Der Weg zur Energiewende FRITZ DIETER ERBSLÖH Der Weg zur Energiewende Fritz Dieter Erbslöh Der Weg zur Energiewende © 2021 · expert verlag GmbH Dischingerweg 5 · D-72070 Tübingen Das Werk einschließlich aller seiner Teile ist urheberrechtlich geschützt. Jede Verwertung außerhalb der engen Grenzen des Urheberrechtsgesetzes ist ohne Zustimmung des Verlages unzulässig und strafbar. Das gilt insbesondere für Vervielfältigungen, Übersetzungen, Mikroverfilmungen und die Einspeicherung und Verarbeitung in elektronischen Systemen. Alle Informationen in diesem Buch wurden mit großer Sorgfalt erstellt. Fehler können dennoch nicht völlig ausgeschlossen werden. Weder Verlag noch Autoren oder Herausgeber übernehmen deshalb eine Gewährleistung für die Korrektheit des Inhaltes und haften nicht für fehlerhafte Angaben und deren Folgen. Internet: www.expertverlag.de eMail: info@verlag.expert Printed in Germany ISBN 978-3-8169-3508-7 (Print) ISBN 978-3-8169-8508-2 (ePDF) ISBN 978-3-8169-0038-2 (ePub) Umschlagabbildungen (Copyrights von links nach rechts): © iStock.com/ fotojog, © ENERTRAG, © iStock.com/ instamatics, © iStock.com/ zhongguo Bibliografische Information der Deutschen Nationalbibliothek Die Deutsche Nationalbibliothek verzeichnet diese Publikation in der Deutschen Nationalbibliografie; detaillierte bibliografische Daten sind im Internet über http: / / dnb.dnb.de abrufbar. 9 13 1 15 2 19 3 33 4 37 4.1 37 4.2 41 5 45 5.1 56 5.2 60 6 69 6.1 71 6.2 73 6.3 76 7 79 7.1 79 7.1.1 79 7.1.2 84 7.1.3 87 7.2 91 7.2.1 91 7.2.2 92 7.2.3 94 7.2.4 96 7.3 98 7.3.1 99 7.3.2 106 Inhalt Vorwort . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Zum Thema . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Einführung: Der Begriff . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Die Anfänge: Ressourcen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Club of Rome: Grenzen des Wachstums? . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Wahrnehmung und Beginn einer Klimapolitik . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Klimakonferenzen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Weltklimarat . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Klimadiskussion: Treibhausgase . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Klimakonvention und Kyoto-Protokoll . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Pariser Abkommen 2015 (COP 21) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Handlungsoptionen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Wege in die Zukunft . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Sensitive Regionen und Sektoren . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Instrumente . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Aktionsfelder . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Energieeffizienz und Energiemanagement . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Historische Hintergründe . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Energiemanagement . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Energiemanagement nach ISO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Zertifikatehandel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Funktionsweise . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Der internationale Emissionshandel (nach Kyoto-Protokoll) . . . . Der Emissionshandel in der EU (EU-ETS) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Das nationale Emissionshandelssystem (nEHS) . . . . . . . . . . . . . . . . Staatliche Eingriffe: Grenzwerte und Verbote . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Eingriffe im Bereich des Straßenverkehrs . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Regelungen für die Schifffahrt . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7.3.3 108 7.3.4 113 7.3.5 120 7.4 126 7.4.1 126 7.4.2 142 7.4.3 155 7.4.4 168 7.4.5 178 7.4.6 188 7.4.7 191 7.4.8 285 7.4.9 335 7.4.10 342 7.5 346 7.6 357 7.6.1 357 7.6.2 362 7.6.3 368 7.6.4 389 7.6.5 390 7.6.6 393 7.6.7 397 7.7 400 7.7.1 400 7.7.2 407 7.7.3 409 7.8 413 7.8.1 413 7.8.2 415 8 419 9 429 10 437 10.1 437 10.2 447 11 451 Eingriffe in das Gebäudewesen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Eingriffe in die Industrie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Regelungen Energiewirtschaft . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Wasserkraft . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Photovoltaik . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Bioenergie-Anlagen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Solarthermie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Windenergie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Erneuerbare Energien in der Bilanz . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Erneuerbare Energien brauchen Speicher . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Erneuerbare Energien brauchen Netze . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Erneuerbare Energien brauchen Förderung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Brauchen Erneuerbare Energien eine Regulierung? . . . . . . . . . . . . Geothermie und Wärmepumpen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Systemlösungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Kraft-Wärme-Kopplung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Brennstoffzellen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Von Power-to-Gas zu Power-to-X . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Sektorkopplung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Energiemärkte . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Intelligente Netze . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Virtuelle Kraftwerke . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Kernspaltung und Kernfusion . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Kernkraftwerke . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Uranvorräte . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Kernfusion . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . CO 2 -Verwendung und -Entsorgung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . CO 2 als Rohstoff . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . CO 2 -Speicherung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Die Politik der (deutschen) Energiewende . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Energiewende, Wirtschaft und Gesellschaft . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Kollision der Interessen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Einfluss der (organisierten und nichtorganisierten) Öffentlichkeit . . . . . Parteien und Länder . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Kosten der Wende und ihre Finanzierung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6 Inhalt 12 457 13 467 14 479 15 489 16 495 503 Folgen des (ungebremsten) Klimawandels . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Das Akzeptanzproblem . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Ausblick: Ein ergebnisoffener Prozess . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Abkürzungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Literatur und wichtige Quellen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Abbildungsverzeichnis . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7 Inhalt Vorwort Im physikalisch-chemischen Praktikum wurde uns, die wir Chemie studierten, deutlich vor Augen geführt: Kohlendioxid (CO 2 ) ist ein besonderes Molekül. Die Absorptionseigenschaft für infrarotes Licht ist derart ausgeprägt, dass sie für die üblicherweise robusten Messauf‐ bauten eines Praktikums leicht detektierbar war. Wir erinnern uns an die Tour de Force durch die mathematische Behandlung der verschiedensten Rotationsschwingungsspektren und weiterer prüfungsrelevanter Tiefgänge eines klassischen naturwissenschaftlichen Studiums. Aber damals war uns - auch dank der uns so deutlich vor Augen geführten spektralen Eigenschaften - schon eines klar: bereits geringe Mengen dieses infrarotaktiven Spurengases (und auch anderer) reichen aus, um den Wärmehaushalt des Planeten zu bestimmen. Wenige Jahre später, als Doktorand, der sich mit Kohlenhydraten und dem Einsatz von Enzymen in der Synthese von physiologisch wirksamen Glycosiden beschäftigte, kam ich in meinem Arbeitsgebiet wieder mit dem CO 2 in Berührung. Nur, eben jetzt als Photosynthe‐ seprodukt mit der Summenformel C 6 H 12 O 6 . Und spätestens von hier an war es sonnenklar, dass die unbegrenzte Umwandlung von in der Erde gelagerten Kohlenstoffvorräten in Verbrennungsvorgängen die feine Balance zwischen Freisetzung und Bindung des CO 2 in empfindlicher Weise stören würde. Jetzt, gute dreißig Jahre später, ist die Problematik der steigenden CO 2 -Konzentrationen durch die anthropogene Zuführung dieses Gases in die Atmosphäre als Konsequenz der Verbrennung fossiler Kohlenstoffquellen längst im Alltag angekommen und wird breit akzeptiert, sieht man einmal von realitätsisolierten Meinungsblasen in Internetforen ab. Umso wichtiger wird es, die Diskussion um die sich daraus ergebenden Möglichkeiten der Schadensbegrenzung - denn um nichts anderes mehr kann es sich zu diesem sehr späten Zeitpunkt im globalen Klimageschehen handeln - auf eine breite, allgemein verständliche Basis zu stellen. Nur eine informierte Bürgerschaft ist in der Lage, die politischen Ansätze zur Begrenzung der Kohlendioxidkonzentrationen miteinander zu vergleichen und abzu‐ wägen. Deutschland hat sich unter den letzten Regierungskoalitionen zur „Energiewende“ bekannt, die unter ihrer deutschen Bezeichnung in der New York Times bereits ein fester Begriff geworden ist, der einer internationalen Leserschaft nur noch sporadisch mit einem Zusatz wie „Angela Merkel’s Green Energy Plan“ erläutert werden muss. Der nationale Plan der Verdrängung fossiler (und atomarer) Energieerzeugung zu Gunsten der aus Sonne, Wind und recyclingfähigen Energieträgern folgt dem Gedanken des kalifornischen „Clean Air Act“ und des deutschen Immissionsschutzgesetzes. Letzteres hat in den 1970er Jahren den Eingriff in die Grundrechte der Gewerbefreiheit von Unterneh‐ mern damit begründet, dass dadurch der Eintrag von Schadstoffen in den eigenen Grund und Boden verringert oder abgewendet werden sollte. Damit stellte dieser Ansatz eine klassische Rechtsgüterabwägung dar und hat die Freiheit des Einen dort eingeschränkt, wo die Unversehrtheit des Eigentums eines Anderen bedroht wird. Letztlich hat der Gesetzgeber die Gefahrenabwehr und Daseinsvorsorge damit priorisiert. Im Ansatz folgt man mit der Verdrängung fossiler Brennstoffe der gleichen Richtung. Allerdings läuft die Debatte Gefahr, den eigentlichen Gedanken aus dem Auge zu verlieren: Es geht um die Reduktion der CO 2 -Konzentration in der Atmosphäre. Natürlich gibt es zahlreiche Vorschläge, der globalen Erwärmung auf andere Weise die Stirn zu bieten, wie etwa diese hinzunehmen und durch Anpassung der Umwelt zu begegnen, angefangen beim Deichbau bis hin zum Bioengineering, um Pflanzen hitzebeständiger zu machen. Oder die Senkung der Strahlungsaufnahme der Erde durch „Geoengineering“. Diese Anpassungsstrategien sind nicht Gegenstand des vorliegenden Buches und nach Ansicht dieses Autors darf bei den „Engineering“-Ansätzen durchaus bezweifelt werden, ob der Mensch es wirklich beherrscht, komplexe Systeme durch gezielte, technologiebegeisterte, ja geradezu ingenieurbesessene Eingriffe in die gewünschte Richtung zu drängen, ohne dabei gleich die nächsten Nebenwirkungen auf den Plan zu rufen. Das war nämlich in der Menschheitsgeschichte bislang immer wieder der Fall und zu selten von nachhaltigem Erfolg gekrönt. Versteppung, Monokulturen, Plagen, Flächenkontamination, Flutkatastro‐ phen, Artensterben waren zumeist die Ergebnisse solcher Experimente. Bei kritischer Betrachtung war dann auch die Beseitigung unerwünschter Nebenwirkungen häufig teurer als die ursprüngliche Maßnahme. Wenn es also um das Ziel Reduktion der CO 2 -Konzentration geht, dann bedarf es einer ganzheitlichen Denkweise, dann muss neben der Wärmedämmung von Gebäuden auch der Energieaufwand zur Herstellung und Anbringung der Isolationsmaterialien betrachtet werden, dann kann auch ein bei einem Geschwindigkeitslimit von 100 km/ h gefahrenes Auto mit modernem Verbrenner eine durchaus niedrigere CO 2 -Bilanz aufweisen als ein batterieelektrischer SUV mit einem Leergewicht von 2 t bei freier Fahrt. Die Liste ließe sich durchaus beliebig erweitern. Fest steht auf jeden Fall, dass alle Kreislaufeffekte bei jeder staatlichen Lenkung immer mitgedacht werden müssen. Statt also eine bestimmte Technologie zu fördern, statt eine andere zu bepreisen, sollte der Hebel nicht am Detail, sondern am Ergebnis, am Ziel ansetzen: Die Freisetzung von CO 2 zu verteuern. Dabei liegt eine Frage natürlich auf der Hand: Warum sollte sich eine technologiebasierte Volkswirtschaft wie die der Bundesrepublik, mit ihrem nicht mehr als zweiprozentigen Bei‐ trag am globalen Kohlendioxidgeschehen überhaupt dazu Gedanken machen? Schließlich ist es eine Binse, dass Gase keine Grenzen kennen und die Emissionen anderer Emittenten − der Menge nach geordnet China, USA, Indien, Russland, Japan und Iran, bevor Deutschland in der Statistik an der Reihe ist − wesentlich deutlicher unsere Unversehrtheit aufs Spiel setzen. Jenen, die daraus ableiten, besser nichts zu tun, muss man vorhalten, dass gerade in der Entwicklung von Strategien, Verfahren und Technologien enorme Marktpotentiale schlummern, die gerade Deutschland als Hochtechnologie- und Hochlohnland heben kann - nein - heben muss. Um diese Technologien dann dort anzuwenden, wo sie am effizientesten ihre Wirkung entfalten können, also dort, wo gerade jetzt viel CO 2 freigesetzt wird. So ließe sich die Entwicklung von geeigneten Technologien in einen wirtschaftlichen Nutzen umsetzen und bei globaler Bepreisung von CO 2 -Emission ein Anreiz schaffen, der biotischen Umwelt und dem Erhalt der Klimawie Ökosysteme zu dienen. 10 Vorwort Um die Grundsteine für eine eher allumfassende Betrachtung der Problematik zu legen, ist ein solides Verständnis der sehr komplexen Zusammenhänge von Energiegewinnung, Energietransport, Energiespeicherung, Energieumwandlung und der Regulierung der Dis‐ tribution notwendig. Dazu versucht das vorliegende Buch Beiträge zu leisten, indem es Zusammenhänge darstellt, statt sich in Technikecken zu vergraben, indem es den Leser den Gesamtzusammenhang zu erfassen anleitet. Damit stellt es eine sinnvolle wie natürliche Ergänzung zum früher vorgelegten Band über „Energietransport und Energiespeicherung“ dar. Wohltuend ist zudem, dass es zum Selbstdenken animiert, indem es keine Rezepte ver‐ ordnet, indem es die Intention hinter den verschiedenen staatlichen Eingriffen erläutert und dabei durchaus dazu anregt, die Perspektive zu ändern und effiziente, technologieoffene Lösungen für ein mittlerweile unbestrittenes Problem aufzusuchen. Viel Zeit bleibt nicht mehr - aus heutiger Sicht sind es bereits 2,5 °C durchschnittlicher Temperaturerhöhung, die noch erreichbar scheinen. Aber nur, wenn dieser Gefahr mit den geeigneten Mitteln beherzt und vor allem global begegnet wird. Bereits Seneca hat uns gelehrt: „Es ist nicht wenig Zeit, die wir haben, sondern es ist viel Zeit, die wir nicht nutzen.“ Essen, im Februar 2021 Prof. Dr. Werner Klaffke Haus der Technik e. V. 11 Vorwort Zum Thema Die Ziele der sogenannten Energiewende lassen sich nach gegenwärtigem Verständnis klar und einfach, wenn auch etwas verkürzt, so benennen: Sie soll den Rückzug aus der Kernenergie bewirken und kompensieren, fossile Brennstoffe durch die erneuerbaren Energien ersetzen und den Ausstoß an klimaschädlichen Gasen, insbesondere des CO 2 , reduzieren bzw. neutralisieren und schließlich das Schadstofflevel bis zum Ende des Jahrhunderts dauerhaft absenken. Was so einfach klingt, stößt in der harten Wirklichkeit auf große Probleme. Wirtschaft‐ liche Folgen, technische Schwierigkeiten, politischer Streit sind schon heute zu beobachten und werden beim Fortschritt des Programms noch zunehmen. Soziale Verwerfungen durch eine zunehmend allergisch reagierende Öffentlichkeit sind nicht ausgeschlossen. Das darf nicht verwundern - die Energiewende ist ein Großprojekt, das die gesamte Gesellschaft erfasst und in Umfang und Folgen in der deutschen Geschichte einmalig dasteht. Wie dieses Projekt entstand, was bis zur Gegenwart mit welchen Mitteln erreicht wurde und wie es schließlich ausgehen könnte, ist Gegenstand dieses Buches. Dabei wird sich einerseits ergeben, dass die Energiewende eine durchaus längere Vorgeschichte hat. Es wird ferner deutlich werden, dass die Energiewende in der beschriebenen Form ein spezifisch deutsches Projekt ist. Und es wird sich auch zeigen, dass angesichts der Größe und Vielgestaltigkeit ein Erfolg am Ende zwar wünschenswert, aber nicht sicher ist. Deutschland ist nicht allein auf der Welt, und CO 2 und andere Schadstoffe machen nicht an Grenzen halt. Deshalb sind insbesondere die Entwicklungen in den Nachbarländern, speziell den Ländern der Europäischen Union mit einbezogen, zumal inzwischen die EU in etlichen Feldern die Maßnahmen in den Mitgliedsländern vorgibt. Die weiter ausgreifende weltweite Perspektive auf Forschungsstand, internationale Vereinbarungen und Daten macht schließlich deutlich, dass die deutsche Energiewende nur ein Beitrag zur Lösung eines größeren Problems sein kann, der jedoch durch die beispielgebende Entwicklung der technischen Möglichkeiten einen besonderen Stellenwert einnimmt oder diesen zumindest beansprucht. Was die Technik angeht, so wird in diesem Buch eine Vielzahl von praktizierten und zukünftigen alternativen Lösungen behandelt, die sich teils ergänzen, teils auch miteinander konkurrieren. Wie das Schlusskapitel aufzeigt, besteht der Weg in die Zukunft möglicherweise darin, diese Vielfalt von Pfaden bewusst beizubehalten und damit zuzuge‐ ben, dass es die eine große, alles abdeckende und allen willkommene Lösung nicht gibt. Die Umsetzung der Energiewende ist ein Prozess, der sich rasch entwickelt. Auch der Ausbruch von Covid-19 hat ihn kaum verlangsamen können. Die vorgelegte Veröffentli‐ chung gibt den Stand von Oktober 2020 wieder, mit einigen bis Dezember 2020 reichenden Aktualisierungen. 