Beitrag sollen die Kosten untersucht werden, die beim Einsatz von stationären Batteriespeichern auf der Großhandels- oder Übertragungsnetzebene entstehen. Ziel ist es, durch eine Vollkostenbewertung eine Kennzahl abzuleiten, anhand derer eine vergleichende Bewertung der Speicherkosten der hier betrachteten Technologien (Blei, Lithium, Natrium-Schwefel, Redox-flow) ermöglicht wird. Die Validität und Aktualität der vorliegenden Ergebnisse wird dadurch sichergestellt, dass in die Kostenberechnung solche Parameter eingehen, die anhand einer Befragung von Akteuren auf dem Gebiet der Batteriespeicher aus Industrie und Wissenschaft erhoben wurden. Nach Einschätzung dieser Akteure wird sich bis zum Jahr 2030 ein flächendeckender Einsatz von stationären Speichern auf der Großhandels- und Übertragungsnetzebene etablieren. Die vollkostenbasierte Bewertung, die auch zukünftige Potenziale zur Kostensenkung einbezieht, zeigt, dass Bleibatterien bei einer geringen Auslastung im Speicherbetrieb die geringsten Speicherkosten aufweisen. Zusätzliche Sensitivitätsanalysen untersuchen den Einfluss einer steigenden Auslastung anhand der jährlichen Einsatzstunden sowie die unterstellte Kostendegression einer größeren Leistungseinheit des Speichers.

Kapazitätsmärkte können angemessene Erzeugungskapazitäten gewährleisten und dadurch einen Beitrag zur Zuverlässigkeit der Stromversorgung leisten. Kapazitätsmärkte sind oft notwendig, weil andernfalls Marktversagen durch verzerrte Investitionsanreize droht. Insbesondere führt eine mangelnde Elastizität der Nachfrage bei Kapazitätsknappheit zu Problemen bei der Markträumung und Preisbildung. Im Ergebnis kann es zu Kapazitätsproblemen und unfreiwilliger Stromrationierung kommen. Unsere Untersuchung erläutert die ökonomisch fundierten Gründe für einen Kapazitätsmarkt, präsentiert ein Marktdesign, welches die besten Merkmale verschiedener Lösungsansätze aus der Praxis und Wissenschaft zusammenführt, und erörtert weitere Lösungsansätze. Zudem wird auch diskutiert, ob die Einführung eines Kapazitätsmarktes derzeit für Europa und insbesondere für Deutschland sinnvoll erscheint.

Eine Konsequenz aus dem energiepolitischen Paradigmenwechsel im Rahmen der 20/20/20 Ziele der Europäischen Union und der Liberalisierung des deutschen Energiemarktes, sowie der beschlossenen Abschaltung deutscher Atomkraftwerke, ist die vielfach große geografische Entfernung zwischen Stromerzeugung und Verbrauchszentren. Dadurch muss zukünftig vermehrt mit Netzengpässen im mitteleuropäischen Übertragungsnetz gerechnet werden, welche mit den gegenwärtigen Methoden des Engpassmanagements nicht bzw. nur mit erheblichen Mehrkosten zu bewältigen sein werden. Ein Lösungsansatz für diese Problematik besteht in der Modifikation des bestehenden Marktgebietszuschnitts durch eine Auftrennung oder eine Zusammenlegung verschiedener Marktgebiete. Im Rahmen der hier vorgestellten Untersuchung wurden die ökonomischen Auswirkungen alternativer Marktgebietszuschnitte in Mitteleuropa qualitativ und quantitativ erfasst und ausgewertet. Insbesondere wird auf den Einfluss des deutschen Ausstiegs aus der Kernenergie eingegangen. Als Bewertungsmaßstab für die relative Vorteilhaftigkeit dienen die Veränderungen der Gesamtkosten, welche sich aus simulierten Stromerzeugungs- und Netzkosten zusammensetzen. Als Alternativen zu den bestehenden Marktgebieten wurden u.a. drei Szenarien identifiziert: Auf Grundlage einer innerdeutschen Marktgebietsauftrennung wird (1) zunächst Österreich von Süddeutschland getrennt.Weiter werden (2) die deutsche Nordzone um die niederländische und (3) die deutsche Südzone und Österreich um die schweizerische Preiszone erweitert. Die durchgeführten Simulationen zeigen die relative ökonomische Vorteilhaftigkeit von alternativen Marktgebietszuschnitten in Mitteleuropa auf. Bei der Auftrennung von Marktgebieten erweisen sich die Netzkosten, bei der Zusammenlegung die Stromerzeugungskosten als Schlüsselfaktoren zur Reduktion der Gesamtkosten. Für den Kernkraftausstieg gelten diese Resultate in leicht abgeschwächtem Maße.