1 Einführung: Der Begriff Die sogenannte Energiewende ist ein Begriff, der in Deutschland geboren wurde. Seine Inhalte sind älter und gehen auf den US-amerikanischen Autor A. LOVINS zurück, der 1976 den Ausdruck »Soft Energy Path« benutzte, unter dem er seine Vorstellung eines zukünfti‐ gen Energiesystems schlagwortartig in die Öffentlichkeit trug. Sein Hauptanliegen war es, das klassische Energieversorgungssystem durch Energiegewinnung aus erneuerbaren Quellen zu ersetzen und mit forcierter Energieeffizienz eine weitere Energieressource zu installieren. Der Begriff findet sich in einem Artikel für die Z. Foreign Affairs, veröffentlicht unter dem Titel „Energy Strategy: The Road Not Taken? “. LOVINS stellte hier zwei Entwicklungspfade einander gegenüber: den harten und den weichen Pfad, s. nachstehende Abbildung. Abb. 1-1: ‚Soft‘ and ‚Hard‘ Energy Paths; Quelle: A. Lovins, Energy Strategy: The Road Not Taken, 1976 1 Lovins, A. B.: Soft Energy Paths: Towards a Durable Peace, UK 1977. 2 Krause, F. / Bossel, H. / Müller-Reißmann, K.-F., Energie-Wende: Wachstum und Wohlstand ohne Erdöl und Uran, Ein Alternativ-Bericht, Selbstverlag 1980. 3 Energie-Wende: Wachstum u. Wohlstand ohne Erdöl u. Uran, ein Alternativ-Bericht d. Öko-Instituts, Freiburg, Frankfurt a. M. 1. Januar 1981. 4 Krause, Vorwort. 5 So auch Anonymus, Energiewende, in: www.wikipedia.org/ wiki/ , Abruf 1. März.2020. Ein Jahr später präzisierte LOVINS sein Programm ausführlicher mit der Buchveröffentli‐ chung „Soft Energy Paths: Towards a Durable Peace”. 1 Es erschien 1978 auch in Deutsch‐ land. Abb. 1-2: Lovins bei Präsident Carter, Okt. 1977. Carter galt als Freund regenerativer Energiequellen; Quelle: Rocky Mountain Institute (RMI) LOVINS’ Ideen fanden große Publizität, bis zum Interview mir Präsident CARTER im Weißen Haus, s. Abb. 1-2. In Deutschland übernahmen der Frankfurter F. KRAUSE und seine beiden Co-Autoren H. BOSSEL und K.-F. MÜLLER die Überlegungen LOVINS‘ und wandten sie auf Deutschland an. Ihr Alternativ-Bericht „Energie-Wende. Wachstum und Wohlstand ohne Erdöl und Uran“ erschien 1980 im Selbstverlag der Autoren 2 und wurde kurz darauf als Bericht des neu entstandenen Freiburger Öko-Instituts bei S. Fischer verlegt. 3 Die These der Autoren war, „dass eine grundsätzliche und radikale Wende in der Energiepolitik der Bundesrepublik (und der Industriestaaten im Allgemeinen) unabdingbar geworden ist.“ 4 Diese Publikation gilt als Ursprung des heute geläufigen Begriffs. Das Verständnis der Energiewende als Übergang zu nachhaltiger Energiepolitik findet sich 2002 erstmals in Deutschland in der vom deutschen Bundesumweltministerium in Berlin ausgerichteten Fachtagung „Energiewende - Atomausstieg und Klimaschutz”. 5 Das Bundesumweltministerium veranstaltete diese Tagung gemeinsam mit der Forschungs‐ stelle für Umweltpolitik (FFU) der Freien Universität Berlin am 15. und 16. Februar 2002 im Deutschen Architektur Zentrum, Berlin. In den Folgejahren wurde dann „Energiewende“ zunehmend zum Leitbegriff und Schlagwort der energiewirtschaftlichen Diskussion in Deutschland und auch der offiziellen deutschen Politik. 16 1 Einführung: Der Begriff 6 Z. DIE ZEIT Nr. 47/ 2012. Erst viel später, wohl zuerst 2011 im Bostoner Christian Science Monitor, findet sich der Begriff auch im englischen Sprachraum, als dieser über die Beschlüsse der deutschen Bundesregierung nach der Nuklearkatastrophe von Fukushima berichtete und Kanzlerin MERKEL zitierte. Hier und danach finden sich Übersetzungen wie „energy transition“ (Energieübergang) oder „energy switchover“ (Energiewechsel), zunehmend aber auch das deutsche Wort Energiewende. 6 ▸ Energiewende ist also ein Wortbegriff der jüngsten Vergangenheit. Seine komplexen Inhalte sind jedoch älteren Ursprungs, zumindest in Teilen, und haben ihre eigene Geschichte. Das wird in den folgenden Kapiteln deutlicher werden. 17 1 Einführung: Der Begriff 1 Folgende Abschnitte unter Verwendung von Erbslöh; F. D.: Energietransport und Energiespeiche‐ rung, Tübingen 2020, Kap. Holz und Kap. Nachhaltige Speicher: Wald und Holz. 2 Landels, J. G.: Die Technik in der antiken Welt, München 1979, S. 36. 3 U. a. www.deacademic.com, Art. Erbbsälzer, Abruf 12.10.2019. 2 Die Anfänge: Ressourcen Energie wurde schon im Altertum zu einem wichtigen Gewerbe- und Handelsgut, im Wesentlichen in der Form von Holz. Es lohnt, die Geschichte dieser Ressource zu verfolgen - es ist dies ein erstes Beispiel für intensivste Nutzung, hieraus entstehende Probleme, deren Bewusstwerden und schließlich auch für ihre zumindest partielle Lösung. 1 Die griechische und römische Antike verwendete umfangreich Holz als Brennstoff für den häuslichen Bereich, also zum Kochen und Heizen in relativ einfachen Öfen, aber auch in den anspruchsvolleren Hypokaustenanlagen. Die meist für das Kochen verwendete Form war die der Holzkohle (anthrax im Griechischen, carbo bei den Römern), weil sie langsamer brannte, weniger Rauch entwickelte und leichter über Fächer oder Blasebälge zu regeln war. 2 Holzkohle wurde in der Antike auch gebraucht für Metallschmelzöfen, da sich mit ihr hohe Temperaturen (nach LANDELS bis 1500 °C) erreichen ließen. Da sich nur bestimmte Hölzer (Steineiche, Buche) für die Köhlerei eigneten und deren Meiler von den Verwendungsstätten wegwanderten, dürfte die Transportfrage aufgekommen sein und Holzkohle zu einem durchaus teuren Brennstoff gemacht haben. Ganz wesentlich war schon früh der Einsatz von Holz für die Salzgewinnung. Zwar war im sonnenreichen antiken Mittelmeerraum die Gewinnung von Salz aus dem Meer naheliegend. Nördlich entwickelte sich jedoch der Trockenabbau von Steinsalz und damit die auf Brennholz angewiesenen Salzsiederei. Eines der ältesten Salzbergwerke befindet sich in Wieliczka in Polen, eine Salzsiederei gab es dort seit 3500 v. Chr., unterirdischen Abbau seit dem 13. Jahrhundert. Aus der Bronzezeit gibt es Hinweise auf Salzabbau in Hallstatt im Salzkammergut. Der konkurrierende Nassabbau geht auf die Jungsteinzeit und die Bronzezeit zurück, als im heutigen Sachsen-Anhalt Salz aus der Sole gewonnen wurde. In der Eisenzeit (Hallstattzeit) bestanden Salinen an zahlreichen Solequellen und an den Küsten. Wichtigste Standorte in Deutschland waren: Halle (Saale), Bad Nauheim, Schwä‐ bisch Hall, Werl (Westfalen). Die Solequellen waren meist im Besitz der Landesherren; sie vergaben den Betrieb an die selbständigen „Pfänner“, die eigentlichen Hersteller des Salzes, die dann auch den Vertrieb übernahmen. In Halle hatte die im Jahre 1491 gegründete „Salzwirker-Brüderschaft im Thale zu Halle”, deren Mitglieder Halloren genannt wurden, das Recht zu Gewinnung und Vertrieb über Jahrhunderte hinweg. Ähnlich war es in Werl, wo die Gilde der Erbsälzer schon 1246 erstmalig genannt wurde, als der Kölner Erzbischof die besonderen Privilegien der Werler Sälzer bestätigte und ihnen das erbliche Recht der alleinigen Salzgewinnung in der Stadt zuerkannte. 1708 wurden sie schließlich noch in den Adelsstand erhoben - was den Stellenwert herausstellt, den das kostbare Salz vermitteln konnte. 3 Abgesehen von der Gewinnung aus dem Meer war für die verschiedenen Verfahren ein hoher spezifischer Energiebedarf typisch. Aber auch die Menge an produziertem Salz 4 Ludwig, K.H.: Propyläen TG, Bd. 1000-1600, S. 168 f. 5 Ludwig, S. 178 korrigiert. 6 Radkau J.: Holz - wie ein Naturstoff Geschichte schreibt, München 2012, S. 133 ff. 7 www.peoplepill.com/ people/ peter-stromer/ Abruf 12. September 2019. war erheblich. Allein für Lüneburg mit den bedeutendsten Salinen des Nordens stieg im 13. Jahrhundert der Jahresertrag an Salz auf 15-16.000 Tonnen und der Verbrauch an Holz stieg mit. 4 Schätzungen aus späterer Zeit kommen im Mittel auf 1: 100 als Relation von 1 kg Salz zum Raummeter Holz. 5 Die Folge waren umfangreiche Rodungen, die zu Holzverknappung und in der Folge zu beträchtlichem Holzhandel führten. Die These, dass hierauf die Entstehung der Lüneburger Heide zurückzuführen sei, gilt inzwischen zwar als widerlegt - jedoch bleibt es aufgrund der aufgefundenen Lieferscheine bei weiten, umfangreich genutzten Transportwegen und -mengen. Zu berücksichtigen ist dabei, dass Holz auch als Werkstoff und nicht nur als Brennholz Verwendung fand. Die entstehende Holznot brachte die mittelalterliche Gesellschaft an sozial umkämpfte Grenzen der Waldnutzung und verstärkte sich im ausgehenden Mittel‐ alter noch aufgrund der expandierenden gewerblichen Nutzung von Brennholz, v. a. im Bergbau (Metalle, Salz) und in der „protoindustriellen Produktion“ (RADKAU) 6 . Das führte zur Verlängerung der Transportwege und zur steigenden Bedeutung des Holzhandels. Der Bergbau auf Erz, die Salinen zur Salzgewinnung und die Holzköhlerei für die Aufbereitung des Erzes ließen im Mittelalter Holzgroßverbraucher entstehen. Salinen und Hüttenwerke bekamen ganze Waldungen „gewidmet”. Sie hatten Anrecht auf riesige Holzmengen zu geringen Preisen, was zu großen Entwaldungen und immer längeren Transportwegen führte. Die Folge waren erste Eingriffe der Obrigkeit. So ist aus Dortmund ein früher Bericht über verordneten Holzanbau erhalten. Im Jahre 1343 wurde dort im Dortmunder Reichswald eine Laubholzpflanzung angelegt. Bekannt sind auch erste Aufforstungen im Nürnberger Reichswald. Mit dem Ende der letzten Eiszeit wurde die dort ursprünglich waldfreie Tundra von Bäumen besiedelt und nach 9.000 Jahren hatte sich ein geschlossener Waldbestand aus Kiefern-, Birken-, Eichen-, Buchen- und anderen Waldformen entwickelt. Im Mittelalter war der Wald Krongut der deutschen Kaiser, in der Verwaltung durch die Stadt Nürnberg. Von daher stammt auch die Bezeichnung Reichswald, die es auch für andere Wälder in Deutschland gibt, s. oben. Im 13. Jahrhundert wurde der Nürnberger Forst durch Entnahme von Holz, Streu und Rodungen stark übernutzt. P. STROMEIR, als Nürnberger Ratsherr wie als Miteigentümer von Berg-, Hütten- und Hammerwerken an der Bewirtschaftung der verödeten Flächen und speziell an der Holzversorgung interessiert, experimentierte 1368 auf einigen hundert Morgen des Lorenzer Reichswaldes mit der Anpflanzung von Nadelbäumen, die ihm durch ihr schnelles Wachstum für eine Holzwirtschaft geeignet erschienen. Er hatte tonnenweise Tannen-, Fichten- und Kiefernzapfen sammeln lassen, deren Samen er in den tief umgepflügten Boden streuen ließ. Vor allem mit den Tannen- und Kiefern-Saaten hatte er schließlich Erfolg. 7 Abb. 2-1 zeigt diesen Innovator, der es auch schaffte, mit seinen „Dannensäern” ein ganz neues Geschäftsfeld für Nürnberg zu eröffnen. 20 2 Die Anfänge: Ressourcen 8 Deutsches Museum, Art. Holz als Brennstoff im "hölzernen Zeitalter", o. Ort u. Jahr. Abb. 2-1: Der Nürnberger Rats- und Handelsherr Peter Stromeir ließ als erster Nadelbäume aussäen; Quelle: R. Lohberg, Der deutsche Wald kann mehr als rauschen, 1966. Kap. Geschichte der Forstwirt‐ schaft Nürnberg war damals eine der regsamsten, fortschrittlichsten Städte Europas. Den Nürn‐ berger Kaufleuten wurde rasch klar, welches wirtschaftliche Potenzial in den Ideen STROMEIRS lag und taten es ihm nach, mit beachtlichem Erfolg: Nürnberg exportierte neue Wald-Samen „aller drei Sorten“ überallhin nach Europa. Wo immer Angst vor Holzmangel herrschte, fanden sich Käufer. Nürnberger Fachleute, eben die Dannensäer, reisten mit, um das Anpflanzen zu überwachen. Das kam die Kunden zwar teurer zu stehen als der Erwerb der Samen, war aber letztlich billiger, als noch Zeit zu verlieren mit eigenen Experimenten. Ab 1500 beginnt dann eine lange Reihe der Forstordnungen. Die Gefahren des Kahlschla‐ ges wurden erkannt und führten zumindest regional zur Vorsicht in der Waldnutzung. In Reichenhall wurde so bereits im 16. Jh. eine „nachhaltige“ Holzwirtschaft betrieben. Das kommt in einem späteren Zitat von 1661 deutlich zum Ausdruck: „Gott hat die Wälder für den Salzquell erschaffen, auf daß sie ewig wie er kontinuieren mögen; also solle der Mensch es halten: ehe der alte ausgehet, der junge bereits wieder zum Verhacken herangewachsen ist.” 8 Prominente Zeitgenossen nahmen sich des Problems an. So prophezeite MELANCH‐ TON, es werde „der Welt an drei Dingen mangeln: an guter Münze, an Holz und an guten Freunden.” Das Problem war nicht nur ein deutsches: COLBERT, der Finanzminister LUDWIGS XIV, meinte pessimistisch: „Frankreich wird aus Mangel an Holz zugrunde gehen.” Er erließ 1669 eine Forstschutzverordnung. Auch der Physiker RÉAUMUR warnte 1721 eindringlich vor Holzmangel. Der französische Marineinspekteur DUHAMEL DU MONCEAU verfasste zwischen 1755 und 1767 eine Reihe grundlegender Schriften zum Forstwesen und gehört damit zu den Begründern einer Wissenschaft vom Forst. Parallel mit dem Wandel vom reichlich vorhandenen Naturprodukt zum knappen Wirtschaftsgut mit festen Preisen lief eine gesellschaftliche Veränderung. Indem die Bauern den Gemeindewald als Privatbesitz unter sich aufteilten, entzogen sie der unterbäuerlichen 21 2 Die Anfänge: Ressourcen 9 Radkau, J.: Technik in Deutschland. Vom 18. Jahrhundert bis heute. Frankfurt / New York 2008. 10 Radkau, J.: Holzverknappung und Krisenbewußtsein im 18. Jahrhundert, in: Geschichte und Gesell‐ schaft (1983). Schicht, die den Wald für ihr Vieh zur Mast und Weide nutzte, die Existenz. Auch die Waldgewerbe wie Köhler, Pechbrenner und Pottaschesieder wurden verdrängt. Im Bayerischen Wald galten Pechbrenner zum Teil als vogelfrei und durften von den Förstern niedergeschossen werden. Holzdiebe wurden gnadenlos verfolgt. Holzmangel und Holzteuerung waren speziell im Übergang zum 19. Jahrhundert wich‐ tige allgemeine Themen. Rückblickend wurde für diesen Zeitraum oft von Holznot gespro‐ chen - ein Begriff, den J. RADKAU so nicht stehen lassen wollte und damit eine lebhafte Diskussion unter den Historikern auslöste. 9,10 1780 musste eine durchschnittliche Berliner Familie erstmals mehr Geld für Brennholz als für Brot ausgeben. 1821 wurde in Preußen ein Allgemeines Holzdiebstahlgesetz erlassen. 1850 kamen dort auf 35.000 gemeine Diebstähle 265.000 Holzdiebstähle, die so konsequent verfolgt wurden, dass sich K. MARX als junger Anwalt 1842 empörte, dass dem modernen Staat das Holz wichtiger sei als der Mensch. Das Problem war allerdings auch ein großes: Der Waldbestand in Kontinentaleuropa hatte sich bis 1600 schon auf 20 % der Landfläche reduziert (von ursprünglich 90 % in römischer Zeit). Und der Energieverbrauch einer mittelalterlichen Stadt war recht hoch. Er wird auf etwa 20 Watt pro Quadratmeter bebaute Fläche geschätzt; eine Hilfsrechnung ergibt dann, dass hierfür eine Waldfläche vom etwa 100-fachen der Stadtfläche erforderlich war. Übermäßiger Holzverbrauch und die damit einhergehende drohende Holzverknappung und Degradierung der Wälder führten dazu, dass Anfang des 18. Jahrhunderts systemati‐ sche Ansätze einer nachhaltigen Waldbewirtschaftung entwickelt wurden. Im Jahr 1713 brachte der sächsische Oberberghauptmann H. C. VON CARLOWITZ ein Werk heraus, das ihm später den Ruf als Vater der modernen Forstwirtschaft eintrug. In „Sylvicultura Oeconomica“ forderte er, dass Holzeinschlag und planmäßige Aufforstung immer im Gleichgewicht sein müssten. Er benutzte sogar den Begriff der Nachhaltigkeit, ohne ihn allerdings näher zu erläutern (was dann 1795 der Forstwissenschaftler G. L. HARTIG nachholte). ▸ Die erste Energiekrise der Menschheit konnte damit überwunden werden - durch einen Sprung in die Nachhaltigkeit des Wirtschaftens. Bei der nicht nachwachsenden Kohle ist dies naturgemäß anders. Der Rohstoff Kohle wurde nach Nutzungsanfängen im Mittelalter im 19. Jahrhundert zum entscheidenden Faktor für die von Europa ausgehende Industrialisierung. Die Förderung und die Verwendung von Kohle standen im Mittelpunkt der Strukturveränderungen, sowohl der Technik wie auch des wirtschaftlichen und sozialen Lebens. Kohle lieferte im Vergleich zum seit der Antike vorherrschenden Holz preiswerte und zuverlässige Energie. Kohle wurde im Verlauf des 19. Jahrhunderts die Basis für die Leitsektoren Eisengewinnung und -verarbeitung und Verkehrs- und Transportwesen. Auch die Kohleförderung und -nutzung wurde von kritischen Stimmen begleitet. Die Einsicht, dass die Kohlevorräte irgendwann erschöpft sein könnten und Knappheit drohte, 22 2 Die Anfänge: Ressourcen 11 Anonymus, Energiewende, in www.wikipedia.org/ wiki/ , Abruf 1. März 2020. 12 Nähere Definition Merkantilismus in Gabler Wirtschaftslexikon, Wiesbaden, 19. Aufl. 2019, Stich‐ wort Merkantilismus. 13 Sauerland, D.: Merkantilismus, in: Gabler Wirtschafslexikon. 14 The Wealth of Nations, auch als „Reichtum der Nationen“ übersetzt. 15 Bortis, H.: Vorl. Adam Smith: Optimistischer Liberalismus, Lehrstuhl für Wirtschaftstheorie und Wirtschaftsgeschichte, Universität Freiburg, Schweiz, 2014. 16 Jevons, A, St.: The Coal Question, London 1865, p. xxix. 17 Koppelaar, R.: Oil Drum, August 15, 2011. kam Einzelnen schon früh, zunächst im Kohleland England. Es wird berichtet, dass es dort bereits im 16. Jahrhundert vereinzelt zu Befürchtungen kam, dass die Kohle endlich sein könnte, und in deren Folge in den Parlamenten Exportverbote für Kohle debattiert wurden. 11 Ab dem späten 18. Jahrhundert spielten zunehmend sich ändernde Vorstellungen von Wachstum und Verbrauch hinein. Bis dahin galt das Dogma der Merkantilisten, die den Staat für die Wirtschaft in der Rolle des Initiators, des Handelnden und der Aufsichtsfüh‐ rung sahen. 12 Diese praktisch-politischen Ansätze hatten zwar das Ziel der Steigerung der nationalen Wirtschafts- und Handelskraft (auch der Bevölkerung), basierten jedoch auf keiner in sich geschlossenen wirtschaftstheoretischen und -politischen Konzeption. Es war mehr eine Sammlung punktueller, jeweils problembezogener Ideen und Rezepte, ausgerichtet auf Schaffung einer gewerbefördernden Infrastruktur und staatlicher Manu‐ fakturen, auf Preisvorgaben, Privilegien, Produktionsvorschriften und Regelung von Ein- und Ausfuhr, und dies alles zur Mehrung des Staatsschatzes. 13 A. SMITH war der erste, der das Individuum in den Vordergrund stellte und die Rolle des Staates nur noch in der Herstellung und Sicherung eines Ordnungsrahmens sah. Mit seiner Theorie von Angebot und Nachfrage, letztlich vom Markt, wurde er zum Vater künftiger Generationen von Volkswirtschaftlern. Er erklärte auch die Mechanismen des wirtschaftlichen Wachstums, vor allem in Buch 2 seines Hauptwerks „Wohlstand der Nationen“ 14 (1776). Stadt- und Landwirtschaft sah er aufeinander bezogen an, eine grundsätzliche Betrachtung der Ressourcen, auch ihre Begrenzung, fehlt jedoch noch bei ihm. Für ihn ersetzte die Kohle das Holz ad infinitum. 15 So gilt er heute (auch) als Vordenker des „fossilen Kapitalismus“. Das änderte sich erst mit A. ST. JEVONS und dessen Hauptwerken „The Coal Question“ mit dem Untertitel „An Inquiry Concerning the Progress of the Nation, and the Probable Exhaustion of our Coal-mines“ von 1865 und „Theory of Political Economy“ (1871). Während letzteres stark beachtet und rezipiert wurde, blieb die Resonanz für The Coal Question begrenzt, was wir heute wohl anders sehen würden. Für JEVONS, der auch Geologe war, war klar, dass sich die Kohlevorräte erschöpfen würden: „[…] a vague notion that some day our coal seams will be found emptied to the bottom, and swept clean like a coal-cellar.“ 16 JEVONS’ numerische Analyse ging von zwei Annahmen aus: einer jährlichen Ver‐ brauchssteigerung von 3,5 % und einer deutlichen Preissteigerung für immer tiefere, bis 4000 Fuß reichende Gruben. Im Ergebnis kam er auf 100 Jahre (oder auf nur zwei Generationen) bis zum Fördermaximum mit anschließendem Abstieg. 17 Wie recht er im Grundsatz hatte, zeigt Abb. 2-2. The Coal Question wurde zeitgenössisch attackiert, jedoch 23 2 Die Anfänge: Ressourcen 18 Held, M.: Aufstieg des fossilen Kapitalismus, Vilmer Sommerakademie der Evangelischen Akademie Tutzing, 2010. kam es zu mehreren Royal Commissions, die zu prüfen hatten, ob ein Erreichen des Fördermaximums Englands führende wirtschaftliche Position gefährden könnte. 18 Abb. 2-2: British Coal Production 1830 - 1980; Source of Data: Mitchell (1988) Bekannter als diese Aussagen wurde ein Detail aus seiner ökomischen Theorie, das sogenannte JEVONSSCHE Paradoxon. Es bestand im Beispiel darin, dass Englands Kohlen‐ verbrauch nach der Einführung der WATTSCHEN Dampfmaschine anstieg, obwohl sie sehr viel effizienter war als die von NEWCOMEN. Die Erklärung lag und liegt auf der Hand: der erreichte sparsame Energieverbrauch hatte eine steigende Verbreitung der Dampfmaschine und eine Ausdehnung der Anwendung in andere Bereiche zur Folge und führte damit zu dem insgesamt erhöhten Kohlenverbrauch. Übersetzt ins Allgemeine: Die effizientere Nutzung eines Rohstoffes ermöglicht Preissenkungen, die einen Anstieg der Nachfrage und neue Marktsegmente ermöglichen und damit die ursprüngliche Effizienzsteigerung aufheben - was heute in der ökonomischen Theorie unter Reboundeffekt bekannt ist. Ressourcenschonung und ökologische Aspekte wurden in der Technik erst vergleichs‐ weise spät wahrgenommen. Um 1850 stand fast ausschließlich die Produktgenerierung bis zur Fertigung im Mittelpunkt. Speziell der Fertigungsprozess und alle späteren Phasen des Produktlebenszyklus waren noch kein Gegenstand der Reflexion. Das Bewusstsein für ökologische Zusammenhänge und für die Endlichkeit von Energie- und Materialressourcen war nur schwach ausgebildet. Die industrielle Entwicklung hatte die Begrenztheit der agrarwirtschaftlichen bzw. vorindustriellen Ressourcenbasis überwunden, oder man glaubte dies zumindest. In der Ökonomie fand das seine Spiegelung im Bild eines säkularen Wirtschaftswachstums, das aus immer wiederkehrenden, sich selbst regulierenden Umläufen von Güter- und Geldströ‐ men entsteht. Auf der Seite der Technik entsprach diesem ökonomischen „perpetuum mobile“ die Idee eines ständigen Fortschritts, der aufgrund kontinuierlich verbesserter Methoden auch die für das Wachstum erforderliche fossile Energie und die notwendigen Rohstoffe beschaffte. 24 2 Die Anfänge: Ressourcen 19 Dieser und folgende Abschnitte unter Verwendung und Bearbeitung von Hellige, H. D.: Wirtschafts-, Energie- und Stoffkreisläufe in säkularer Perspektive: Von der thermodynamischen Entzauberung der Welt zur recyclingorientierten Wachstumsgesellschaft, in: G. Hübinger, J. Osterhammel, E. Pelzer (Hg.), Universalgeschichte und Nationalgeschichten, Freiburg 1994, S. 291-315. 20 Carnot, S.: Réflexions sur la puissance motrice du feu et sur les machines propres à développer cette puissance, Paris 1824. 21 Der erste ist der Erhaltungssatz, der zweite der Entropiesatz. 22 Helmholtz, H. von: Populäre wissenschaftliche Vorträge, Braunschweig 1876, darin 2. Heft: Über die Erhaltung der Kraft, Einleitung eines Zyklus einer Vorlesung in Karlsruhe 1862-63. 23 Clausius, R. R..: Über den 2. Hauptsatz der mechanischen Wärmetheorie, Braunschweig 1867, S. 15- 17, Zitat S. 17. 24 Clausius, R. R.: Über die Energievorräte der Natur und ihre Verwertung zum Nutzen der Menschheit, 1885, neu hrsg. von O. Krätz, in: Chemie: Experiment + Technologie, 3 (1977) 9, S. 225-330, Zitate S. 329/ 330. Es war eine Art von Kreislaufmodell 19 , das auch von den Naturwissenschaften gestützt schien. Die notwendige Korrektur kam 1824 von S. CARNOT mit dem Verständnis des thermodynamischen Wirkungsgrades und der Folgerung, dass alle realen Vorgänge irreversible Komponenten enthalten und die Rückkehr in den Urzustand immer nur über die Zufuhr von Energie läuft. 20 Die beiden sogenannten Hauptsätze der Thermodynamik 21 verallgemeinerten um 1850 diese Einsichten, sodass H. VON HELMHOLTZ 1862 von einem konstanten „Kraftvorrat des Weltganzen“ sprechen konnte, der aus zwei Teilen bestünde, nämlich einem ständig kleiner werdenden „Vorrat, der die Änderungen unterhält“, und einen dauernd zunehmenden „Vorrat, der keine Änderungen mehr möglich macht“. 22 Bei den Technikern wurde vor allem der „Erhaltungssatz“ rezipiert und als Bestätigung des Kreislaufmodells verstanden. Es war R. CLAUSIUS, der hier deutlicher wurde und verständlicher formulierte, „daß ein Naturgesetz aufgefunden ist, welches mit Sicherheit schließen läßt, daß in der Welt nicht alles Kreislauf ist, sondern daß sie ihren Zustand fort und fort in einem gewissen Sinne ändert und so einem Grenzzustande zustrebt“. 23 Und später, in einer gesonderten Veröffentlichung von 1885 ganz konkret hinsichtlich der sorglosen Verwendung der Kohle: „Diese verbrauchen wir nun, und verhalten uns dabei ganz wie lachende Erben, welche eine reiche Hinterlassenschaft verzehren. Es wird aus der Erde heraufgeschafft, so viel sich durch Menschenkraft und technische Hilfsmittel nur irgend heraufschaffen lässt, und das wird verbraucht, als ob es unerschöpflich wäre.“ Er forderte in der gleichen Schrift, den Bedarf künftig so weit wie möglich mit heute so genannten regenerativen Energiequellen zu decken, insbesondere mit elektrisch übertra‐ gener Wasserkraft. Während das vergangene Jahrhundert der Menschheit die Naturkräfte dienstbar gemacht habe, „werden die folgenden Jahrhunderte die Aufgabe haben, in dem Verbrauch dessen, was uns an Kraftquellen in der Natur geboten ist, eine weise Ökonomie einzuführen, und besonders dasjenige, was wir als Hinterlassenschaft früherer Zeitepochen im Erdboden vorfinden, und was durch nichts wieder ersetzt werden kann, nicht verschwenderisch zu verschleudern.“ 24 Auch der langjährige VDI-Direktor F. GRASHOF rügte 1877 den verschwenderischen Kohlenraubbau und forderte einen schonenden Umgang mit den Energieressourcen, vor allem durch „Gleichgewichts- und Kreislauftechniken, die die auf der Welt insgesamt 25 2 Die Anfänge: Ressourcen 25 Grashof, F.: Über die Wandlungen des Arbeitsvermögens im Haushalt der Natur und der Gewerbe, Berlin 1877. Zit. nach Hans-Liudger Dienel, Herrschaft über die Natur? Naturvorstellungen deutscher Ingenieure 1871-1914. Stuttgart 1992, S. 96. 26 Anonymus: Ueber die Steinkohlevorkommnisse und -Gewinnung auf der Erde, Polyt. Journal 1888, Band 268 (S. 577-586). 27 Ostwald, W.: Die Energie. Leipzig 1908, Kapitel "Soziologische Energetik", Zitat auf S. 165f. 28 Ostwald, W.: Der energetische Imperativ. 1. Reihe. Leipzig 1912, S. 1-24, S. 13. 29 Radkau, J.: Technik in Deutschland. Vom 18. Jahrhundert bis zur Gegenwart, Frankfurt a. M.1989, S. 285-299, bes. S. 286. 30 Hellige, S. 5. 31 Rathenau, W.: Die neue Wirtschaft, in: Ges. Schriften Bd. 5, Berlin 1925, S. 211. konstante Arbeitsmenge nur immer wieder nutzbringend umschichten“ sollten. 25 Das lief auf eine Notwendigkeit des Haushaltens mit den endlichen Naturvorräten hinaus. Die Mahnungen blieben jedoch ohne Folgen. Die Erschließung immer neuer Rohstoff‐ vorkommen und Kraftquellen im Inland und vor allem in den Kolonien ließ die Vorräte als nahezu unendlich erscheinen, wie Veröffentlichungen von z. B. 1888 zeigen: „Hiernach würde Deutschland bei einer gleichen Gewinnung wie die gegenwärtige von rund 60 Mil‐ lionen Tonnen für 1 Jahr noch für etwa 6.000 Jahre Kohle besitzen oder den gegenwärtigen Verbrauch Europas auf etwa 1.500 Jahre decken.“ 26 Dann kam es Ende des 19. Jahrhunderts jedoch mit der „energetischen Bewegung“ des Physikochemikers A. W. OSTWALD zu einem neuen Impuls. Sein übergreifender metaphysischer Ansatz verband Physik, Technik und Staat durch sein Grundprinzip von der Verbesserung des Nutzens: „Der ökonomische Koeffizient der Energietransformation ist so wirklich der allgemeine Maßstab menschlicher Angelegenheiten.“ 27 1912 formulierte er seinen Energetischen Imperativ: „Vergeude keine Energie, sondern nutze sie! “ 28 OSTWALDS Verdienst ist es damit, ein normatives Leitbild einer „dauerhaften Wirt‐ schaft“ geschaffen zu haben, letztlich ein Vorläufer der „sustainable economy“. Er hatte damit auch Resonanz, allerdings mehr zufällig aufgrund des „Kohlennot-Alarms“ von 1900, einer hochkonjunkturbedingten massiven Kohlenknappheit. 29 Das Denken in Wirkungsgraden verbreitete sich schnell in der Technik und führte vor dem Ersten Weltkrieg zu einer „progressiv-technokratischen Ingenieurbewegung, die sich z. T. auch kritisch gegen die Kaufleute in den Unternehmungsleitungen richtete und latent antikapitalistisch war. Ziel dieser Bewegung war der Kampf gegen jegliche Vergeudung von Energie-, Material- und Arbeitsressourcen in der Gesamtwirtschaft.“ 30 Der erste Weltkrieg verschärfte unter dem Eindruck der Knappheit die Bemühungen um rationelleren Umgang mit den Ressourcen. Namentlich sind hier W. RATHENAU und W. VON MÖLLENDORF zu nennen, die sich für eine generelle Verbrauchssenkung von Energie und Rohstoffen einsetzten, bei RATHENAU 1917 dazu noch verbunden mit allgemeinen gesellschaftspolitischen Zielsetzungen: „Heute ist jeder Verlust, jede Verschwendung Sache der Gemeinschaft.“ 31 Ähnliche Reformansätze gab es in den USA, auch hier von den Ingenieuren ausgehend. Sie reichten dort über das Kriegsende hinaus und manifestierten sich in einer „Revolt of Engineers“. Mit der Rückkehr zu „normalen“ Verhältnissen nach dem Krieg mit gutem Angebot von Energie und Rohstoffen in den 1920er Jahren verflachte in den USA wie in Deutschland die energetische Bewegung zu einer Rationalisierungsstrategie nach TAYLOR und FORD. Der 26 2 Die Anfänge: Ressourcen 32 Lomborg, B.: Apocalypse No! , deutsche Ausgabe, Lüneburg 2001, S. 150. 33 Zischka, A.: Der Kampf um die Weltmacht Öl, Leipzig 1934, S. 57. 34 Nach Bundesanstalt für Geowissenschaften. „Energetische Imperativ“ war etwas für Notzeiten gewesen, den man bei einem reichen Angebot an Rohstoffen und Energieträgern schnell wieder vergaß. Fast typisch wiederholte sich dieser Prozess im und nach dem zweiten Weltkrieg. Erst die Debatte über die Grenzen des Wachstums der 1970er Jahre und vor allem die beiden Ölpreiskrisen 1973-1975 und 1979-1982 beendeten diese Phase des sorglosen Umgangs mit Rohstoffen und Energie. Die Mahnungen aus dem letzten Drittel des 19. Jahrhunderts hatten zwar keine unmit‐ telbaren praktischen Folgen für den Umgang mit Energie gehabt, wie oben erläutert. Aber sie hatten doch die Reichweitendiskussion angestoßen, die auch nach dem Aufkommen des Erdöls die Szene bis in die Mitte des 20. Jahrhunderts beherrschte, als sich mit der Kernenergie eine scheinbar unerschöpfliche Energiequelle auftat. Ihre Ergebnisse wurden zwar jeweils zur Kenntnis genommen, gaben jedoch keinen Anlass zum grundlegenden wirtschaftlichen oder technischen Wandel, zumal sich immer Korrektive auftaten. So bewahrheitete sich die Prognose einer schnellen Kohlenkrise nicht - mit dem Beginn der Erdölnutzung ab 1859 gab es für die Kohle Konkurrenz und zumindest partiellen Ersatz. Die Problematik der Reichweite der Vorräte stellte sich allerdings auch hier. Sie wurde sogar offensichtlicher und führte zu etlichen Kassandra-Rufen: die mühsam erschlossenen Ölfelder erschöpften sich oft binnen weniger Jahre. Das zeigte sich früh in den USA, die den Erdölboom 1859 mit der Bohrung von DRAKE in Pennsylvania angestoßen hatten. DRAKES Bohrung war zwar nicht der erste erfolgreiche Fund - 1844 hatte schon der russische Ingenieur F. N. SEMYENOV mit einem Schlagbohrsystem eine erste Ölquelle im auch heute noch genutzten Ölfeld von Bibi-Eibat erschlossen - jedoch verfügten die Amerikaner über das Patent des kanadischen Arztes und Geologen A. P. GESNER auf die Herstellung von Petroleum aus Kohle oder Erdöl. Das gab dann den Ausschlag für ihre künftig führende Rolle im neu entstehenden Ölmarkt. „Schon 1910 erklärte das US-Bergbauamt, die Erdölvorräte würden nur noch für 10 Jahre reichen.“ 32 1919 findet sich mit 20 Jahren eine nächste kurze Reichweitengabe und 1922 ermittelten US-Regierungsgeologen, dass die amerikanischen Quellen 1940 versiegt sein würden. Sogar der Begriff „Ölnot“ zirkulierte und wurde von ROCKEFELLER im Kampf um weltweit neue Erschließungsrechte politisch genutzt. 33 In der Folge mehrten sich die Reichweiten-Prognosen für Kohle und Öl, die häufig nicht vergleichbar waren, da die Begriffe wechselten oder unscharf verwendet wurden. Schon länger unterscheidet man korrekt 34 • Reserven (bestätigte Reserven): Teil des Gesamtpotentials, der mit großer Genauig‐ keit erfasst wurde und mit den jeweiligen technischen Möglichkeiten wirtschaftlich gewonnen werden kann. • Ressourcen: Teil des Gesamtpotentials, der entweder nachgewiesen, aber derzeit nicht wirtschaftlich gewinnbar ist, oder geologisch noch nicht genau erfasst ist. • Gesamtpotential: Die Summe aus Reserven und Ressourcen, also das verbleibende Potenzial für den zukünftigen Verbrauch. 27 2 Die Anfänge: Ressourcen 35 IEA: World Energy Outlook der Internationalen Energieagentur aus dem Jahr 2008. 36 IHK Nürnberg (Hg): Lexikon der Nachhaltigkeit, Art. Abkommen und Bündnisse vor 1992, Nürnberg 2000-2015. 37 Günther, H.: In hundert Jahren: Die künftige Energieversorgung der Welt, Stuttgart 1931. • Statische Reichweite: Der Wert entspricht dem Verhältnis der jeweils bekannten Reserven zur Ölproduktion des jeweils abgelaufenen Jahres (engl. Reserve-to-Produc‐ tion-Ratio). Dass die statische Reichweite lediglich eine Momentaufnahme liefert und künftige Nachfrageänderungen in die Berechnung nicht einfließen, war zwar grundsätzlich bekannt, fand aber erst viel später Eingang in die offiziellen Statistiken. 35 Mit den 1920er Jahren haben wir jedoch schon eine Epoche erreicht, in der ein neuer und letztlich bedrohlicherer Aspekt Beachtung fand: die ökologischen Folgen der Nutzung von Bodenschätzen und fossiler Energie. Zu Beginn des Jahrhunderts war erstmals ein Zusammenhang zwischen der Oberflächentemperatur der Erde und einem Anstieg des CO 2 in der Atmosphäre durch die Industrialisierung thematisiert worden. Allerdings fehlten damals die Daten für einen Nachweis der These, s. Kap 4, Klimadiskussion: Treibhauseffekt. Schon im 19. Jahrhundert hatte es bereits erste Schritte zum Naturschutz gegeben. 1872 beschloss der amerikanische Kongress die Einrichtung des Yellowstone National Park. Dies gab Anregung auch für andere Nationen, z. B. Schweden, das 1909 die ersten Nationalparks einrichtete. Einige der ersten internationalen Bemühungen um den Naturschutz waren dann 36 • 1911, erste internationale Konferenz für Vogelschutz in Paris, • 1913, erste internationale Konferenz für Naturschutz in Bern, • 1923, 1. Internationaler Kongress für Naturschutz in Paris, • 1925, 1. Deutscher Naturschutztag in München. Bis zu internationalen Abkommen war es jedoch noch ein weiter Weg - erst mussten zwei Weltkriege geschlagen und überwunden werden. Regenerative Energien und deren Nutzungsmöglichkeiten waren Anfang der 1930er Jahre durchaus bekannt. Ihre Entwicklung, insbesondere der Weg zu Solar- und Winden‐ ergie, wird in späteren Kapiteln beschrieben. Der Ersatz von Kohle und Öl durch nachhaltige Quellen wurde jedoch erst langsam zum Thema. Einer der ersten war der Sachbuchautor H. GÜNTHER, der sich hier grundsätzliche Gedanken machte. 37 Er propagierte im Hinblick auf die Endlichkeit der Kohlevorräte eine Welt ohne Kohle und eine Energieversorgung über Solarenergie, Wellenkraftwerke, Windtürme, etwaige Zyklonenergienutzung sowie Wärme aus tropischen Meeren und der Erde als Energie‐ quellen. Aufmerksamkeit erreichten solche Publikationen - Konsequenzen hatte sie jedoch lange nicht. Dies hatte mindestens vier Ursachen: • In den 1930 bis 1950er Jahren war die Welt mit dem Phänomen des Nationalsozia‐ lismus, den Kriegsvorbereitungen Deutschlands, der Kriegsführung selbst und nicht zuletzt den Folgen des Krieges mehr als beschäftigt. • 1910 wurden die ersten Erdgasfunde in Deutschland bei Neuengamme nachgewiesen. Die erste „Deutsche Verordnung zur Suche nach Erdöl und Erdgas” aus dem Jahr 1934 machte sichtbar, dass die Nutzung von Erdöl und Erdgas inzwischen auf dem Weg zum 28 2 Die Anfänge: Ressourcen Allgemeingut war. Die Verordnung regelte die Konzessionsvergabe und formulierte Sicherheitsvorgaben für Förderung und Verarbeitung. In den 1960er Jahren wurde Erdgas erstmals im großen Stil zum Beheizen von Häusern genutzt. Damit war eine weitere neue Energiequelle gefunden und für die Energieversorgung nutzbar. • Im August 1955 begann in Genf auf der ersten Konferenz der Vereinten Nationen das Zeitalter der zivilen Nutzung der Kernenergie. Auf Präsident D. D. EISENHOWER geht die Initiative zurück, die friedliche Nutzung der Kernenergie auch für jene Staaten zu öffnen, die (noch) nicht im Besitz atomarer Waffen waren. Vor allem in der jungen Bundesrepublik war die Euphorie besonders groß. K. ADENAUER gründete im Oktober 1955 ein Bundesministerium für Atomfragen; zuständiger Minister wurde F. J. STRAUSS, der für Deutschland die Chance sah, sich mittels Kerntechnik in der „vordersten Reihe der Industrienationen“ zu behaupten. • Die ursprünglich als begrenzt angesehenen Reserven und damit Reichweiten von Kohle und Erdöl, später auch von Erdgas vergrößerten sich entgegen den Erwar‐ tungen massiv. Was den letzten Punkt der Reichweiten betrifft, begnügen wir uns hier mit der Sicht auf Bilanzen um die Jahrtausendwende. Hierzu gab und gibt es immer wieder neue Schätzungen, die es näher zu verfolgen nicht lohnt. Für die Kohle deutet sich in Abb. 2-3 ein Phänomen an, das auch bei Öl und Gas wiederkehrt: die relative Konstanz der prognostizierten Reichweiten über die Erhebungsjahre, bei Öl und Gas sogar deren Anstieg, s. Abb. 2-4 und Abb. 2-5. Abb. 2-3: Weltweite Kohleförderung, Preis und Vorräte in Verbrauchsjahren, Förderung in Mrd. Tonnen1888-1999, Preis pro Tonne in US-$ von 2000 und Vorräte in Verbrauchsjahren 1975-1999 in hundert Jahren; Quelle: B. Lomborg, Apocalypse No! , Abb. 70 29 2 Die Anfänge: Ressourcen Dass sich trotz steigenden Verbrauchs die Reserven bis zur Gegenwart konstant oder leicht ansteigend zeigen, hat nachvollziehbare Gründe: • Die Exploration geschieht nur mit kurzem Vorlauf zu Verbrauch bzw. Nachfrage, nicht auf Vorrat - das wäre zu teuer. So werden immer neue Funde gemeldet. • Die Ausbeutung der Ressourcen verbessert sich ständig. So werden Vorkommen interessant, deren Förderung bis dahin nicht lohnend erschien. Ein Beispiel sind die Ölsande in Nordamerika, speziell Kanada. Abb. 2-4: Ölvorräte in Verbrauchsjahren, Ölreserven weltweit Im Vergleich zur Jahresproduktion, 1920-2000 (bis 1944 nur USA); Quelle: B. Lomborg, Apocalypse No! , Abb. 66 Abb. 2-5: Weltweite Erdgasförderung. Erdgaspreise, Vorräte in Verbrauchsjahren. Förderung in Exa‐ joule 1925-1999, Preise 1949-2000 in US-$ von 2000 pro Gigajoule und Vorräte in Verbrauchsjahren 1975-1999; Quelle: B. Lomborg, Apocalypse No! , Abb. 69 30 2 Die Anfänge: Ressourcen 38 Dieser Abschnitt nach, Z. DIE WELT: Art. Die Erfindung der Umweltpolitik, 31. Juli 2019. 