Der Elektromobilität kommt eine Schlüsselrolle bei der Energiewende zu. Eine erfolgreiche Marktentwicklung von Plug-in-Hybriden und Vollelektrofahrzeugen und eine langfristige Flottendurchdringung sind die effizienteste und wirksamste Option, erneuerbare Energien im bedeutenden Maße in den Verkehrssektor einzuführen und das Verbrauchsminderungsziel zu erreichen. Diese neuen Verbraucher im Stromversorgungssystem verursachen zusätzliche Stromlasten, die maßgeblich vom Mobilitätsbedarf der Nutzer abhängen. Eine zeitliche Steuerung der Batteriebeladung kann dabei neue Lastspitzen vermeiden und die Effizienz auf der Erzeugungsseite durch die Nutzung von Stromüberschüssen erhöhen. In Szenarienanalysen wurden am Deutschen Zentrum für Luft- und Raumfahrt (DLR) in Zusammenarbeit mit dem Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme (ISE) sowie dem Institut für Hochspannungstechnik der RWTH Aachen ein mögliches erfolgreiches Elektromobilitätsszenario sowie dessen Integration in und Wechselwirkungen mit einer zukünftigen Stromversorgung untersucht. Die Ergebnisse zeigen sowohl aus der Perspektive des Gesamtsystems als auch auf Verteilnetzebene vielversprechende Potenziale aber auch klare Grenzen.

In den bisher diskutierten Konzepten zur Ladung von Elektrofahrzeugen ist die kabelgebundene (konduktive) Ladung vorherrschend, bei der der Nutzer das Kabel zur Ladung ein- bzw. wieder ausstecken muss. Häufige Ladevorgänge und insb. Kurzladungen lassen jedoch dieses Ein- und Ausstecken neben der reduzierten Reichweite des Elektrofahrzeugs unpraktisch in der Nutzung erscheinen. Demgegenüber bietet die induktive (kabellose) Energieübertragung das Laden ohne erforderlichen Nutzereingriff.

Der vorliegende Artikel versucht die Fragen zu beantworten, ob ein Einsatz der induktiven Energieübertragung bereits technisch zur Ladung von Elektrofahrzeugen realisierbar ist, und in welchen Bereichen diese eine wirtschaftlich attraktive Lösung für den Nutzer darstellt. Dazu werden zunächst die Ladetechnologien vor- und technisch gegenübergestellt. Auf Basis einer Kostenbetrachtung ist auch ein ökonomischer Vergleich der beiden Ladetechnologien möglich. Es zeigt sich, dass aus wirtschaftlicher Sicht aufgrund signifikanter Mehrkosten vorläufig kein weitverbreiteter Einsatz der induktiven Technik zu erwarten ist. Unter bestimmten Voraussetzungen ergibt sich aber ein begrenztes Anwendungsfeld als Nischentechnologie in bestimmten gewerblichen Bereichen, wie zum Beispiel bei Taxis.