39 GENSCHER im Bundestag: Es gelte, vom nur punktuell reagierenden Umweltschutz zu einer umfassenden Umweltpolitik zu kommen und die drohende Umweltkrise an der Wurzel zu packen. Während sich also die Reichweitenproblematik in der zweiten Hälfte des 20. Jahrhunderts relativierte, nahm die Wahrnehmung von Natur und Umwelt national und international zu, wie mehrere Abkommen und Bündnisse belegen: • 1946 KRW, Internationale Konvention zur Regelung des Walfangs, • 1948 Gründung der Welt-Naturschutzorganisation, • 1959 Antarktisvertrag, • 1961 Gründung der OECD, der Gesellschaft für wirtschaftliche Zusammenarbeit und Entwicklung, • 1968 Europäische Wassercharta. Erste Regierungsverantwortung für den Umweltschutz in Deutschland übernahm im Herbst 1969 Innenminister GENSCHER in der sozialliberalen Koalition BRANDTS 38 . Er erkannte, welche Gestaltungsmöglichkeiten ihm der Themenstrauß in der neu übernom‐ menen Abteilung „Gewässerschutz, Luftreinhaltung und Lärmbekämpfung“ bot. Er suchte als erstes nach einer Alternative zum sperrigen Namen der Abteilung und entschied sich für „Abteilung U“, mit U für den in Deutschland noch kaum bekannten Begriff „Umweltschutz“ (wohl vom englischen environmental protection). Bald stellte GENSCHER ein „Sofortprogramm zum Umweltschutz“ vor, 1971 folgte das erste Umweltprogramm einer deutschen Bundesregierung. 39 Bis zu seinem Wechsel an die Spitze des Auswärtigen Amts im Jahr 1974 setzte GENSCHER ein ambitioniertes Reformprogramm um, für das es nicht nur in Deutschland kein Vorbild gab. Er legte u. a. das Gesetz zum Schutz gegen Fluglärm, das Benzinbleigesetz, das Abfallbeseitigungsgesetz und das Bundesimmissionsschutzgesetz vor, schuf den Sachverständigenrat für Umweltfragen und gründete das Umweltbundesamt in Berlin. Zum Naturschutzbeauftragen der Bundesregierung machte er den international anerkannten Frankfurter Tierarzt und Verhaltensforscher B. GRZIMEK. 1972 wurde dann für den Umweltschutz zum Schlüsseljahr. Die UNO stellte sich diesem Thema und berief eine Weltkonferenz über die menschliche Umwelt mit dem Ziel einer Bestandsaufnahme aller Umweltgefahren ein (5.−16. Juni 1972 in Stockholm). ▸ Mit der Konferenz in Stockholm 1972 begann die internationale Umweltpolitik. Ihr kalendarischer Beginn, der 5. Juni, ist heute noch der „Internationale Tag der Umwelt“. Im Abschlussdokument der Umweltschutzkonferenz, der „Deklaration von Stockholm”, bekennen sich die 122 Teilnehmerstaaten (ohne die Ost-Staaten) zur Grenzen überschrei‐ tenden Zusammenarbeit, zu 26 Prinzipien für Umwelt und Entwicklung und dazu, dass zwar jeder Staat seine eigenen Ressourcen heben kann, dabei aber anderen Staaten kein Schaden zugefügt werden darf. Auf Vorschlag der Stockholmer Konferenz wurde im gleichen Jahr durch die UN-Voll‐ ver-sammlung das UN-Umweltprogramm (UNEP) mit Sitz in Nairobi/ Kenia gegründet. Ins 31 2 Die Anfänge: Ressourcen 40 Heute ist Earthwatch der Rahmen für das UN-System zur Harmonisierung und Integration seiner Aktivitäten der Umweltbeobachtung und Bewertung unter Führung des UN-Umweltprogramms UNEP. Leben gerufen wurde auch das Erdbeobachtungssystem „Earthwatch”, ein Aktionsplan zum Monitoring und zur Bewertung der globalen Umwelt. 40 32 2 Die Anfänge: Ressourcen 1 Club of Rome, www.clubofrome.org/ Über uns, Geschichte 1, Abruf 21. Oktober 2019. 2 Club of Rome, www.clubofrome.org/ Über uns, Geschichte 2, Abruf 21. Oktober 2019. 3 Club of Rome, www.clubofrome.org/ Über uns, Geschichte 3, Abruf 21. Oktober 2019. 4 Club of Rome, www.clubofrome.org/ Über uns, Geschichte 4, Abruf 21. Oktober 2019. 3 Club of Rome: Grenzen des Wachstums? 1972 ist auch das Jahr der ersten und bekanntesten Veröffentlichung des Club of Rome, der „Grenzen des Wachstums“ mit D. MEADOWS als Herausgeber. Der Club of Rome ist, wie „Club“ nahelegt, ein informeller Zusammenschluss von etwa 70 Mitgliedern aus 25 Staaten. Seine spektakuläre Geschichte beginnt 1967 mit einer Begegnung zwischen A. PECCEI, einem Manager der FIAT, und A. KING, einem schottischen Chemiker. Während seiner Arbeit um die Welt reisend, wurde PECCEI über das Tempo der sozioökonomischen Entwicklung, die Umweltzerstörung und das Nord-Süd-Gefälle zunehmend besorgter. Seine Bedenken äußerte er in einer Grundsatzrede vor ADELA, einer neuen Investmentgesellschaft. Zufällig landete sein Redetranskript auf dem Schreibtisch von A. KING, der so beeindruckt war, dass er PECCEI kontaktierte und ein Treffen vorschlug. 1 Auf Einladung der beiden versammelten sich 1968 rund 30 europäische Wissenschaftler, Ökonomen und Industrielle in Rom, um über globale Probleme zu diskutieren. Das Treffen war nicht unbedingt ein Erfolg, auch weil das Hintergrundpapier für die Diskussion zu abstrakt, kompliziert und kontrovers geraten war. Bei einem Abendessen in kleiner Gruppe waren sich die Teilnehmer einig, dass sie „zu dumm, naiv und ungeduldig“ gewesen seien und sich eingehender mit der Thematik beschäftigen müssten. Sie beschlossen, sich hierfür ein Jahr Zeit zu geben und sich dann neu in einem Diskussionskreis zu treffen, den sie fortan den „Club von Rom“ nannten. 2 Bis 1969 war der Club eine informelle Gruppe von Personen, die sich häufiger trafen, um globale Probleme besser zu verstehen. Als ihre Zahl wuchs, wurde es notwendig, eine rechtliche Struktur zu schaffen und A.PECCEI als Präsidenten zu ernennen. Sein Credo war, dass das Verständnis der „Problematique“, wie der Club die miteinander verbundenen Herausforderungen nannte, unerlässlich sei, um für die Zukunft zu planen. 3 Auf Einladung der Schweizer Regierung hielt der Club 1970 seine erste offizielle Sitzung in Bern ab. PECCEI hatte den türkischen Zukunftsforscher H. OZBEKHAN eingeladen, ein Modell vorzuschlagen, um die missliche Lage der Menschheit zu untersuchen. Dem Forum erschien dies Modell nicht geeignet; es akzeptierte dann aber einen Vorschlag des MIT-Professors J. FORRESTER, das Potential seiner Computermodelle zu nutzen. Der Club beschloss, eine Gruppe von MIT-Forschern mit der Entwicklung des sogenannten „World3-Modells“ und der Erstellung eines ersten Berichts an den Club of Rome zu beauftragen. 4 1971 wurden Entwürfe des Berichtes unter dem Titel „The Limits to Growth“ der niederländischen Presse zugespielt und lösten eine überwältigende Resonanz aus. F. BOETTCHER, der Leiter der niederländischen Delegation im OECD-Ausschuss für Wis‐ senschaft und Technologie, überredete den Club daraufhin, „The Netherlands Association 5 Club of Rome, www.clubofrome.org/ Über uns, Geschichte 5, Abruf 21. Oktober 2019. 6 Club of Rome, www.clubofrome.org/ Über uns, Geschichte 6, Abruf 21. Oktober 2019. for the Club of Rome“ zu gründen, den ersten nationalen Verband. Die Gründung anderer nationaler Verbände, auch eines deutschen, folgte schnell. 5 1972 war der Bericht an den Club of Rome fertig, erstellt von Forschern am MIT unter der Leitung von D. MEADOWS, die die Methoden J. FORRESTERS nutzten. „The Limits to Growth“ gilt als Klassiker der Nachhaltigkeitsbewegung und war die erste Studie, die die Lebensfähigkeit des anhaltenden Wachstums vor dem Hintergrund des menschlichen ökologischen Fußabdrucks in Frage stellte. Die Veröffentlichung betrat auch Neuland als erstes globales Modell, das von einem unabhängigen Gremium und nicht von einer Regierung oder der UNO in Auftrag gegeben wurde. Übersetzt in über 30 Sprachen hat sich das Buch mehr als 16 Millionen Mal verkauft. 6 Für „Die Grenzen des Wachstums“ nutzte MEADOWS den Ansatz einer „Dynamik komplexer Systeme“ (= „Systems Dynamics“) für die Modellierung einer homogen ange‐ nommenen Welt. Es berücksichtigte die Wechselwirkungen zwischen Bevölkerungsdichte, Nahrungsmittelressourcen, Energie, Material und Kapital, Umweltzerstörung, Landnut‐ zung usw. Das Modell ermöglichte mittels Computersimulation eine Reihe von Szenarien, mit Annahmen über verschiedene „stabilisierende“ politische Maßnahmen. Die Aussagen aller Modelle liefen darauf hinaus, dass sich die Weltbevölkerung und ihr Wohlstand in den nächsten hundert Jahren dramatisch reduzieren würde, wenn der Ausbeutungstrend (nach Stand von 1972) unverändert anhielte. MEADOWS hatte bewusst vereinfacht, um überhaupt zu Ergebnissen zu kommen. Er wollte auch keine Prognosen mitteilen, sondern Modelle aufstellen und testen. Die Öffentlichkeit sah das anders und nahm den Bericht als Hiobsbotschaft - was ihm weltweite Publizität und dem Club of Rome vor allem in Großbritannien und den USA das Image unverantwortlicher Schwarzmalerei eintrug. In Deutschland dagegen wurde der Club of Rome für „Grenzen des Wachstums” 1973 mit dem Friedenspreis des Deutschen Buchhandels ausgezeichnet. Der Veröffentlichung von 1972 folgten weitere Berichte des Club of Rome, so D. Meadows [u. a.]: Die neuen Grenzen des Wachstums, 1992; D. Meadows [u. a.]: Grenzen des Wachstums. Das 30-Jahre-Update, 2006. Sie modifizierten die Ergebnisse der Ursprungs‐ veröffentlichung, kehren sie jedoch nicht um. Wenn auch inzwischen Emissionen mit aufgenommen sind - die Berichte des Club of Rome sind keine Klimareports geworden und enthalten auch keine diesbezüglichen Prognosen, sehr wohl aber Handlungsanweisungen für die Politik vor dem Hintergrund begrenzter Ressourcen. So ist der sparsame Umgang mit Energie mehrfach thematisiert. Typisch für die Handlungsempfehlungen der MEADOWS (zu den Autoren gehörte auch die Ehefrau D. MEADOWS‘, Prof. Dr. DONELLA MEADOWS, † 2001) sind die allgemeinen Maximen, von denen hier drei zitiert seien: „Wir brauchen nicht Wachstum, sondern Entwicklung. Sofern für die Entwicklung ein materieller Zuwachs erforderlich ist, sollte dieser gerecht erfolgen und unter Berücksichtigung sämtlicher realen Kosten finanzierbar und nachhaltig sein.“ „Wir müssen Techniken fördern, die den ökologischen Fußabdruck der Menschheit verkleinern, die Effizienz erhöhen, Ressourcen stützen, Signale deutlicher machen und materielle Benachteiligung beenden.“ 34 3 Club of Rome: Grenzen des Wachstums? 7 Auszug aus Meadows, D. u. a.: Grenzen des Wachstums. Das 30-Jahre-Update, Stuttgart 2006, Kapitel 8 - Rüstzeug für den Übergang zur Nachhaltigkeit. „Wir müssen unsere Probleme als Menschen angehen und außer der Technik noch weitere Möglichkeiten zu ihrer Lösung einsetzen.“ 7 35 3 Club of Rome: Grenzen des Wachstums? 1 Frömming, D.: Die Weltorganisation für Meteorologie, in: Geowissenschaften in unserer Zeit, JG. 1985, 3, 2. 4 Wahrnehmung und Beginn einer Klimapolitik 4.1 Klimakonferenzen Die Fragen, was der Mensch mit der Welt und speziell seiner Umwelt anstellt und anstellen darf, lagen mit „Grenzen des Wachstums“ auf dem Tisch. Dass zu den dort behandelten Problemen das Thema „Klima“ hinzutrat, ist den Fachwissenschaften und speziell der Meteorologie zu verdanken. Eine Schlüsselrolle spielte hierbei die Weltorganisation für Meteorologie (World Meteo‐ rological Organization - WMO), die am 23. März 1950 gegründet wurde. Sie hatte mit der seit 1873 bestehenden Internationalen Meteorologischen Organisation (IMO) eine Vorläu‐ ferin, die als freiwilliger Zusammenschluss der Direktoren staatlicher meteorologischer Dienste und Observatorien bis zum Ende des Zweiten Weltkriegs arbeitete. Die internatio‐ nale Zusammenarbeit blickte in diesem Feld also bereits auf eine lange Geschichte zurück - kaum eine andere Wissenschaft ist so auf großräumige Zusammenarbeit angewiesen wie gerade die Meteorologie. Das Wetter macht nicht an politischen Landesgrenzen halt, und alle Staaten sind auf die Wetterbeobachtungen der anderen angewiesen. Mitglieder der WMO sind nicht Wetterdienste oder deren Direktoren, wie es bei der Vorgängerorganisation IMO der Fall war, sondern Staaten und Hoheitsgebiete, die einen ständigen Vertreter benennen. Voraussetzung für eine Mitgliedschaft ist die Existenz eines eigenen meteorologischen Dienstes. Am 1. Juli 1984 gehörten der WMO 152 Staaten und 5 sog. Territorien an; heute sind es 187 Staaten und sechs Territorien (Stand 2019). Zu diesen Terri‐ torien gehört beispielsweise Hongkong, das einen eigenen Wetterdienst besitzt. Deutschland ist mit der Bundesrepublik seit dem 10. Juli 1954 Mitglied der WMO. Sie ist der Organisation als 60. Staat beigetreten. Für sie ist der Präsident des Deutschen Wetterdienstes der Ständige Vertreter bei der WMO. 1 Neben dem Welt-Wetterwachtprogramm (WWW Programm) hat das Welt-Klimaprogramm (World Climate Programme ‒ WCP) seit Beginn der 1980er Jahren immer mehr an Bedeutung gewonnen - als Folge der ersten Weltklimakonferenz, die die WMO vom 12.-23. Februar 1979 in Genf veranstaltete. Die Konferenzergebnisse hatten noch im Mai des gleichen Jahres zur Annahme des WCP geführt. Auf der Konferenz von Genf (kurz WCC 1 genannt) standen der Hintergrund der Klima-Anomalien seit 1972 und die Möglichkeit der Klimabeeinflussung durch die mensch‐ liche Gesellschaft im Mittelpunkt. Das Ergebnis war zusammengefasst: ▸ „Die fortdauernde Ausrichtung der Menschheit auf fossile Brennstoffe als wichtigster Energiequelle wird wahrscheinlich zusammen mit der fortgesetzten Waldvernichtung in den kommenden Jahrzehnten und Jahrhunderten zu einem massiven Anstieg der atmosphärischen Kohlendioxid-Konzentration führen (…) Unser gegenwärtiges Ver‐ ständnis klimatischer Vorgänge lässt es durchaus als möglich erscheinen, dass diese 2 Zitiert aus: Konrad-Adenauer-Stiftung (Hg): Wölbern, J. Ph.: 12.-23. Februar 1979: Erste Weltklimakonfe‐ renz in Genf, Sankt Augustin Febr. 1979. 3 Zitiert aus: BMZ, Die Nachhaltigkeitsagenda und die Rio-Konferenzen. Kohlendioxid-Zunahme bedeutende, eventuell auch gravierende langfristige Verände‐ rungen des globalen Klimas verursacht; und (…) da das anthropogene Kohlendioxid in der Atmosphäre nur sehr langsam durch natürliche Prozesse abgebaut wird, werden die klimatischen Folgen erhöhter Kohlendioxid-Konzentrationen wohl lange anhalten“ (KAS). 2 Die Weltklimakonferenz WCC 1 der WMO folgten noch zwei weitere, sämtlich in Genf als Sitz der WMO, sodass sich die Folge ergibt: • WCC 1, 1979 • WCC 2, 1990 • WCC 3, 2009 War das Klima bis zur WCC 1 und zur WCC 2 weitgehend eine Angelegenheit der Wissenschaftler und Fachexperten, so änderte sich das mit den Konferenzergebnissen und der steigenden Zahl z. T gleichsinniger, z. T. widerstreitender Veröffentlichungen: 1983 gründeten die Vereinten Nationen die Internationale Kommission für Umwelt und Entwicklung (WCED = World Commission on Environment and Development) als unab‐ hängige Sachverständigenkommission. Diese Kommission veröffentlichte vier Jahre später ihren Bericht zur Zukunft, der nach ihrer Vorsitzenden auch als BRUNDTLAND-REPORT bekannt wurde. In ihm wurde ein Leitbild zur sogenannten Nachhaltigen Entwicklung zum Programm erhoben, das bis heute gültig ist. Der Brundtland-Bericht stellte im einzelnen fest, dass kritische, globale Umweltprobleme i. A. das Resultat großer Armut im Süden und von nicht nachhaltigen Konsumgewohnhei‐ ten und Produktionsmustern im Norden sind (Nord-Süd-Gefälle). Er verlangte somit eine Strategie, die Entwicklung und Umwelt zusammenbringt und formulierte den Leitsatz: ▸ „Dauerhafte Entwicklung ist Entwicklung, die die Bedürfnisse der Gegenwart befriedigt, ohne zu riskieren, dass künftige Generationen ihre eigenen Bedürfnisse nicht befriedigen können.” 3 Aus „dauerhafter Enwicklung” wurde schnell „nachhaltige Entwicklung”, ein Begriff, der ur‐ sprünglich wohl auf die Forstwirtschaft zurückgeht, für die der sächsische Oberberghauptmann H. C.VON CARLOWITZ schon 1713 eine „nachhaltende Nutzung“ verlangt hatte, s. Kap. 2, Die Anfänge: Ressourcen. Sein Begriff wurde ins Englische mit „sustainable“ übertragen.Dauerhafte Entwicklung ist Entwicklung, die die Bedürfnisse der Gegenwart befriedigt, ohne zu riskieren, dass künftige Generationen ihre eigenen Bedürfnisse nicht befriedigen können. Vor dem Hintergrund des Brundtland-Berichtes beriefen die Vereinten Nationen nach langen Vorbereitungen 1992 eine zweite große Umweltkonferenz ein, die in Rio de Janeiro mit großer Beteiligung von Experten und Regierungen stattfand. Wesentliches Ergebnis war die sogenannte Agenda 21, die detaillierte Handlungsaufträge für den sozialen, ökologischen und ökonomischen Sektor formulierte. 38 4 Wahrnehmung und Beginn einer Klimapolitik Bisher gab es drei weitere Folgekonferenzen solcher „Weltgipfel”. Nach 5 Jahren fand am 23.-27. Juni 1997 in New York der Weltgipfel Rio +5 statt. Hauptthema war: Welche Ver‐ änderungen haben die Hauptakteure - Regierungen, internationale Politiker, Wirtschaft, Gewerkschaften, Frauengruppen und andere - in den fünf Jahren nach Rio erreicht? Am Gipfel nahmen 53 Staats- und Regierungschefs sowie 65 Minister für Umwelt oder anderer Ressorts teil. Der Weltgipfel Rio +5 hatte folgende Ziele: • Wiederbelebung und Stärkung der (Selbst-)Verpflichtungen für eine nachhaltige Entwicklung, • Offenes Feststellen von Versagen und Identifizieren der jeweiligen Gründe, • Erkennen von Erreichtem und Identifizieren von Aktionen, die in der Sache weiter‐ führen, • Festlegen von Prioritäten für die Zeit nach 1997, • Feststellen der Probleme, die in Rio nicht genügend gewürdigt wurden. Der Weltgipfel Rio +5 endete im Prinzip mit großer Ernüchterung bis hin zur Enttäuschung und eigentlich mit nur einer Übereinstimmung, nämlich dass es der Erde schlechter gehe als je zuvor. Hierüber konnten kleinere lediglich auf einzelnen Sektoren erreichte Fortschritte, wie z. B. bei Klimaveränderungen, Waldverlusten oder knappen Süßwasserreserven nicht hinwegtäuschen. Probleme zeichneten sich insbesondere ab bei der Zunahme der Emis‐ sionen von Treibhausgasen und bei der Freisetzung toxischer Stoffe und fester Abfälle. Insbesondere wegen der Nord-Süd-Differenzen darüber, wie nachhaltige Entwicklung global finanziert werden sollte bzw. könnte, gab es keine großen Durchbrüche. Im Schluss‐ dokument, das sich als sog. Programm für die weitere Umsetzung der Agenda 21 von Rio verstand, wurden weiche, allgemeine Formulierungen gewählt, um die zutage getretenen Differenzen notdürftig zu überdecken. Der Weltgipfel Rio +10 in Johannesburg, 26. August bis 4. September 2002, hatte erneut die Umsetzung der Rio-Konvention (Agenda 21) zum Gegenstand, wobei dieses Mal die fortgeschrittene Globalisierung neue Akzente setzte. Zum 20-jährigen Jubiläum fand schließlich die 3. Nachfolgekonferenz (Rio + 20) vom 20. Juni bis 22. Juni 2012 statt, wieder in Rio. Die Konferenz versammelte erneut die Staats- und Regierungschefs, um die 1992 gegebenen Impulse zur Nachhaltigkeit wieder aufzugreifen und zu erneuern. Allerdings war schon im ersten Treffen des Vorbereitungskomitees sichtbar geworden, dass der Gegensatz zwischen reichen und armen Ländern sich kaum überbrücken ließ. Der Vorwurf, die reichen Länder würden die Nachhaltigkeit ihrer Standards zur Abschottung ihrer Märkte missbrauchen, stand im Raum. In der rund 50 Seiten starken Abschlusserklärung mit der Überschrift „Die Zukunft, die wir wollen” bekannte sich die Staatengemeinschaft dennoch zum Konzept einer Green Economy, um die natürlichen Ressourcen stärker zu schonen. Außerdem verständigte man sich darauf, bis 2014 universell gültige Nachhaltigkeitsziele (Sustainable Development 39 4.1 Klimakonferenzen 4 Nach www.bmu.de/ WS849, Abruf 15. Oktober 2019. 5 Presse- und Informationsamt der Bundesregierung: Zitate Merkel aus Rede zur 12. Jahreskonferenz des Rates für nachhaltige Entwicklung, 25. Juni 2012. 6 Z. Südwest Presse, 23. Juni 2012. Goals) auszuarbeiten. Auch sollte das bestehende Umweltprogramm der Vereinten Natio‐ nen (UNEP - UN Environment Programme) gestärkt und aufgewertet werden. 4 Insgesamt wurden die Ergebnisse des Gipfels eher als Enttäuschung gewertet. Bundes‐ kanzlerin A. MERKEL äußerte sich kritisch, aber auch konstruktiv zum Abschlussdokument: „Die Ergebnisse von Rio bleiben hinter dem zurück, was in Anbetracht der Ausgangslage notwendig gewesen wäre. Die Europäische Union und Deutschland hatten sich für verbindlichere Aussagen eingesetzt. Aber einmal mehr haben wir gesehen: Wir sind nicht alleine auf der Welt; es ist recht schwierig, bestimmte Dinge durchzusetzen. … Richtig ist aber auch, dass die Ergebnisse zumindest ein weiterer Schritt in die richtige Richtung sind. Ich will dazu drei Punkte nennen. Erstens: Die sogenannte Green Economy … Umweltschonendes Wirtschaften wurde von den Vereinten Nationen als wichtiges Instrument für eine nachhaltige Entwicklung gewürdigt. Damit erkennt nun die gesamte Staatengemeinschaft an, dass in einem Green-Economy-Konzept, das der jeweiligen Situation eines Landes angepasst ist, große Chancen liegen. Das heißt, Ökonomie und Ökologie werden nicht mehr als Widerspruch, sondern als Einheit wahrgenommen … Zweitens: In Rio wurde beschlossen, die bisherige Kommission für nachhaltige Entwicklung abzulösen. Künftig wird es ein hochrangiges politisches Forum für nachhaltige Entwicklung geben. Damit kann das Thema Nachhaltigkeit mehr politisches Gewicht auf der Agenda der Vereinten Nationen erhalten. Es ist uns leider nicht gelungen, das UN-Umweltprogramm UNEP in Nairobi zu einer Sonderorganisation aufzuwerten. Aber wir konnten UNEP durch die Einführung einer universellen Mitgliedschaft und eine bessere Finanzausstattung stärken. … Drittens: In Anlehnung an die bisherigen Millennium-Entwicklungsziele sollen nun auch „Sustai‐ nable Development Goals“ erarbeitet werden. Damit erhöht sich der politische Handlungsdruck im Sinne von Nachhaltigkeit. Jetzt müssen wir allerdings die Konferenzergebnisse in der Praxis konkretisieren. Denn allein die Feststellung, dass man so etwas will, reicht natürlich nicht aus. …” Und schließlich noch a. a. O. das für Europäer nicht überraschende Grundsatzbekenntnis: „Ein solcher Entwicklungspfad von Gesellschaften begründet sozusagen eine neue Kultur: die Kultur der Nachhaltigkeit. Diese Kultur der Nachhaltigkeit stellt die Lebensgewohnheiten eines jeden von uns auf den Prüfstand. Das gilt für das Berufsleben genauso wie für das Privatleben.” 5 Der Vorsitzende des Bundes für Umwelt und Naturschutz (BUND), H. WEIGER, kritisierte dagegen die wenig konkreten Zielvorschläge: „Blumige Absichtserklärungen und ein Aufguss früherer Gipfelbeschlüsse hälfen dem globalen Ressourcenschutz nicht.” 6 Abgesehen von Rio 1992 stellt sich damit die Bilanz der großen Weltkonferenzen als eher durchwachsen dar. Die Teilnahme der Regierungschefs war dem Fortschritt in der Sache wohl eher hinderlich (was im Nachhinein die angekündigte Abwesenheit der deutschen Bundeskanzlerin in Rio 2012 rechtfertigt). Schwierige Detailfragen lassen sich im kleineren Kreis der Fachleute oft besser behandeln, und Kompromisse sind auf diesem Wege häufig eher möglich. 40 4 Wahrnehmung und Beginn einer Klimapolitik 7 Smart Energy for Europe Platform (SEFEP): Aus den Ergebnissen des IPCC-Sachstandsberichtes 2013/ 2014, Bd. 1. Neben den Weltgipfeln gibt es ein weiteres, auf die Welt-Klima-Probleme gerichtetes Konferenzformat auf der Arbeitsebene: die UN-Klimakonferenz, die seit 1995 regelmäßig tagt und die Klimakonferenzen der WMO abgelöst hat. Auf diese unter dem Kürzel COP geführten Veranstaltungen wird im Kap. 5.1, Klimakonvention und Kyotoprotokoll, einzugehen sein. 4.2 Weltklimarat Neben WMO, Weltklimakonferenzen, Weltgipfeln, COP, CMP gibt es noch eine weitere internationale Einrichtung, die sich um das Weltklima und seine Stabilisierung kümmert: den IPCC (Intergovernmental Panel on Climate Change) als Gremium der Experten. Der IPCC wurde 1988 von der UN-Umweltorganisation (UNEP) und der WMO gegründet. Seine Aufgabe ist es, die Politik neutral über die wissenschaftlichen Erkenntnisse zur Klimaveränderung und zu möglichen Gegenmaßnahmen zu informieren. 195 Staaten sind Mitglieder des IPCC. Sie benennen jeweils Experten, meist Fachwissenschaftler, die ihre Berichte eigenständig erstellen und als (weitgehend) unabhängig gelten. Das Gremium hat seinen Sitz in Genf und betreibt keine eigene Forschung, sondern wertet eine große Zahl von anerkannten Studien aus und fasst die zentralen Erkenntnisse daraus zusammen. Den breiten wissenschaftlichen Konsens sichern mehrere tausend beim IPCC registrierte Gutachter, die die Berichte kommentieren und natürlich auch kritisieren können (und sollen). Publizität gewinnt der IPCC regelmäßig durch seine großen Sachstandsberichte, von den bisher nach einem ersten im Jahr 1990 vier weitere im Abstand von 5‒6 Jahren erschienen sind. Der bislang letzte ist der Fünfte Sachstandsbericht (AR5) von 2013/ 14, der als Ergebnis eines fünfjährigen Arbeitsprozesses in drei Bänden vorgelegt wurde. Die Kernergebnisse des ersten, die naturwissenschaftlichen Grundlagen des Klimawandels und künftige Entwicklungen des Klimasystems behandelnden Bandes zeigt die nachstehende Auflistung: 7 • Die atmosphärische CO 2 -Konzentration liegt heute rund 40 % über vorindustriellem Niveau. • Die Durchschnittstemperatur an der Erdoberfläche stieg zwischen 1880 und 2012 um 0,85 °C. • Auch die Ozeane haben sich deutlich erwärmt. • Die drei Jahrzehnte seit 1980 waren jeweils wärmer als jedes andere Jahrzehnt seit 1850. • Eindeutig der Mensch ist verantwortlich für den größten Teil der Erwärmung zwischen 1951 und 2010. • Mit wenigen Ausnahmen schrumpfen weltweit die Gletscher, und das Tempo beschleunigt sich. • Die Ausdehnung des arktischen Meereises sinkt seit 1979 um durchschnittlich 3,8 % pro Jahrzehnt. • Etwa 30 % des durch menschliche Aktivität freigesetzten CO 2 wurden von den Ozeanen aufgenommen, die deutlich versauern. • Die weltweiten Meeresspiegel werden bis ca. 2100 um etwa 2682 cm steigen. 41 4.2 Weltklimarat 8 IPPC, Deutsche Koordinierungsstelle: Deutsches Zentrum für Luft- und Raumfahrt e.V. • Steigt der Treibhausgas-Ausstoß weiter wie bisher, erwärmt sich die Erde bis ca. 2100 um 2,6 bis 4,8 °C. Der sechste IPCC-Sachstandsbericht als Hauptprodukt des aktuellen Berichtszyklusses (2016‒2022) wird 2021/ 22 veröffentlicht. Daneben kennt der IPCC Sonderberichte, von denen sich der jüngste vom Oktober 2018 auf das Erreichen des 1,5-Grad-Ziels fokussierte. Die Berichte sind in der Regel etwa 1.500 Seiten stark und durch eine Vielzahl von Mitwirkenden erstellt. Angesichts der Vielzahl zusammengetragener Informationen und der breiten Mitwirkung anerkannter Klimawissenschaftler gelten diese Berichte als der heilige Gral der Klimaforschung - sie geben letztlich den Mainstream vor. Angesichts des Gewichtes, das dem IPPC und seinen Berichten international zugemessen wird, stellt sich naturgemäß die Frage nach seiner Unabhängigkeit und nach seiner Finanzierung ‒ auch Wissenschaftler geraten in ihrer Abhängigkeit von Fördergeldern gelegentlich in Interessenskonflikte. Abb. 4-1 stellt zunächst die Grundstruktur der Orga‐ nisation dar. Die leitenden Funktionen werden ehrenamtlich wahrgenommen; dies gilt auch für die Autoren der Berichte des IPCC. Die Autoren wie auch die Vorstände des IPCC werden in der Regel von ihren heimatlichen Instituten für die Mitarbeit bei IPCC freigestellt, ihnen werden jedoch Reisekosten erstattet. Die Geschäftsstellen der Arbeitsgruppen und das Datenzentrum werden von den Ländern finanziert, die sie beherbergen; hauptsächlich sind dies die Industrieländer. 8 Abb. 4-1: Organisation des IPPC. Grau: Beteiligte Regierungen mit entsandten Fachleuten, grün: Wissenschaftler, blau: unterstützende Organisationen; Quelle: IPPC 42 4 Wahrnehmung und Beginn einer Klimapolitik 9 InterAcademy Council 2010: IPCC-Berichte zum Klimawandel. Überprüfung der Prozesse und Verfahren des IPCC. 10 Insbesondere zu den dem Laien schwer vermittelbaren Wahrscheinlichkeitsaussagen. Um auch die Reisen von Fachleuten aus Entwicklungsländern zu finanzieren, stehen Mittel aus einem jährlich etwa 7 Mio. € umfassenden Treuhandfonds zur Verfügung, der sich aus freiwilligen Beiträgen der Industrieländer speist und der auch die Veröffentlichung und Übersetzung von IPCC-Berichten finanziert. Bis zum Jahr 2017 beteiligten sich hier die USA mit fast 45 % des jährlichen Aufkommens; nach ihrem Austritt übernahm die EU diesen Anteil, um die Weiterarbeit des IPPC zu ermöglichen. Zur Wirklichkeit gehört allerdings auch, dass 80 % der Mitgliedstaaten keine Beiträge leisten. Die Seriosität der Beiträge und Schlussfolgerungen wird durch ein mehrstufiges Peer-Review-Verfahren sichergestellt. Da die anthropogene Klimaänderung eine große Herausforderung ist, die alle Nationen der Erde dauerhaft dazu zwingt, weitreichende Entscheidungen über den Umgang mit diesem Problem zu treffen, blieb Kritik nicht aus. Massive Interventionen versuchten, die Klimawissenschaft und den IPCC in Misskredit zu bringen. Als Reaktion hierauf beauftragten die Vereinten Nationen und der IPCC das internationale Netzwerk von Wissenschaftsakademien (den Inter Academy Council IAC), eine Kommission zur Überprüfung der Prozesse und Verfahren des IPCC einzuberufen. Insgesamt hat die Kommission den Assessment-Prozess des IPCC - die Aufarbeitung des wissenschaftlichen Sachstandes - als korrekt und erfolgreich bewertet. 9 Die Hauptempfeh‐ lungen der Kommission betrafen Verbesserungen im Management, im Review-Prozess, in der Beschreibung von Unsicherheiten 10 sowie die Kommunikation und die Transparenz im Assessment-Prozess - Details also, die nicht die Kernbefunde in Zweifel zogen. 43 4.2 Weltklimarat 1 Zuerst erschienen als « Remarques générales sur les températures du globe terrestre et des espaces planétaires in den Annales de Chimie et de Physique, vol. 27 (1824), p. 136-167, später mit leichten Änderungen nachgedruckt als Fourier, J.-B: Mémoire sur les températures du globe terrestre et des espaces planétaires, in: Mémoires de l’Academie royal des Sciences de l’Institut de France, Band 7, 1827, S. 570‒604. 2 Zitiert aus: Mémoires de l’Academie royal des Sciences de l’Institut de France, (Hg): Fourier, J.-B: Mémoire sur les températures du globe terrestre et des espaces planétaires, in: Band 7, 1827, S. 587. 5 Klimadiskussion: Treibhausgase Hintergrund für die in Kap. 4, Wahrnehmung und Beginn einer Klimapolitik, beschrie‐ benen Entwicklungen war das zunehmende Wissen um das Klima. Bereits im 19. Jahr‐ hundert untersuchten und erkannten Wissenschaftler verschiedene, auf das Klima ein‐ wirkende Faktoren. J.-B. FOURIER kam im Jahr 1824 in seinem Aufsatz „Remarques générales sur les températures du globe terrestre et des espaces planétaires“ zu dem Schluss, dass die solare Einstrahlung verantwortlich zu machen sei für die Temperatur der Erdoberfläche. 1 Und er formulierte hier den entscheidenden Satz: „c’est ainsi que la temperature est augmentée par l’interposition de l’atmosphère, parce que la chaleur trouve moins d’obstacle pour pénétrer l’air, étant à l’état de lumière, qu’elle n’en trouve pour repasser dans l’air lorsqu’elle est convertie en chaleur obscure.” 2 In freier Übersetzung: Ein Teil der eingestrahlten Energie bleibt aufgrund der Eigenschaften der Atmosphäre als Wärme gespeichert. Warum das so ist, wurde erst später verstanden, aber dass es so ist, war FOURRIER, der sich für seine Messungen auch des vom Schweizer Physiker H.-B. DE SAUSSURE schon 1774 gebauten „Héliothermomètre” bediente, bewusst. DE SAUSSURE hatte bereits herausgefunden, dass sich Luft unter Glasabdeckung stark aufheizte, wenn er seine „Boite chaude” (Abb. 5-1) dem Sonnenlicht aussetzte. Abb. 5-1: „Héliothermomètre” des H.-B. de Saussure von 1774, Prinzipskizze; Quelle: G. Hoffmann, IMAU ‒ University Utrecht Danach muss man also unterscheiden: der physikalische Treibhauseffekt geht auf DE SAUSSURE und das 18. Jh. zurück, während die Auffindung des atmosphärischen Treib‐ hauseffektes wohl FOURRIER und damit dem frühen 19. Jh. zuzuordnen ist. 3 Lord Kelvin 1860 hat angeblich in einem Brief an J. Clarke formuliert, dass die Verbrennung von Kohle die globale Temperatur steigern würde. Der Wahrheitsgehalt ist offen, jedoch bezieht sich auch H. Flohn in seinen Erinnerungen auf den seit Kelvin bekannten Glashauseffekt der Atmosphäre. 4 St. Graham, NASA observatory, October 8, 1999. 5 Arrhenius, S.: On the influence of carbonic acid in the air upon the temperature of the ground, in: The London, Edinburgh and Dublin Philosophical Magazine and Journal of Science 5, London 1896, S. 237-276. 6 Mason, J.: Zwei Jahrhunderte Klimageschichte, Teil 1, Blog Klimaschutz-Netz (KSN), o. Ort Mai 2012. Der Ire J. TYNDALL machte in den Jahren 18591-863 den nächsten Schritt 3 , indem er die Absorptionseigenschaften der atmosphärischen Gase näher beschrieb bzw. experi‐ mentell ermittelte. Er benutzte hierfür ein selbstgebautes Spektralphotometer und fand große Unterschiede bei den untersuchten Gasen: Sauerstoff, Stickstoff und Wasserstoff waren praktisch transparent, während Wasserdampf, „carbonic acid” (= Kohlensäure, CO 2 ) und Ozon stark absorbierten, vor allem im infraroten Bereich (Wärmestrahlung). 4 Den Wasserdampfgehalt der Atmosphäre sah er für das Temperaturgleichgewicht als maßgeblich an, noch vor CO 2 . Später weitete er seine Ergebnisse auch zu Spekulationen über Klimaänderungen aus. Drei Jahrzehnte später griff der schwedische Chemiker und spätere Nobelpreisträger S. AR-RHENIUS die Frage nach der Klimawirksamkeit des Gases CO 2 auf. Er war wohl der erste Wissenschaftler, der quantitative Antworten auf die Frage diskutierte, wie sich eine Veränderung des CO 2 -Gehaltes infolge der Verbrennung fossiler Energie auf das Klima auswirken könnte. Zunächst am noch ungelösten Problem des Entstehens und Vergehens von Eiszeiten interessiert, kam er bei einer angenommenen Halbierung des atmosphärischen Kohlendioxids auf eine Temperaturerniedrigung von 4-5 °C in Europa. Mit der Annahme einer Verdopplung des CO 2 -Gehaltes, vielen weiteren Annahmen und Abschätzungen kam er in seiner Veröffentlichung „On the influence of carbonic acid in the air upon the temperature of the ground“ von 1896 schließlich dann zum Ergebnis einer Temperaturerhöhung von 4-6 °C. 5 Im kalten Skandinavien hatte man allerdings wenig Angst vor höheren Temperaturen und war optimistisch: „Der Menschheit wird es zweifellos gelingen, dieses Problem zu lösen.” (ARRHENIUS). Die Ergebnisse stießen im frühen 20. Jahrhundert auf viele Einwände; einer der Skeptiker war der Physiker K. ÅNGSTRÖM, der nach Labormessungen mit veränderlichen CO 2 -Kon‐ zentrationen nur sehr kleine Veränderungen fand und zu dem Schluss kam, dass die Absorptionsbänder des Kohlendioxids, in denen Wärmestrahlung absorbiert wird, schnell gesättigt waren ‒ also sozusagen verstopften, wodurch die Absorption ihr Ende fand. ARRHENIUS und andere kritisierten zwar die Messungen ÅNGSTRÖMS, jedoch blieb es dann in der Wissenschaft common sense, dass er, ARRHENIUS, falsch gelegen hatte. So geriet die CO 2 -Hypothese für die nächsten Jahrzehnte praktisch in Vergessenheit. 6 Zur Gesamtschau gibt Abb. 5-2 eine Zeitleiste der bis ca. 1930 angewachsenen Kenntnisse. Anfang der 1930er Jahre gewannen der Treibhauseffekt und seine möglichen Folgen wieder neue Aufmerksamkeit. Im Jahre 1931 widerlegte der US-Physiker E. O. HULBURT die Findungen ÅNGSTRÖMS und betonte die Klimarelevanz des atmosphärischen Kohlen‐ dioxids. 46 5 Klimadiskussion: Treibhausgase Abb. 5-2: Zeitleiste zur Auffindung des atmosphärischen Treibhauseffektes, bis ca. 1930; Quelle: Grafik jg in J. Mason, Zwei Jahrhunderte Klimageschichte, Teil 1 Sieben Jahre später war es der Engländer G. CALLENDER, der die Problematik wieder aufgriff. Er war eigentlich Ingenieur, hatte aber ein Faible für Meteorologie und war in Thermodynamik geschult. Sein Ausgangspunkt waren Temperaturaufzeichnungen der letzten 50 Jahre von 200 meteorologischen Stationen, aus denen er eine statistisch signifi‐ kante Temperaturerhöhung ermitteln konnte, s. Abb. 5-3. Abb. 5-3: Die von Callendar ermittelten Temperaturkurven, seinerzeit die besten verfügbaren Daten; sie zeigen einen weltweiten Anstieg von den 1880er Jahren bis zur Mitte der 1930er; Quelle: Quarterly J. Royal Meteorological Society 64, S. 223 (1938). 47 5 Klimadiskussion: Treibhausgase 7 Callendar, G. S.: The artificial production of carbon dioxide and its influence on temperature, in: Quarterly Journal of the Royal Meteorological Society, Volume 64, Issue 275, 1938. 8 Flohn, H.: Erfahrungen und Erinnerungen (1931-1991), in: Bonner meteorologische Abhandlungen, Heft 40. Bonn 1992, S. 63ff. 9 Flohn, H.: Die Tätigkeit des Menschen als Klimafaktor, in: Z. f. Erdkunde 9, 1941, S. 13‒22. 10 Flohn, H.: Erfahrungen und Erinnerungen, S. 63/ 64. 11 Revelle war seinerzeit Leiter von Scribbs. Für den Anstieg der CO 2 -Konzentration fand er eine Rate von 10 % im untersuchten Zeitraum. Zum ersten Male gab es damit einen durch Messwerte belegten statistischern Zusammenhang. Hierauf gestützt, ergaben seine Berechnungen für die Verdopplung der aktuellen CO 2- Konzentration einem Temperaturanstieg von 2 °C. Seine Veröffentlichung von 1938 7 beeindruckte den deutschen Meteorologen H. FLOHN, der fortan die Klimaprob‐ lematik in aller Welt ansprach. 8 FLOHN selbst ging in seiner Habilitationsvorlesung in Würzburg 1941 auf das Thema ein und erörterte die Möglichkeit einer Großklimaänderung durch das CO 2 . 