Wasserstoff ist ein Grundelement der (petro-)chemischen Industrie. Darüber hinaus ist der Einsatz von Wasserstoff als Treibstoff für Brennstoffzellenfahrzeuge in der Erprobung. Er soll helfen, insbesondere Treibhausgasemissionen zu reduzieren und andere lokale Emissionen zu vermeiden. Zur deren Quantifizierung müssen neben den Umwelteffekten verursacht durch den Betrieb des Fahrzeugs auch die der Herstellung des Treibstoffs berücksichtigt werden. Deshalb ist es das Ziel dieser Untersuchung, eine Lebenszyklusanalyse für Möglichkeiten einer Wasserstoffmobilität in Deutschland zu analysieren. Dazu werden exemplarisch für die Wirkungskategorien „Beitrag zum anthropogenen Treibhauseffekt“ und „Versauerung terrestrischer Ökosysteme“ sowie Stickoxidemissionen zehn Mobilitätsoptionen auf der Basis von Wasserstoff und weiteren Treibstoffen – jeweils im Verlauf des gesamten Lebensweges – untersucht. Dies beinhaltet neben der Nutzung des Fahrzeugs für die Erbringung der gewünschten Transportdienstleistung dessen Herstellung und Entsorgung sowie die Bereitstellung des jeweiligen Kraftstoffs. Dabei liegt der Untersuchungsschwerpunkt bei der Wasserstoffherstellung, da diese ergebnisbestimmend ist. Die Resultate zeigen u. a., dass im Vergleich zu fossilen Kraftstoffen bei der Verwendung erneuerbarer Energien zur Wasserstofferzeugung Treibhausgasemissionen reduziert und Emissionen mit versauernder Wirkung zunehmen können.

Im Wärmesektor liegen nach wie vor große Potenziale zur CO2-Minderung durch den Einsatz erneuerbarer Energien brach, die sowohl durch die Substitution fossiler Brennstoffe in Einzelanlagen als auch – womöglich effizienter – durch Wärmenetze erschlossen werden können. Der Beitrag geht der Frage nach, welche Möglichkeiten die leitungsgebundene Wärmeversorgung für die Erhöhung der Anteile erneuerbarer Energien bietet und welche Restriktionen einer verstärkten Nutzung erneuerbarer Energien in diesem Bereich entgegenstehen. Diskutiert werden die technischen, politischen und wirtschaftlichen Herausforderungen, die für den Bau und Betrieb von Wärmenetzen mit hohen Anteilen erneuerbarer Wärme relevant sind. Mit erneuerbaren Energien betriebene Wärmenetze stehen nicht nur in Konkurrenz zur Wärmeversorgung mit fossilen Brennstoffen, sondern zudem vor der Frage, unter welchen Voraussetzungen sich die leitungsgebundene Wärmeversorgung überhaupt lohnt.

Ob eine leitungsgebundene Wärmeversorgung sinnvoll und wirtschaftlich ist, hängt von mehreren Faktoren und ihrem Zusammenwirken im Einzelfall ab – sie ist vor dem Hintergrund vielfältiger Rahmenbedingungen zu betrachten. Hierzu gehört ein insgesamt sinkender Wärmebedarf durch steigende Gebäudeenergieeffizienz, gegebenenfalls konkurrierende Gasversorgungsnetze sowie ein komplexes Interessengefüge der beteiligten Akteure. Der in den letzten Jahren realisierte Zubau wurde vorwiegend durch die Förderung von neuen, regenerativ betriebenen Nahwärmenetzen erzielt. Aber selbst bei günstigen Voraussetzungen sind weitere Maßnahmen zu ergreifen, um den Anteil erneuerbarer Energien in der netzgebundenen Wärmeversorgung zu erhöhen. Zu diesem Instrumentenmix gehören zum Beispiel Maßnahmen für eine breite Umsetzung kommunaler Wärmenutzungskonzepte, die Reduktion der Anfangsinvestitionen sowie eine Imageaufwertung der Leitungswärme. Die Möglichkeiten, den Anteil erneuerbarer Energien in bestehenden Fernwärmenetzen deutlich zu erhöhen, werden hingegen als gering eingeschätzt.

Eine oft kontrovers diskutierte Frage ist, ob eine massive Dämmung von Häusern in der Gesamtbilanz nicht mehr Ressourcenverbrauch und Emissionen verursacht, als sie im Endeffekt einspart. Zur Untersuchung dieser Frage wurde nun erstmals eine tradeoff Analyse durchgeführt. Hierzu wurde ein bottom-up Wirkungsanalyse-Modell entwickelt, dessen Kern ein Emissions- und Energiemodell für den Haushaltssektor bildet, gekoppelt mit einem Ökobilanzierungs-Tool. Den Rahmen für beide Modelle bilden Energieszenarien bis 2050, die für jede Dekade Sanierungsraten und Energiemixe vorgeben. Damit können „reine“ Energieszenarien um ressourcenpolitische Analysen erweitert und die Auswirkungen verschiedener Dämmstrategien ermittelt werden.