9 Er versuchte nach dem Krieg das Thema auf nationalen und internationalen Tagungen unterzubringen, ohne auf großes Interesse zu stoßen, wie er selbst in seinen Erinnerungen sagt. „Aktuell wurde das CO 2 -Klima-Problem erst wieder 1956, als G. N. PLASS, ein amerikanischer Autor, ein Modell über die Erwärmung durch CO 2 veröffentlicht hatte“ (FLOHN). 10 Inzwischen standen Computer zur Verfügung, wenn auch mit begrenzter Rechenleis‐ tung. G. PLASS machte sich das für sein Modell zunutze und konnte so zeigen, dass eine höhere Kohlendioxid-Konzentration die Erde aufheizen würde. Konkret errechnete er eine Erwärmung zwischen 3 und 4 °C bei einer Verdopplung der CO 2 -Konzentration. Bei den noch geringen Emissionsraten Mitte der 1950er Jahre hätte dies einen Tempera‐ turanstieg von ungefähr 1,1 °C pro Jahrhundert zur Folge gehabt. Immer noch fanden sich Skeptiker, von denen die einen bemängelten, dass Wasserdampf und Bewölkung in PLASS’ Modell keine Rolle spielten, während andere die CO 2 -Aufnahmefähigkeit der Ozeane als natürliches Korrektiv sahen. Das zweite Argument war verbreitet, bis der Amerikaner R. REVELLE 1953 fand, dass die Meerwasser wegen eines leicht basischen Zustandes in ihrer Aufnahmefähigkeit eng begrenzt sind. REVELLE wertete 14 C-Messungen an Eiskernen aus und errechnete hieraus den Anteil des atmosphärischen CO 2 , der sich tatsächlich im Meer löste. Er kam auf nur 20 %. Seine Schlussfolgerung war daraufhin, dass ein Anstieg des atmosphärischen CO 2 von etwa 40 % in den folgenden Jahrhunderten möglich wäre. Die zwei schwedischen Meteorologen B. BOLIN und E. ERIKSON fanden parallel hierzu heraus, dass die Zeiträume eine große Rolle spielen und die Vermischung in die Tiefe sich über hunderte bis tausende von Jahren vollzieht. Wie es sich um die CO 2 -Konzentration verhielt, konnten nur Messungen über größere Zeiträume zeigen. Messungen an Stationen in Skandinavien misslangen - sie waren vom Rauschen überlagert. In Kalifornien war es CH. D. KEELING jedoch gelungen, eine rauschfreie Messtechnik zu entwickeln. REVELLE und SUESS holten ihn zu ihrer Scripps Institution of Oceanography und verschafften ihm einen Etat 11 . Eine geeignete Messstelle wurde am Mona Loa auf 48 5 Klimadiskussion: Treibhausgase Hawaii gefunden, und KEELING begann seine Messungen, die zunächst auf die Ermittlung einer Referenzkonzentration abzielten. 1958 war KEELING damit fertig, und zwei Jahre später konnte er mitteilen, dass in der Tat die Konzentration anstieg, und auch noch mit Steigerungsraten, die mit den von REVELLE errechneten Werten übereinstimmte. Die Messungen am Mona Loa werden bis in die Gegenwart fortgesetzt. Der sich ergebende Kurvenverlauf ist heute unter dem Begriff Keeling-Kurve bekannt und in der Grafik der Abb. 5-4 wiedergegeben. Die Keeling-Kurve stellt unter Beweis, dass und wie die CO 2 -Konzentration ansteigt. Dies ist ihre einzige, jedoch überaus bedeutsame Aussage. Über die Erdtemperatur, das Meeresspiegelniveau und andere zivilisatorisch relevante Parameter und insbesondere deren weitere Entwicklung sind aus der Keeling-Kurve allein keine Aussagen möglich - hierzu bedarf es weiterer Nachweise, wie sie heute in den sogenannten Klimamodellen geliefert werden. Abb. 5-4: links die KEELING-Kurve, fortgeführt bis in die Gegenwart; Quelle: Scripps CO 2 -Programm; rechts Charles Keeling bei der Verleihung der National Medal of Science durch Präsident George W. Bush; Quelle: National Science Foundation Über die bis zu KEELING erreichten Fortschritte in der Atmosphärenforschung gibt die Zeitleiste der Abb. 5-5 in der Zusammenfassung Auskunft. 49 5 Klimadiskussion: Treibhausgase 12 Beweisführung übernommen aus https: / / de.wikipedia.org/ wiki/ Kohlenstoffdioxid_in_der_Erdatmosphär e, Abruf 20. November 2019. Abb. 5-5: Zeitleiste zur Atmosphärenforschung 1930-1960; Quelle: Grafik jg in J. Mason, Zwei Jahrhunderte Klimageschichte, Teil 2 Die Jahre nach 1970 waren in der Klimaforschung vor allem fünf Gebieten gewidmet: • Dem Nachweis der anthropogenen Herkunft des CO 2 -Anstiegs, • der Gewinnung einer verlässlichen Datengrundlage in den zivilisationsrelevanten Kli‐ maparametern wie Temperatur und Meeresspiegel, Eisbedeckung, Sättigung der Meere, • der Rückschau in die tiefe Vergangenheit der Klimageschichte der Erde, • ein tieferes Verständnis der klimarelevanten Bestandteile der Atmosphäre, nicht nur von CO 2, • der Simulation der Zukunft mit immer komplexeren Klimamodellen. Da die von KEELING gemessenen Steigerungsraten ziemlich genau den durch Verbrennung fossiler Brennstoffe erwarteten Werten entsprach, wurde schnell unterstellt, dass der Anstieg auf die Tätigkeit und Wirtschaftsweise des Menschen zurückgeführt werden kann, also anthropogen ist. Dass dies nicht nur ein statistischer Zusammenhang ist, wurde auf folgende Weise nachweisbar: • Berechnung der freigesetzten Mengen aus nationalen Statistiken, • Ermittlung des aus Verbrennung stammenden CO 2 -Anteils aus dem Isotopenver‐ hältnis und • Hinzunahme der O 2 -Konzentration als Indikator für Verbrennung / Vulkaneruptionen 12 Abb. 5-6 zeigt in der Tat, dass sich die anthropogenen CO 2 -Emissionen aus Verbrennung und die atmosphärische CO 2 -Konzentration im Gleichlauf bewegen. Systematische Temperaturmessungen im heutigen Sinn wurden erst seit den 80er Jahren des 19. Jahrhunderts durchgeführt (Deutschland 1881). Echte Messungen waren erst seit 50 5 Klimadiskussion: Treibhausgase G. GALILEI zuverlässig möglich, der mit seinem Thermoskop ein erstes Thermometer baute; G. F. SAGREDO fügte eine Skala hinzu und soll am 12. Juli 1613 mit systematischen Messungen begonnen haben - sie gelten als die erste Aufzeichnung von Wettertempera‐ turdaten. Für die Jahrhunderte davor gibt es einzelne Klimaberichte oder -erwähnungen in historischen Dokumenten. Abb. 5-6: Jährliche globale Kohlenstoffemissionen aus fossilen Brennstoffen und Zementherstellung gegen Werte in der Atmosphäre; Quelle: u. a. Keeling und Whorf 1999; WI 2000b Abb. 5-7: Die reale „Fieberkurve“ der Erde, nördliche Halbkugel, gewichteter Durchschnitt Land-Luft-Meer; die gestrichelte Kurve verbindet (korrigierte) Messungen, die dick ausgezogene ist ein gleitendes 9-Jahresmittel, das die Tendenzen deutlicher macht, genormt auf den Mittelwert 1961-1990; Quelle: Jones u. a. 2000, 2001 Anmerkung: Die absolute Temperatur erhält man durch Addition von 14,0 °C 51 5 Klimadiskussion: Treibhausgase 13 Rasool, S. I., Schneider, S. H., Inst. for Space Studies, Goddard Space Flight Center, NASA: Atmosphe‐ ric Carbon Dioxide and Aerosols, Effects of Large Increases on Global Climate, Science 9. Juli 1971. 14 N. Loeb, Atmospheric scientist at NASA's Langley Research Center in Hampton, Virginia, 2014. Abb. 5-8: Temperaturen der letzten 1000 Jahre, nördliche Halbkugel, nach verschiedenen Autoren und Recherchetechniken (Baumjahresringe, Bohrkerne etc.); man vergleiche die Daten der Abb. 4-3; Quelle: Mann u. a. 1999, Jones u. a. 1998, 2000, 2001, Briffa u.a.1998, Huang u. a. 2000, Pollack u. Huang 2001 Für weiter zurückliegende Zeiten halfen die Analyse von Baumringen oder Fluss-Sedimen‐ ten, und vor allem die die Analyse von Bohrkernen im Eis der Antarktis. Über was man gesichert verfügt, zeigen Abb. 5-7 und Abb. 5-8. Die Veränderung des Meeresspiegels lässt sich seit ca. 1995 recht einfach über Satelli‐ tenmessungen beobachten; mit der Ergänzung aus Tidenmessungen in früheren Jahren ergibt sich auch hier ein zunächst nur statistisch gesicherter Anstieg, s. Abb. 5-9. Er wird durch die zunehmende Schmelze des polaren Eises erklärt. 1971 wurde durch die Untersuchungen von S. I. RASOOL und S. H. SCHNEIDER 13 klar, dass es auch Gegenspieler für das CO 2 gibt: Aerosole in der Atmosphäre sorgen für Abkühlung und kupieren damit den Temperaturanstieg, was der renommierte R. BRYSON 1974 unterstützte. Sogar eine neue Eiszeit durch Aerosole schien vorstellbar. Ihre Ergebnisse spielten auch eine Rolle, als es 2013 darum ging, die durch Messergeb‐ nisse belegte Pause im Temperaturanstieg zwischen 1998 and 2012 („Hiatus”) zu erklären. Das Intermezzo, das zu vielen Spekulationen Anlass gab, wurde schließlich offiziell mit der Kurzformel zu Ende gebracht: ▸ „Heating is still going on. It’s just not in terms of the surface air temperature.” 14 52 5 Klimadiskussion: Treibhausgase 15 Stocker, T., Physikalisches Institut Universität Bern: Kurs Klimamodelle, WS 2002/ 2003. Abb. 5-9: Veränderung des Meeresspiegels. Daten der Tidemesser sind in rot und Satellitenmessungen in blau dargestellt. Die graue Fläche zeigt die Projektionen des dritten Sachstandberichts des IPCC; Quelle: Copenhagen Diagnosis 2009 Klimamodelle entstanden aus Modellen für die Wettervorhersage, die ab etwa 1940 bekannt wurden. Die Modellierung der Atmosphäre hat damit eine lange Tradition; sie lässt sich in ihrer Aussagefähigkeit so beschreiben: „Ein Klimamodell ist, wie jedes mathematische Modell von Naturvorgängen, eine Vereinfachung. Der Grad der Vereinfachung bestimmt die Komplexität des Modells und ist maßgebend, ob dieses Modell für die vorliegende Fra‐ gestellung überhaupt verwendet werden kann. Die Komplexität eines gewählten Modells legt somit die Grenzen des Einsatzes fest. Diese Grenzen zu bestimmen, erfordert gewisse Erfahrung, da es keine objektiven Regeln oder Gesetze gibt.” 15 Die Klimamodelle wuchsen mit den Möglichkeiten der Rechentechnik. In den 1940er und 1950er Jahren stand hierfür der erste elektronische Computer (ENIAC, Electronic Numerical Integrator and Computer) im Auftrag der US Army in Princeton zur Verfügung. Ab 1980 waren die ersten PC der IBM im Einsatz, deren gewachsene Rechenleistung heute für einfache Modelle durchaus ausreicht. Die Modelle selbst wurden immer komplexer und durchliefen verschiedene Stadien der Integration, s. Abb. 5-10. Seit 1990 sind die Klimamodelle vollständiger geworden. Der Kohlenstoff- und andere Stoffkreisläufe, die Dynamik der Vegetationstypen sowie die Chemie der Atmosphäre gehören zu den Prozessen, die jüngst in die bestehenden und zunächst physikalischen Zirkulationsmodelle integriert werden konnten. Was die sog. Erd-Modelle leisten müssen, illustriert Abb. 5-11. Und was solche Klima‐ modelle dann schließlich ergeben, zeigt Abb. 5-12 an einem Beispiel aus dem Jahr 2013, in dem beobachtete und simulierte Klimainformationen miteinander verglichen werden. 53 5 Klimadiskussion: Treibhausgase Abb. 5-10: Chronologie der Klimamodellentwicklung. Die Berücksichtigung verschiedener neuer Komponenten (Kohlenstoffkreislauf, Vegetation, und Atomsphärenchemie) führt zu einer drastischen Erhöhung der Komplexität und der benötigten Computerressourcen; Quelle: globalchange.govrepor tappendices Abb. 5-11: Komplexes Erdsystemmodell MPI-ESM mit Uvic-Modell als Emulator; Quelle DFG-MPI f. Meteorologie-GEOMAR 54 5 Klimadiskussion: Treibhausgase Abb. 5-12: Vergleich des beobachteten und simulierten Klimawandels basierend auf drei großräumi‐ gen Indikatoren in der Atmosphäre, der Kryosphäre und dem Ozean: Änderungen der kontinentalen Landoberflächentemperaturen (gelb unterlegte Boxen), der Ausdeh‐ nung des arktischen und antarktischen Meereises jeweils im September (weiße Boxen mit schwarzem Rahmen) sowie des Wärmegehalts der oberen Ozeanschicht in den großen Ozeanbecken (weiße Boxen mit blauem Rahmen). Die mittleren globalen Änderungen sind ebenfalls dargestellt (die drei Diagramme in der unteren Reihe). Alle Zeitreihen sind Zehn-Jahres-Mittel, welche in der Mitte des Jahrzehnts markiert sind. Die schwarze Linie zeigt jeweils real beobachtete Temperaturen, die rot schraffierten Flächen die Ergebnisse jener Klimamodelle, die natürliche und menschliche Faktoren berücksichtigen ‒ die Übereinstimmung ist augenfällig. Quelle: IPCC 2013, WG1, Figure SPM.6 Den Überblick über die Entwicklung seit den 1970er Jahren vermittelt Abb. 5-13. Fasst man das Ergebnis knapp zusammen, so ist festzustellen, dass wir in der Gegenwart in einem deutlich wärmeren Erdklima leben als in den letzten 1000 Jahren und die Erdoberflächen‐ 55 5 Klimadiskussion: Treibhausgase temperatur weiter zunimmt. Und da der sog. Atmosphärische Treibhauseffekt, verursacht u. a. durch CO 2 , als real unterstellt werden kann, werden wir mit weiter zunehmender CO 2 -Produktion ▸ den Treibhauseffekt verstärken, ▸ und zur weiteren Erwärmung des Erdklimas und den daraus folgenden Veränderun‐ gen beitragen. Abb. 5-13: Zeitleiste zur Atmosphärenforschung 1960-2010; Quelle: Grafik jg in J. Mason, Zwei Jahrhunderte Klimageschichte, Teil 3 Die Frage ist allerdings immer noch, wie groß die Erwärmung tatsächlich ausfallen wird und ob es hierfür eine kritische Grenze gibt, bei deren Überschreiten sich kein neues Gleichgewicht ergeben, das System also „kippen“ würde. Die Frage ist auch, welche Folgen und Folgekosten das haben wird. Es schließen sich weitere Fragen an: Können wir etwas tun, um den Temperaturanstieg zu begrenzen? Und was wäre das, wie schnell kann das gehen, und was würde das kosten? 5.1 Klimakonvention und Kyoto-Protokoll Für den Klimaschutz war die auch als erster Weltgipfel bekannte UN-Konferenz von Rio 1992 ein Meilenstein, s. Kap. 4, Wahrnehmung und Beginn einer Klimapolitik. Dort wurde die sogenannte Klimarahmenkonvention verabschiedet, deren Ziel es ist, eine gefährliche anthropogene ‒ also eine vom Menschen verursachte ‒ Störung des Klimasystems zu verhindern. Im Originaltext der UNFCC (United Nations Framework Convention on Climate Change) heißt es: „Das Endziel dieses Übereinkommens und aller damit zusam‐ menhängenden Rechtsinstrumente, welche die Konferenz der Vertragsparteien beschließt, 56 5 Klimadiskussion: Treibhausgase 16 Zitiert aus Originaldokument, Rahmenübereinkommen der Vereinten Nationen über Klimaänderun‐ gen, Art. 2, Ziel. ist es, in Übereinstimmung mit den einschlägigen Bestimmungen des Übereinkommens die Stabilisierung der Treibhausgaskonzentrationen in der Atmosphäre auf einem Niveau zu erreichen, auf dem eine gefährliche anthropogene Störung des Klimasystems verhindert wird. Ein solches Niveau sollte innerhalb eines Zeitraums erreicht werden, der ausreicht, damit sich die Ökosysteme auf natürliche Weise den Klimaänderungen anpassen können, die Nahrungsmittelerzeugung nicht bedroht wird und die wirtschaftliche Entwicklung auf nachhaltige Weise fortgeführt werden kann.” 16 Die Klimakonvention wurde parallel zum Weltgipfel vorbereitet und von 159 Regierun‐ gen in Rio unterzeichnet. Nur wenige Staaten blieben außen vor: die USA, die ihre nationale Wirtschaft schützen wollten, und einige der OPEC-Staaten. Da noch die jeweils nationale Ratifizierung einzuholen war, konnte sie nicht umgehend rechtsverbindlich werden. Dies geschah erst 2 Jahre später, am 21. März 1994, nachdem 50 Staaten die Konvention offiziell verabschiedet hatten. Die Klimarahmenkonvention war nicht das einzige Ergebnis von Rio 1992: Daneben wurde auch eine Walddeklaration als Grundsatzerklärung verabschiedet, die Leitsätze für die Bewirtschaftung, Erhaltung und nachhaltige Entwicklung der Wälder der Erde aufstellte. Gemäß dieser eher unverbindlichen Absichtserklärung sollten Wälder nach ökologischen Maßstäben genutzt, erhalten und geschützt werden. Zur Überwachung der Umsetzung der UN-Klimaschutz-Konvention fanden (und finden) seit 1994 jährliche Konferenzen der Vertragsstaaten der Konvention statt (Conference of the Parties - COP), oft auch und auch etwas irreführend als Weltklimakonferenzen bezeichnet: • 1995: Berlin (COP 1) • 1996: Genf (COP 2) • 1997: Kyoto (COP 3) • 1998: Buenos Aires (COP 4) • 1999: Bonn (COP 5) • 2000/ 2001: Den Haag (COP 6) und Bonn (COP 6-2) • 2001: Marrakesch (COP 7) • 2002: Neu-Delhi (COP 8) • 2003: Mailand (COP 9) • 2004: Buenos Aires (COP 10) • 2005: Montreal (COP 11/ CMP 1) • 2006: Nairobi (COP 12/ CMP 2) • 2007: Bali (COP 13/ CMP 3) • 2008: Posen (COP 14/ CMP 4) • 2009: Kopenhagen (COP 15/ CMP 5) • 2010: Cancún (COP 16/ CMP 6) • 2011: Durban (COP 17/ CMP 7) • 2012: Doha (COP 18/ CMP 8) • 2013: Warschau (COP 19/ CMP 9) • 2014: Lima (COP 20/ CMP 10) 57 5.1 Klimakonvention und Kyoto-Protokoll • 2015: Paris (COP 21/ CMP 11) • 2016: Marrakesch (COP 22/ CMP 12/ CMA 1-1) • 2017: Bonn (COP 23/ CMP 13/ CMA 1-2) • 2018: Katowice (COP 24/ CMP 14/ CMA 1-3) • 2019: Madrid (COP 25/ CMP 15/ CMA 2) • 2020: Glasgow (COP 26/ CMP 16/ CAM 3), vertagt Sie wurden und werden von weiteren Begleitkonferenzen bzw. Verhandlungsgesprächen der Vertragsstaaten begleitet. Wichtiges Ziel der COP war und ist die quantitative Umset‐ zung der Konvention von Rio. Hier ragt COP 3 heraus, veranstaltet vom 1.-10. Dezember 1997 in Kyoto, Japan. Das sog. Kyoto-Protokoll, 1997 in der Konferenz angenommen, trat 2005 in Kraft. ▸ Es verpflichtete die beteiligten Staaten, den Ausstoß klimaschädlicher Gase nach quantitativen Vorgaben zu senken. Abb. 5-14 Kyoto-Ziele auf dem Prüfstand: Emissionen 2007, Veränderung in % seit 1990, Kyoto-Ziel in %, in Auswahl; Quelle: UNFCCC u. a. Das Kyoto-Protokoll sah sogenannte Verpflichtungsperioden vor, als erste die von 2008 bis 2012. Für diesen Zeitraum verpflichteten sich die Unterzeichner, ihre Treibhausgasemis‐ sionen um insgesamt 5,2 % gegenüber dem Stand von 1990 zu senken. Die Europäische Union, die sich als Vorreiter empfand, ging darüber mit 8 % hinaus. Dieses Gesamtziel wurde im EU-internen Lastenteilungsverfahren unter den damalig 15 EU-Mitgliedsstaaten aufgeteilt. Deutschland hat sich in diesem Rahmen verpflichtet, insgesamt 21 % weniger 58 5 Klimadiskussion: Treibhausgase 17 Die unter dem Kyoto-Protokoll reglementierten Treibhausgase sind: Kohlendioxid (CO 2 ), Methan (CH 4 ), Distickstoffoxid (N 2 O), Halogenierte Fluorkohlenwasserstoffe (H-FKW), Fluorkohlenwasser‐ stoffe (FKW) und Schwefelhexafluorid (SF 6 ). 18 Dieser und folgende Absätze nach BMU, Kyoto-Protokoll. klimaschädliche Gase zu produzieren. 17 Abb. 5-14 zeigt die quantitativ vereinbarten Min‐ derungsziele für die EU 15 (und den im Jahr 2004 erreichten Stand). Das Kyoto-Protokoll und seine Umsetzungsregeln von Marrakesch (COP 7) sind am 16. Februar 2005 in Kraft getreten. Dazu mussten 55 Staaten das Protokoll ratifiziert haben, die 1990 für mindestens 55 % der Emissionen der Industriestaaten verantwortlich waren. Inzwischen haben 191 Staaten und die EU als regionale Wirtschaftsorganisation das Protokoll ratifiziert. Die USA haben das Protokoll als einziges Industrieland nicht ratifiziert. 18 Das Kyoto-Protokoll enthält neben der Minderung zuhause die Möglichkeit, die Ver‐ pflichtung auch im Ausland über sogenannte „Flexible Mechanismen“ zu erfüllen. Dahinter verbergen sich Emissionshandel zwischen den beteiligten Staaten, Clean Development Mechanism (CDM) und Joint Implementation ( JI). Das folgt dem wirtschaftsnahen Ansatz, dass die Emissionsminderung dort stattfinden soll, wo sie am kostengünstigsten ist. Denn es ist entscheidend, dass die Emissionen überhaupt gemindert werden, und nicht, wo dies geschieht. Die beiden projektbasierten Mechanismen (CDM, JI) sind dabei so konstruiert, dass Emissionsminderungsmaßnahmen im Ausland zu Emissionsgutschriften führen, die in einem bestimmten Umfang auf die eigene Zielerfüllung oder im Europäischen Emissionshandelssystem angerechnet werden. Wichtig war es, die Fortführung in die Zukunft zu erreichen, über 2012 hinaus. Dies gelang nach schwierigen Verhandlungen mit COP 18 in Doha/ Katar, wo eine zweite Verpflichtungsperiode (2013-2020) verabschiedet wurde. Die teilnehmenden Länder ver‐ pflichteten sich jetzt, ihre Emissionen bis 2020 um 18 % gegenüber 1990 zu senken, die EU wiederum zu mehr, nämlich um 20 %. Zentrale Änderungen im Vergleich zur ersten Verpflichtungsperiode sind darüber hinaus in Auswahl: • Japan, Kanada, Neuseeland und Russland waren in der zweiten Verpflichtungsperi‐ ode nicht dabei. Die USA nahmen auch diesmal nicht teil. • Die zweite Verpflichtungsperiode umfasste nun acht Jahre (2013-2020), im Vergleich zur fünfjährigen ersten Verpflichtungsperiode. • Überschüssige Emissionsrechte aus der ersten Verpflichtungsperiode konnten voll‐ ständig übertragen und im Emissionshandelssystem gehandelt werden. • Überschusszertifikate in der zweiten Verpflichtungsperiode erhielten eine neue Begrenzung. Nach Kyoto bildete sich eine neue Konferenzrunde aus: das CMP-Format (Meeting of the Parties to the 1997 Kyoto Protocol). Hier sind alle Unterzeichner des Kyoto-Protokolls versammelt, also ein „Kreis der Willigen“. Die Mitglieder tagen jährlich, gemeinsam mit dem COP-Kongress. Nichtmitglieder sind als Beobachter zugelassen. Die CMP überwacht die Implementierung das Kyoto-Protokolls. Ihr erstes Meeting hielt die CMP im Jahr 2005 in Montreal ab, in Verbindung mit der elften Sitzung der Unterzeichner der Klimakonvention (COP 11). 59 5.1 Klimakonvention und Kyoto-Protokoll 19 www.BMWi.de, Art. Abkommen von Paris, Abruf 1. Oktober 2019. 20 Dieser und folgender Abschnitt nach Angaben des BMU. 21 „Eine sehr weiche Formulierung, hier ist kein großer Fortschritt gelungen", so R. Schwarze vom Helmholtz-Zentrum für Umweltforschung UFZ. Die Fortsetzung der Konferenzrunden war, dem jährlichen Turnus folgend, für das Jahr 2020 in Glasgow geplant (COP 26/ CMP 16/ CAM 3). Der Termin wurde, wie so vieles, unter den von der Covid 19-Pandemie erzwungenen Bedingungen auf das Jahr 2021 verschoben. 5.2 Pariser Abkommen 2015 (COP 21) Am 12. Dezember 2015 wurde in der internationalen Klimakonferenz COP 21 in Paris vor dem Hintergrund immer neuer Warnungen dann ein neuer Meilenstein gesetzt: das soge‐ nannte Pariser Abkommen wurde beschlossen. Anlass und Grundlage der Diskussionen und der Ergebnisfindung war der aktuelle Weltklimabericht, den der IPCC veröffentlicht hatte. Seine wesentliche Botschaft war: Der Klimawandel ist Realität, die Erderwärmung muss auf 2 °C begrenzt werden. Ziel des weltweit zwischen 196 sogenannten Parteien (195 Staaten und die EU) abge‐ schlossenen Abkommens war und ist, die Weltwirtschaft auf dieses klimanotwendige Vor‐ gehen hin zu verändern. Das war insofern ein historischer Schritt, als nach der bisherigen Regelung des Kyoto-Protokolls nur dessen Unterzeichner Verpflichtungen eingegangen waren. Das Pariser Abkommen ist am 4. November 2016 in Kraft getreten, nachdem es von 55 Staaten, die mindestens 55 % der globalen Treibhausgase emittieren, ratifiziert wurde. Nach Stand September 2018 haben inzwischen 180 Staaten das Abkommen ratifiziert, darunter auch die Europäische Union und Deutschland (Ratifikation 5. Oktober 2016) 19 . Abb. 5-15 zeigt den nicht einfachen Ablauf der Verfahren. In Paris wurde klar, dass die Weltgemeinschaft die Bedrohung durch den emissions‐ bedingten Klimawandel inzwischen sehr ernst nimmt - dokumentiert allein durch die Teilnahme von mehr als 150 Staats- und Regierungschefs bei der Eröffnung. Das Pariser Abkommen war ein deutliches Signal für eine Neuausrichtung aller Volkswirtschaften, die von den natürlichen Grenzen der Erde ausgeht. 20 Anders als noch im Kyoto-Protokoll wurden diesmal alle Staaten der Erde zu nationalen Klimaschutzzielen verpflichtet, auch die großen Emittenten USA und China sowie die Entwicklungsländer. Das Abkommen legte besonderen Wert auf die bisher schwierige Einbeziehung der ärmeren Länder. Sie sollen durch finanzielle Hilfen und durch Wissens- und Technologietransfer bei ihren Maßnahmen zum Klimaschutz unterstützt werden. Die früher gängige Zweiteilung in Industrieländer einerseits und Schwellen- und Entwicklungsländer andererseits wurde damit in Paris überwunden. Das Abkommen betonte die gemeinsame Verantwortung aller Länder. Kritisiert wurde nach Bekanntwerden des Textes, dass manches wenig konkret formu‐ liert wurde. Dass der Höhepunkt der CO 2 -Emissionen soll „so schnell wie möglich“ erreicht werden sollte, wie es der Text besagte, war manchen nicht genug; auch dass ärmere Länder länger brauchen dürfen, war Punkt der Kritik. 21 60 5 Klimadiskussion: Treibhausgase Abb. 5-15: Ratifizierung und Inkrafttreten des Pariser Abkommens; Quelle: BMU 2016 61 5.2 Pariser Abkommen 2015 (COP 21) 22 Bundesministerium für Wirtschaft und Energie, Klimaschutz, Abkommen von Paris. Neu war, dass technische Ausgleichsmaßnahmen zugelassen wurden. Grundvorstellung war, in der zweiten Hälfte des Jahrhunderts zur CO 2 -Neutrallität zu finden, wobei mehrere Möglichkeiten offenstanden und auch benannt wurden. Ein Gleichgewicht zwischen dem Ausstoß von Treibhausgasen und deren Entzug aus der Atmosphäre wäre auch ein Weg, beispielsweise durch gezielte Nutzung der Meere, durch Aufforstung der Wälder, oder durch technische Verfahren wie der CO 2 -Filterung aus der Atmosphäre oder dessen dauerhafte Speicherung. Die Formulierung ließ Spielräume, weiterhin mit Kohle, Öl und Gas Emissionen zu produzieren ‒ man müsste sie nur neutralisieren. Der Treibhausgasausstoß stehe auch im Kontext der Armutsbekämpfung, hieß es im Vertrag. Die Anmerkung war insbesondere Indien wichtig, das nach wie vor den Kohle‐ strom favorisiert. Schärfere Formulierungen, wie Dekarbonisierung oder Nullemissionen oder auch nur Emissionsneutralität wurden neben Indien auch von den Erdölstaaten und einigen wenigen anderen verhindert. Das Abkommen von Paris ist dennoch ein seriöses und anspruchsvolles Programm. Es kann für sich universelle Geltung und die Formulierung völkerrechtlichen Pflichten für alle Staaten in Anspruch nehmen. Beschlossen wurde auch das weitere Vorgehen bis zur 24. UN-Klimakonferenz, die dann im Dezember 2018 in Kattowitz (Polen) stattfand. Bis dahin sollten Einzelheiten geklärt und ausgearbeitet werden, um dort verabschiedet zu werden, insbesondere auch zur Berichterstattung und Überprüfung. 22 Das Pariser Abkommen Decision1/ CP21 verfolgte im Einzelnen mehrere Hauptziele: • In Art. 2 wird das Ziel, die menschengemachte Erderwärmung auf deutlich unter 2 °C zu begrenzen, völkerrechtlich bestätigt. Zugleich werden Anstrengungen eingefordert, um eine Begrenzung auf +1,5 °C zu erreichen (jeweils im Vergleich zum vorindustriellen Zeitalter). • Nach Art. 4 soll der Scheitelpunkt der klimarelevanten globalen Emissionen so bald wie möglich überschritten werden, sodass sich in der 2. Hälfte des Jh. ein Gleichgewicht zwischen Senken und Quellen, also eine Klimaneutralität ergeben kann. • Mit Art. 4 und Art. 14 verpflichten sich alle Unterzeichner, freiwillige nationale Beiträge im Sinne von Art. 2 vorzulegen und umzusetzen. Diese Beiträge sind im Turnus von 5 Jahren zu aktualisieren und nach besten Kräften zu erhöhen. Zur Überprüfung des Ausreichens der Maßnahmen soll 2023 Bilanz gezogen werden (Stocktake), was dann ebenfalls alle 5 Jahre zu wiederholen ist. • Mit Art. 7 verpflichten sich alle beteiligten Staaten zur Formulierung und Imple‐ mentierung nationaler Anpassungspläne und zur entsprechenden Kommunikation hierüber. • In Art. 13 schließlich wird vereinbart, dass alle nationalen Informationen über Vermeidung und Anpassung von internationalen Experten überprüft werden dürfen, um Transparenz und Vergleichbarkeit der berichteten Fortschritte sicherzustellen. Vereinbart wurde weiter 62 5 Klimadiskussion: Treibhausgase 23 Rahmstorf, S. H., Schellnhuber, J.: Der Klimawandel, 9. Aufl. München 2019, S. 122. 24 Rahmstorf / Schellnhuber, S. 131. • Die Förderung der Bewältigung des nicht mehr vermeidbaren Klimawandels als gleichberechtigtes Ziel neben der Minderung der Treibhausgasemissionen. • Die gesicherte Bereitstellung von Finanzmitteln für die Klimaziele. • Alle Staaten wurden darüber hinaus aufgefordert, bis 2020 Langfriststrategien für eine treibhausgasarme Entwicklung vorzulegen. Der weltweite Scheitelpunkt der Treibhausgasemissionen wurde in Paris nicht mit einer Zeitmarke versehen; er sollte eben nur „so bald wie möglich“ erreicht werden, s. oben. In der zweiten Hälfte des 21. Jahrhunderts sollte nach Art. 4 die weitere Belastung der Atmosphäre durch anthropogenes CO 2 erreicht werden, ebenfalls ohne nähere Zeitangabe. Als mögliche Pfade, dies zu erreichen, wurden vom IPCC die Varianten nach Abb. 5-16 vorgestellt, die nach den Jahren der Emissionswende parametriert und an einem CO 2 -Gesamtbudget ab 2017 ausgerichtet sind. Abb. 5-16: Wie mit CO 2 nach dem Pariser Abkommen umzugehen ist; Alternativen auf der Basis eines Rest-Gesamtausstoß ab 2017 von 600 Gt CO 2 . Gestrichelt: ein Beispiel mit 800 Gt CO 2 -Ausstoß. Quelle: Prof. Stefan Rahmstorf, IPCC Zur Erreichung der Ziele sollten die Staaten ihre nationalen Klimaschutzbeiträge (Natio‐ nally Determined Contributions) selbst festlegen, s. oben. Das ist sicherlich ein weicher Punkt, der von RAHMSDORF/ SCHELLNHUBER mit den Worten ironisiert wurde: „Wir beschließen alle gemeinsam, dass jeder selbst beschließt, welchen Beitrag er zum Vorhaben der Weitrettung beitragen möchte.“ 23 Die späteste Zeitmarke für Scheitelpunkt des globalen Ausstoßes, also die CO 2 -Wende, setzen beide Autoren mit dem Jahr 2020 an. „Ansonsten werden Reduktionsmaßnahmen nötig, die sich eigentlich nur im Rahmen einer (globalen) Kriegswirtschaft realisieren lassen.“ 24 63 5.2 Pariser Abkommen 2015 (COP 21) 25 Auszug aus www.bmwi.de, Energiekonzept für eine umweltschonende, zuverlässige und bezahlbare Energieversorgung, 28. September 2010, Abruf 3. April 2020. Entwicklungsländer werden nach dem Protokoll bei Minderung und Anpassung von den Industrieländern durch Technologieentwicklung und -transfer, durch Kapazitätsaufbau sowie durch finanzielle Hilfe unterstützt. Der bestehende Technologiemechanismus soll internationale Kooperationen zur Minderung von Treibhausgasemissionen und zur Anpas‐ sung an den Klimawandel beschleunigen. Die im Rahmen des Technologiemechanismus eingerichteten nationalen Kontaktstellen (National Designated Entities, NDE) bilden dafür eine der Grundlagen. Der Technologiemechanismus des Pariser Abkommens soll ausgebaut werden. Die deutsche NDE ist grundsätzlich im Bundesministerium für Wirtschaft und Energie angesiedelt. Seit dem 20. Juni 2016 werden jedoch ihre Aufgaben in enger Abstimmung mit dem BMWi durch einen Dienstleister wahrgenommen (NDE Germany Geschäftsstelle c/ o HEAT GmbH). Die 2009 im Rahmen der Weltklimakonferenz in Kopenhagen (COP 15) gegebene Zusage, ab 2020 jährlich 100 Milliarden US-Dollar für Klimafinanzierung bereitzustellen, wurde in Paris bis 2025 fortgeschrieben. Für die Zeit danach sollen ein neues Ziel festgelegt und der Geberkreis erweitert werden. Die deutsche Bundesregierung hatte mit einem „Integrierten Energie- und Klimapro‐ gramm“ im Jahre 2007 zum Auftakt der Welt-Klimakonferenz in Bali ein aus ihrer Sicht historisches Energie- und Klimaprogramm geschnürt. Mit dem beschlossenen Paket verdoppelte Deutschland den bisherigen Klimaschutz: 2007 stand die Bundesrepublik bei einer Treibhausgasreduktion von etwa 18 % gegenüber 1990, mit dem Programm sollten etwa 36 % erreicht werden. Damit konnte ein Minderungsziel von 40 % bis 2020 festgeschrieben werden. Im Energiekonzept aus dem Jahr 2010 wurde dieses Ziel durch einen „Entwicklungspfad“ ersetzt: 2020 - 40 % 2030 - 55 % 2040 - 70% 2050 - 80 - 95% Der Anteil der erneuerbaren Energien am Bruttoendenergieverbrauch sollte betragen: 2020 18% 2030 30% 2040 45% 2050 60% und der Anteil der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien am Bruttostromverbrauch: 2020 35 % 2030 50 % 2040 65 % 2050 80 % 25 64 5 Klimadiskussion: Treibhausgase Diese Ziele wurden auch im Jahr 2014 im Aktionsprogramm Klimaschutz 2020 der Bun‐ desregierung wiederholt und im Jahr 2016, dem Jahr nach dem Abkommen von Paris, im Klimaschutzplan 2050 festgeschrieben und mit Maßnahmen hinterlegt, s. auch Kap. 8, Politik der (deutschen) Energiewende. In Deutschland wurden von der Industrie große Anstrengungen unternommen, den CO 2 -Ausstoß zu reduzieren. So gelang es Im Zeitraum 1990‒2015, die CO 2 -Emissionen insgesamt um 22,4 % zu reduzieren. Das muss auch vor dem Hintergrund gesehen werden, dass die Emissionen weltweit im gleichen Zeitraum um rund 57,5 % zugenommen haben. Einschränkend kommt allerdings hinzu, dass seit 2011 die Emissionen in Deutschland stagnierten, teilweise sogar leicht wieder angestiegen sind. Erst im Jahr 2018 gab es wieder eine nennenswerte Reduktion, s. Abb. 5-17. Im Klimaschutzbericht 2017 vom 18. Juni 2018 musste dann die Bundesregierung bekannt geben, dass die deutschen Treibhaus-Emissionen bis 2020 nur einen Rückgang von rd. 32 % aufweisen werden. Die Bundesregierung ging damit davon aus, dass Deutschland seine eigenen Klimaschutzziele für 2020 verfehlen wird, was in der nationalen wie der internationalen Öffentlichkeit zu hämischen bis böswilligen Kommentaren führte. Denn das frühere Musterland Deutschland war nun nicht mehr Vorreiter in Sachen Klimaschutz. Im Ranking des Umweltschutz-Verbandes CAN Europe vom Juni 2018 fiel Deutschland sogar weltweit auf Platz 27 zurück, s. Abb. 5-18. Abb. 5-17: Treibhausgasemissionen für Deutschland seit 1990, gestaffelt nach Bereichen: bei Trend‐ fortsetzung werden die Ziele verfehlt; Quelle: Umweltbundesamt 2019 Als Grund für das Nichterreichen des Ziels wurden mehrere Faktoren benannt: das mit der guten Konjunktur verbundene Wirtschaftswachstum, der Verkehrssektor mit seinem stark zunehmenden Anteil PS-starker Fahrzeuge (SUV), die zu langsame Umsetzung der energetischen Gebäudesanierung. 65 5.2 Pariser Abkommen 2015 (COP 21) 26 Fahl, U., U Stuttgart, u, a., in: BWK Jahresausgabe 2020, S. 24, und AGORA Info 4. Januar 2021. Abb. 5-18: Das in der Klimakonferenz von 2018 in Kattowitz vorgeführte Klimaranking führt Deutschland nur auf Platz 27; Quelle: CAN Europe Die Prognosen der Bundesregierung wurden allerdings von der Realität überholt: nach ersten deutlichen Reduktionen in 2017 und 2018 kam es im Jahr 2019 zu einer Minderung von 6, 9 %. Neuere Übersichten über die THG-Emissionen geben damit ein anderes Bild, s. Abb. 5-19. Hinzu kam 2020 die Auswirkung der Covid 19-Pandemie, deren Beginn für Deutschland mit Februar 2020 anzusetzen ist, und die national wie auch international wegen der deutlich abnehmenden Wirtschaftsleistung eine neue und ganz unerwartete Wendung brachte. Inzwischen ist davon auszugehen, dass das deutsche Minderungsziel von -40 % mit -42,3 % sogar übererfüllt wird (Stand Jahreswende 2020/ 2021). 26 Kritische Kommentare prognostizieren allerdings einen deutlichen Wiederanstieg der Emissionen nach der für das zweite Hj. 2021 erwarteten wirtschaftlichen Erholung. Ein Meilenstein des Pariser Abkommens war, dass es auch von China und den USA ratifiziert wurde. Für die USA galt dies jedoch nur temporär: Im Juni 2018 verkündete Präsident TRUMP, dass die USA 2020 den Klimavertrag verlassen würden. Hintergrund für 66 5 Klimadiskussion: Treibhausgase diesen Sinneswandel war, dass die amerikanische Industrie nach dem Motto „America first“ von jeder Belastung freigehalten werden sollte, um so zu alter Stärke zurückzufinden. Es ist jedoch zu erwarten, dass sein im November 2020 gewählter Nachfolger J. BIDEN den seit dem 4. November 2020 rechtlich wirksamen Austritt wieder rückgängig machen wird. Im Dezember des gleichen Jahres 2018 wurde schließlich auf der UN-Klimakonferenz im polnischen Kattowitz (COP 24) das sogenannte Regelbuch verabschiedet, nach dem die Klimaziele von Paris erreicht werden sollten. U. a. wurden hierin für alle Staaten einheitliche Standards und Transparenzregeln vereinbart, damit die Fortschritte bei der Verringerung der CO 2 -Ausstöße vergleichbar sind. Für Länder des Globalen Südens gilt eine Übergangszeit, in der sie die technischen Voraussetzungen dafür schaffen können. Abb. 5-19: Übersicht über die Entwicklung der THG-Emissionen in Deutschland nach Stand Sept. 2020, mit Ausblick auf 2-Grad-Scenario; Quelle: BKW Jahresausgabe 2020, S. 64 Die Übereinkunft von Paris 2015 lief darauf hinaus, dass die 195 Staaten der Welt alles tun wollen, um den Anstieg der Oberflächentemperatur zu begrenzen. Was dort und später als freiwillige Zusagen angekündigt wurde, ist hierfür keinesfalls ausreichend, was auch kaum jemand bestreitet. Genaues wird man wissen, wenn nach 5 Jahren Umsetzung der erste Rechenschaftsbericht verfügbar ist und diskutiert wird. Zwar haben im September 2019 am Rande der UN-Vollversammlung 68 kleinere und mittlere Staaten weitere Zusagen angekündigt, jedoch ist darunter keiner der großen Emittenten. Der Austritt der USA aus dem Abkommen belastet zusätzlich, sodass die Skepsis zunimmt. Das Thema insgesamt sollte die COP 25 beschäftigen, die als UN-Klimakonferenz vom 2. −16. Dezember 2019 in Madrid stattfand. Sie gilt nach den vorliegenden Berichten als misslungen, wenn nicht gar gescheitert. Dass Deutschland hier die gerade vom Kabinett 67 5.2 Pariser Abkommen 2015 (COP 21) verabschiedeten Klimagesetze 2019 vorstellen konnte, war einer der wenigen Lichtblicke. Auch die EU will hier Profil gewinnen. Sie hatte bisher zugesagt, den Ausstoß von Treibhausgasen bis 2030 gegenüber 1990 um 40 % zu reduzieren. Die neue Kommissions‐ präsidentin U. VON DER LEYEN hat sich im Nachgang zur Konferenz für minus 50 bis 55 % ausgesprochen, die sie mit hohen Etatansätzen und einem „Green Deal“ zwischen den beteiligten Regierungen erreichen möchte, s. auch Kap. 8, Die (deutsche) Energiewende. Auch hier hat Covid-19 neue Akzente gesetzt. Nachdem die Pandemie zunächst dafür sorgte, dass die Klimathemen weitgehend aus dem Blick der Öffentlichkeit gerieten und von der Tagesordnung der Politik verschwanden, sind mit der Verabschiedung der um‐ fangreichen nationalen und europäischen Hilfsprogramme und deren zumindest partieller Ausrichtung auf den Klimaschutz wieder neue Impulse zu beobachten. Covid-19 traf auch die für Glasgow vorgesehene UN-Klimakonferenz 2020. Sie sollte der kritischen Auseinandersetzung mit den im Pariser Abkommen vereinbarten Zielen und den erreichten Fortschritten dienen. Sie wurde vorläufig auf das Jahr 2021 verschoben. 