Das zentrale Ergebnis der Modellierung ist, dass zusätzliche Aufwendungen für Dämmstoffe (untersucht wurden extrudierter Polystyrolhartschaum XPS und Zellulose) sowohl ressourcen- als auch emissionsseitig in fast allen Umweltwirkungskategorien durch erhebliche Einsparungen bei der Gebäudebeheizung überkompensiert werden. Im Wesentlichen sind keine Trade-offs erkennbar und der prozentuale Beitrag der Dämmstoffe an den Umweltwirkungsindikatoren ist gering. Relevant ist dagegen die Wahl des Treibmittels bei den aufgeschäumten XPS-Dämmstoffen: Gegenüber dem in Deutschland verwendeten XPS, das weitgehend mit CO2 aufgeschäumt wird, führt ein Dämmstoff, der hohe Anteile an Fluorkohlenwasserstoffen aufweist, zu einem hohen Trade-off bezüglich der Wirkungskategorie „stratosphärischer Ozonabbau“ und zu einer erkennbaren, jedoch nicht so deutlichen Wirkung auf das Treibhaus-Potenzial. Eine Sensitivitätsanalyse mit dem alternativen Dämmmaterial Zellulose zeigt, dass sich die an sich schon geringen Anteile der Dämmstoffe an den Umweltwirkungsindikatoren weiter verringern. Hinsichtlich der Materialintensität sind XPS- und Zellulose-Dämmung jedoch mit vergleichbaren Auswirkungen verbunden.

Zusammenfassend lässt sich festhalten, dass für beide Materialien ambitionierte Dämmstoffstrategien im Hinblick auf alle in dieser Studie analysierten Faktoren einen wesentlichen Beitrag sowohl zu Materialeffizienz- als auch zu Emissionsminderungszielen leisten können.

Die Transformation des Energieversorgungssystems erfordert neben dem notwendigen Stromnetzausbau, der Erschließung von Lastmanagementpotenzialen und Effizienzsteigerungen zusätzlich den Einsatz von Energiespeichern zur Integration fluktuierender erneuerbarer Energien. Einen technischen Lösungsansatz zur Langzeitspeicherung in der erforderlichen Größenordnung bietet die Umwandlung von regenerativem Strom in den chemischen Energieträger erneuerbares Methan. Vor dem Hintergrund der Notwendigkeit an Langzeitspeichern wird in diesem Beitrag das Konzept der Strom-Gasnetz-Kopplung vorgestellt. Erneuerbares Methan kann sowohl als Speichermedium für eine Stabilisierung der Stromversorgung über die Nutzung von Überschussstrom und der bedarfsgerechten Rückverstromung, als auch als hochenergetischer Brennstoff in den Bereichen Verkehr und Wärme genutzt werden. Zur Herstellung des Speichergases erneuerbares Methan wird neben der zu speichernden elektrischen Energie eine CO2-Quelle benötigt. Vor diesem Hintergrund werden Potenziale und Kosten möglicher CO2-Bezugsquellen analysiert. Die Rolle von Biogasanlagen als eine nachhaltige biogene CO2-Quelle bildet einen Schwerpunkt der Untersuchung. Hierbei werden zwei konzeptionell denkbare Anlagenkombinationen zur Nutzung von biogenem CO2 für die Methanisierung beschrieben und die bestehenden deutschlandweiten CO2-Potenziale aus Biogasanlagen analysiert. Als wichtiger Schritt der Standortfindung für zukünftige Power-to-Gas Anlagen werden abschließend Biogasanlagenstandorte mit geeigneter Anlagengröße als CO2-Produzenten identifiziert und in Korrelation mit hohen flächenbezogenen Einspeisungen elektrischer Energie aus Windenergieanlagen dargestellt.