68 5 Klimadiskussion: Treibhausgase 6 Handlungsoptionen Die Aussagen des IPPC zur künftigen Klimaentwicklung werden von der überwältigenden Mehrheit der Klimawissenschaftler geteilt. Die seriöse Politik hat sich ihnen angeschlossen, zuletzt die deutsche Bundeskanzlerin A. MERKEL in ihrer Ansprache zum Neujahr 2021. Dass sich populistische Regierungen wie die von D. TRUMP in den USA oder J. BOLSO‐ NARO in Brasilien hierzu anders äußern, bis hin zur Leugnung der Fakten und zum Rückzug aus bereits geschlossenen Abkommen, mag ihnen innenpolitische Vorteile bringen, ändert jedoch nichts an der objektiven Lage. Weniger eindeutig sind die sich bietenden Handlungsoptionen. Das hängt mit grund‐ sätzlichen Einschätzungen zur Entwicklung der Welt und der Menschheit zusammen, die sich für Individuen wie Gesellschaften mit Abstufungen zwischen den Polen bewegt: ▸ Status Quo erhalten ▸ Welt dynamisch verstehen Konkret kann man zunächst fragen, wie sich das Klima in den großen Zusammenhängen der Erdgeschichte darstellt. Naturgemäß gibt es hierzu quantitative Unsicherheiten, jedoch lässt sich in Abb. 6-1 erkennen, dass Klimageschichte durch starke Veränderungen geprägt ist, mit vielen zwischenliegenden Warmzeiten. Unsere Gegenwart lässt sich hier am Ausgang der letzten Eiszeit einordnen. Abb. 6-1: Erdklima in großem zeitlichem Zusammenhang; Quelle: Schönwiese, Christian-Dietrich: Klima im Wandel, Tatsachen, Irrtümer, Risiken; Deutsche-Verlags-Anstalt GmbH, 1992 1 Greshko, M.: Massenaussterben: Ein wiederkehrendes Phänomen? in: National Geographic, 2. Okt. 2019. 2 Lomburg, B.: Apocalypse-N0! , Lüneburg 2002, S. 304. 3 Wenn man von den sehr kurzfristigen Klimasprüngen durch Vulkaneruptionen oder Meteorein‐ schläge einmal absieht, die in der jüngeren Geschichte der Erde gut dokumentiert sind. 4 P. Crutzen in der Konferenz des International Geosphere-Biosphere Programms, 2000 in Cuernavaca, Mexiko. Warmzeiten und Eiszeiten wechselten also ab, insbesondere auch in den letzten 1.000 Mio. Jahren. Einige Ereignisse ragen besonders heraus, so etwa die Katastrophe an der Perm-Trias-Grenze vor etwa 252 Millionen Jahren, die mit dem größten Massenaussterben der Erdgeschichte verbunden ist. Hauptverursacher war der sog. Sibirische Trapp, ein riesiger Vulkankomplex im heutigen Sibirien. Die Ausbrüche setzte nach Modellrechnun‐ gen mindestens 14,5 Billionen (? ) Tonnen CO 2 frei - fast das Dreifache der Menge, die durch das Verbrennen heutiger fossiler Brennstoffe auf der Erde entstehen würde. In den Jahrmillionen nach dem Vulkanereignis stiegen die Wasser- und Bodentemperaturen auf 35 bis 40 °C an, die Wassertemperatur am Äquator auf bis zu 40 °C. Die Modelle lassen auch erkennen, dass das Meer damals 76 % seines Sauerstoffs verlor. 1 Die letzte Zwischeneiszeit, in der wir immer noch festhängen, begann vor etwa 10.000 Jahren mit deutlich erhöhten Temperaturen und ließ den Meeresspiegel um etwa 120 m (! ) steigen. Die von verschiedenen Autoren ermittelten Temperaturwerte deuten an, dass während des gesamten Holozäns erhebliche Temperaturschwankungen auftraten. 2 Vor diesem Hintergrund sind Temperaturanstiege nichts grundsätzlich Neues, gegen‐ wärtig allerdings mit einer Besonderheit: Der menschengemachte Temperaturanstieg hat sich in einem mit 100 Jahren erdgeschichtlich extrem kurzen Zeitraum vollzogen und ist damit ein neuartiges Phänomen ohne bekanntes Vorbild. 3 Insgesamt folgt, dass der Zustand des Erdklimas nie der eines Status Quo war, sondern vielfachen Veränderungen unterlag und damit im Sinne der oben gemachten Unterschei‐ dung dynamisch zu verstehen ist. ▸ Ein Status Quo (im engen Sinn) ist erdgeschichtlich eine Hoffnung, die sich nicht erfüllen wird. ▸ Und da der Mensch seit der Industrialisierung nicht nur kräftig in die natürliche Umwelt eingreift, sondern sich auch seine eigene Umwelt (Zivilisation) schafft und diese beständig verändert, gilt das auch für die wirtschaftsgeographische, technikhistorische und sozialgeschichtliche Perspektive. Die massive Umgestaltung der Welt durch den Menschen hat schließlich P. CRUTZEN dazu gebracht, mit dem Anthropozän ein neues Zeitalter für unsere Gegenwart auszurufen, das seit der Mitte des 20. Jahrhunderts das Holozän abgelöst hat. 4 70 6 Handlungsoptionen 5 Emissionshandel zwischen den beteiligten Staaten ist im Kyoto-Protokoll als eine der drei „flexiblen Mechanismen“ festgeschrieben, s. Kap. 7.2.2, Der internationale Emissionshandel (nach Kyoto-Pro‐ tokoll). 6.1 Wege in die Zukunft Temperaturerhöhungen von 3, 4 oder 5 °C sind in erdgeschichtlicher Betrachtung kein dramatischer Vorgang. Aus zivilisatorischer Sicht sieht das allerdings anders aus: Die Ver‐ schiebung des fruchttragenden Gürtels nach Norden bzw. Süden, die Überschwemmung der Küstenlandschaften und der dortigen Infrastruktur, die Ausbreitung der Wüsten etc. sind reale Bedrohungen für unsere menschengemachte Umwelt, die sich neuen Bedingungen anpassen muss. In Kap. 12, Folgen des (ungebremsten) Klimawandels, wird hierauf im Detail einzugehen sein. Es kann befürchtet werden, dass die notwendigen Veränderungen sich nicht immer sanft vollziehen und z. B. massive Wanderungsbewegungen die (relative) Stabilität der Staatengemeinschaft (zer)stören. Das dann als Klimakatastrophe zu bezeichnen, geht allerdings deutlich zu weit, auch wenn sich die Medien nicht scheuen, den Terminus immer wieder aufzugreifen. Die Welt hat die technischen und finanziellen Mittel, diesen Übergang gleitend zu gestalten. Die Frage jedoch, ob und vor allem wie der Mensch hier eingreifen soll und kann, ist trotz mancher Initiativen noch offen, zu großen Teilen mindestens. Dass die CO 2 -Emission mittelfristig zu reduzieren und langfristig ganz zu stoppen ist, steht außer Frage und hat in den Beschlüssen von Kyoto und Paris schon ihren Niederschlag gefunden. Wie das im Einzelnen zu erreichen ist, bleibt allerdings international offen und den Mitgliedstaaten der Protokolle überlassen. Immerhin gibt es seit Kyoto einen Ansatz, der hier weiterhelfen kann: Festlegung nationaler Gesamtemissionen und die Möglichkeit, zwischenstaatlich Emissionsrechte zu handeln. 5 Die zentrale Rolle in diesen Grundsatzüberlegungen kommt den nicht-fossilen Energie‐ quellen zu, die in fernerer Zukunft die Weltenergieversorgung tragen müssen. Als solche stehen bereit: ▸ Nukleare Energie aus Kernspaltung ▸ Die sog. Erneuerbaren Energien (Wasserkraft, Windenergie, Solarenergie, Bioener‐ gie) ▸ Geothermie und Wärmepumpen ▸ Verbesserung der Effizienz als Maßnahme, dem gleichen CO 2 -Ausstoß eine höhere Produktivität zu geben ▸ Nukleare Energie aus Fusion Wenn diese Optionen in absehbaren Zeiträumen greifen, wäre dies die Lösung des Klimaproblems, denn die CO 2 -Konzentration in der Atmosphäre ist langfristig reversibel, wenn der „Nachschub” fehlt, die Produktion von CO 2 also aussetzt. Das ist in Abb. 6-2 für die Konkurrenz Erneuerbare Energien vs. Energie aus fossilen Quellen einmal dargestellt. Wobei die Grundannahme ist, dass die billiger werdenden regenerativen Energieformen allein aufgrund ihres zunehmenden Preisvorteils die fossilen Energien zunehmend ablösen. 71 6.1 Wege in die Zukunft 6 S. auch Lomburg, Apocalypse-N0! , S. 331ff. Das Basisszenario der oberen Kurve überlässt den Verlauf allein den Marktkräften, während die übrigen Szenarien eine schnellere, ggf. auch durch Förderung erreichte Substitution annehmen. Im Basisszenario wäre dann in rd. 160 Jahren ein Maximum der CO 2 -Konzentration und in rd. 270 Jahren ein maximaler Temperaturanstieg von rd. 5 °C erreicht, mit danach jeweils wieder absinkenden Werten. 6 Abb. 6-2: Oberes Diagramm: globale Kohlenstoffemissionen mit 4 Szenarien: Basisszenarium bei „Nichts tun“, Preisrückgang für erneuerbare Energien um 50 bzw. konservativere 30 %, und schließlich um 30 % und zusätzlich CO 2 -Bepreisung mit 100 $/ t; Unteres Diagramm: Veränderung der globalen Mitteltemperatur in den 4 Szenarien; Quelle: Chakravorty 1997, S. 1222f; Amed 1994 Auch wenn das Basisszenario aus heutiger Sicht viel zu hohe Werte zeigt und viel zu lange Zeiträume umfasst, so ist es doch beruhigend, dass auch hier in einigen tausend Jahren, also in erdgeschichtlich kurzer Zeit, der Ausgangszustand der Erdtemperatur wieder erreicht wird. Die Forcierung der Regenerativen haben wir selbst in der Hand und können damit zivilisatorisch verträglich Anstiege und Zeiträume erreichen, s. die weiteren Szenarien der 72 6 Handlungsoptionen Abb. 6-2. Und dies sogar, ohne die (in Deutschland) gesellschaftlich umstrittene Energie aus Kernspaltung und die noch längst nicht beherrschte Fusionsenergie zu bemühen. 6.2 Sensitive Regionen und Sektoren Wenn es darum geht, CO 2 ohne wesentliche Beeinträchtigung der Volkswirtschaften einzuspa‐ ren - sei es durch Effizienzverbesserung oder Substitution nicht-regenerativer Energieformen - dann stellt sich zunächst die Frage nach den wesentlichen Verursachern, um dann hier mit geeigneten Maßnahmen anzusetzen. Dabei ist sowohl regional wie sektoral zu differenzieren. Regional sind die Verursacher sehr ungleich verteilt, s. Abb. 6-3. Vom gesamten CO 2 -Aus‐ stoß von weltweit 32,3 Mrd. t entfiel nach Abb. 6-4 im Jahr 2017 die Hälfte auf nur 3 Emittenten: China rd. 9 Mrd. t, USA rd. 5 Mrd. t und Indien rd. 2 Mrd. t. Abb. 6-3: Die Top 10 unter den CO 2 -Emittenten, 2015, in Mio. t CO 2 ; Quelle: IDW 2017, urspr. Internationale Energieagentur 2017 Abb. 6-4: Weitere Einzelheiten zur Höhe der CO 2 -Emissionen; Quelle: IAE und Europäische Umwelt‐ agentur 2017 73 6.2 Sensitive Regionen und Sektoren Wie stark sich das Gewicht Chinas verändert hat, geht aus Abb. 6-5 hervor: Während die EU seit 1990 827 Mio. t CO 2 eingespart hat, stieg sein Anteil um fast 7 Mrd. t, offensichtlich ein Ergebnis des überproportional starken Wirtschaftswachstums: China wurde in diesem Zeitraum zur Werkbank der Welt - ein Trend, dem in kleinerem Maßstab auch Indien folgt. Abb. 6-4 liefert zugleich noch die Information, dass der Anteil der EU an den CO 2 -Emis‐ sionen z. B. im Jahre 2015 nur knapp 10 % erreichte - was deutlich macht, welch geringen Beitrag Einspareffekte haben, wenn sie sich nur auf Europa beschränken. In noch viel stärkerem Maße gilt das für Einsparungen innerhalb nationaler Grenzen, z. B. für solche, die sich allein auf Deutschland beziehen. Das CO 2 -Problem ist eben ein Welt-Problem, kein nationales. Abb. 6-5: Zur gewachsenen Dominanz Asiens in den CO 2 -Emissionen; Quelle: IDW 2017, urspr. IAE 2017 Auf welche Wirtschaftssektoren sich die Emissionen verteilen, zeigt Abb. 6-6. Im Jahr 2015 lautete in den Grenzen der EU die Reihenfolge: • Energieerzeugung • Verkehr • Industrie und Bau • Landwirtschaft • Haushalte Alle Sektoren weisen deutliche Einsparungen seit 1990 aus - mit Ausnahme des Verkehrs‐ sektors, dessen Emissionen sogar deutlich zugenommen haben. Woran das liegt, macht eine Analyse von 2019 zumindest für Deutschland sichtbar: Der Absatz von Benzin und Diesel korrespondierte mit der Entwicklung des Fahrzeugbestands in Deutschland, der weiter zunahm. Bei den Zulassungen holten alternative Antriebe zwar auf, aber immer noch blieben Diesel- und Benzinfahrzeuge mit einem Anteil von über 90 % an den Zulassungen 2019 dominant. Vor allem hat das Marktsegment der SUVs nach Produktionszahlen wie Verkäufen weiter zugenommen. Dadurch wurden bisher erreichte Effizienzfortschritte bei den Verbrennungsmotoren neutralisiert. Eine Trendwende ist hier ohne staatliche Eingriffe 74 6 Handlungsoptionen 7 Agora Energiewende (Hg): Die Energiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2019, Berlin Januar 2019: Kap.3, Treibhausgasemissionen. nicht in Sicht 7 - der private Konsum folgt freiheitseinschränkenden Klimaappellen nur widerwillig. Das Bild wiederholt sich ähnlich auf der Welt-Ebene, hier in Abb. 6-7 wiedergegeben für das Jahr 2016. Allerdings ist hier die Landwirtschaft nicht gesondert ausgewiesen. Abb. 6-6: Treibhausgasemissionen in der EU 1990 / 2015, nach Wirtschaftssektoren; Quelle: IDW 2017, urspr. IAE 2017 Abb. 6-7: Verteilung der energiebedingten CO 2 -Emissionen weltweit nach Sektoren im Jahr 2016; Quelle: Statista 2020 75 6.2 Sensitive Regionen und Sektoren Um größere Fortschritte in der Reduzierung der CO 2 -Emissionen zu erreichen, muss der Fokus des Handelns und Verhandelns sich auf die die Einbindung der Hauptemittenten China, USA und Indien konzentrieren, wie dies mit dem Pariser Abkommen versucht wurde, und sich dabei auf die Wirtschaftssektoren Energieerzeugung und Transport ausrichten. Europa kann in der Quantität nur einen begrenzten Beitrag leisten, jedoch eignet es sich gut als Testfeld für Techniken der Effizienzverbesserung, energiepolitische Modelle und Maßnahmen der Regulierung. Ein gutes Beispiel für letztere ist hier der Europäische Emissionshandel, der im Jahre 2005 eingerichtet wurde, oder auch das ab 2021 in Deutsch‐ land greifende nationale Emissionshandelssystem. 6.3 Instrumente Bei den Instrumenten zur gezielten Emissionsminderung stehen sich drei Positionen gegenüber, über die politisch wie gesellschaftlich anhaltend gestritten wird: • Limitierende Gesetze, Verbote und Verordnungen • Marktwirtschaftliche Lösungen • Fördermaßnahmen und Subventionen Beispiele für Limitierende Gesetze und Verbote sind im Fall Deutschland die kernener‐ giefreie Stromerzeugung, der geplante Ausstieg aus der Braunkohlenutzung, die 2001 erstmals eingeführte und inzwischen mehrfach geänderte Energie-Einsparverordnung (EnEV), das Verbot neuer Ölheizungen, die an der Fahrzeugleistung orientierte Kfz-Steuer, der Steueranteil bei Kraftstoffen, die CO 2 -Obergrenze bei der Neuzulassung von Fahrzeu‐ gen (Flottenmix), das geforderte Verbot von Verbrennungsmotoren in Neufahrzeugen, Geschwindigkeitsbeschränkungen, das Herstellungsverbot klassischer Glühlampen, Sub‐ ventionskürzungen für die Landwirtschaft etc.etc. Ausgangspunkt für marktwirtschaftliche Lösungen ist die Grundidee, das CO 2 mit einem Preis zu versehen und den jeweiligen Verursacher hiermit zu belasten. Aus dieser Vorstel‐ lung heraus ist der Zertifikatehandel der Energiewirtschaft entstanden, der inzwischen die gesamte EU umfasst und wenigstens grundsätzlich funktioniert. Die Einbindung anderer Sektoren wie Verkehr und privater Verbrauch bereitet allerdings Probleme, s. weiter unten. Auch solche Lösungen kommen nicht ohne staatliche Eingriffe bzw. Vorgaben aus (Länder-Obergrenzen für die Emissionen, Preis der Zertifikate). Zu den marktwirtschaftlichen Lösungen zählt auch die Liberalisierung des Energiemark‐ tes, die 1996 von der EU verbindlich vorgegeben wurde. Ihr Ziel war die Herstellung eines echten Marktes für Strom, Gas und Telekommunikationsdienste, was zugleich auch Konkurrenz für die etablierten Versorger bedeutete und (auch) auf einen Markteinstieg der regenerativen Anbieter hinauslief. Beispiele von Fördermaßnahmen sind in Deutschland das im Jahr 2000 in Kraft gesetzte und mehrfach novellierte Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG), die Förderung der Kraft-Wärme-Kopplung, die. staatlich veranlassten Förderprämien beim Kauf von Elektrofahrzeugen, der Befreiung der Elektrofahrzeuge von der Kfz-Steuer, die Zuschüsse 76 6 Handlungsoptionen im Personennahverkehr ÖPNV, die Förderung von Forschung und Entwicklung im Bereich der regenerativen Energien einschließlich der Speicher, Power-to-Gas und der möglichen Ausrichtung auf eine wasserstoffbasierte Energiewirtschaft, die Beiträge zur Fusionsfor‐ schung etc. Dies sind Beispiele ohne Vollständigkeit. Ihre bloße Zahl demonstriert jedoch das Di‐ lemma: Man hat eine Vielzahl von Stellschrauben zur Verfügung. Die nationale Energiepo‐ litik machte und macht hiervon umfangreich Gebrauch, oft ohne klare ordnungspolitische Ausrichtung. Das im Jahr 2020 beschlossene Klimapaket der deutschen Bundesregierung liefert hierzu umfangreiches Anschauungsmaterial. Für den Handlungsbereich stehen technisch und energiepolitisch folgende Aktionsfelder zur Verfügung: ▸ Energieeffizienz und Energiemanagement ▸ Zertifikatehandel ▸ Staatliche Eingriffe: Grenzwerte und Verbote ▸ Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind ▸ mit den Anforderungen an Speicherung und Netze ▸ Geothermie und Wärmepumpen ▸ Kernspaltung und Kernfusion ▸ CO 2 -Verwendung und -Entsorgung ▸ Systemlösungen KWK, Brennstoffzellen, Power-to-X bzw. Power-to-Anything, Sek‐ torkopplung, Energiemärkte, Intelligente Netze und Virtuelle Kraftwerke ▸ Umstellung der Versorgungssysteme auf Wasserstoff Diese Aktionsfelder werden in ihrer Entwicklung, ihrem Stand und in ihren Perspektiven nachfolgend einzeln vorgestellt. In vielen Fällen ergeben sich dabei Querverbindungen. 77 6.3 Instrumente 1 s. auch Erbslöh, Energietransport und Energiespeicherung, Kap. 7.4, Energiewirtschaft. 7 Aktionsfelder 7.1 Energieeffizienz und Energiemanagement Bei der Umwandlung von einer Energieform in die andere fallen immer Verluste an, technisch als Wirkungsgrad beschrieben. Wie hoch der Wirkungsgrad ist, hängt vom jeweiligen Prozess ab. Thermische Energie, also Wärme, ist nur eingeschränkt in andere Energieformen umwandelbar und zwischen Systemen übertragbar. Daher treten insbeson‐ dere bei der Stromerzeugung aus fossiler Energie Verluste bei der Umwandlung in die nutzbare elektrische Energie auf, die sich in geringerem Maße bei der Rückverwandlung der elektrischen Energie in die Endenergie (Exergie), z. B. mechanische Energie, wiederholen. Beim Einsatz fossiler Brennstoffe liegen die Verluste bei ausschließlicher Stromerzeu‐ gung und -verwendung bei 60 % bis 70 %; durch Nutzung der entstehenden Wärme (Anergie) als Fernwärme können sie auf rd. 50 % gesenkt werden (Kraft-Wärme-Kopplung). Ähnlich sieht es im Verkehrssektor aus, der noch lange vom verlustreichen Verbrennungsmotor dominiert sein wird. Verluste gibt es nicht nur bei thermischen Maschinen. Die Erzeugung elektrischer Energie über Photovoltaik und Wind sind weitere Beispiele, ebenso der Wärmesektor, wo die Verluste erheblich sind, sowohl in industriellen Prozessen wie im Heizungssektor beim privaten Verbraucher. Damit ist angedeutet, dass das Problem der Verluste nicht verschwindet, wenn die Nutzung fossiler Quellen immer weiter zurückgefahren wird. Im Grunde ist jeder Wirtschafts- und Lebensbereich durch die Vorgänge Energieerzeu‐ gung, Energietransport, Energieumwandlung und Energiespeicherung charakterisiert und damit von Verlusten betroffen. Die Verluste zu begrenzen, möglichst zu reduzieren, „den Wirkungsgrad zu verbessern“, ist seit langem ein Traum der Ingenieure - und seit einigen Jahrzehnten auch ein Anliegen der Wirtschaft und der Politik. Hier ordnen sich auch Energiesparen, Energiemanagement und letztlich auch die neue Norm ISO 50001 ein. 1 7.1.1 Historische Hintergründe Bemerkenswerterweise hat der Verbrauch an Primärenergie in Deutschland trotz Wirt‐ schaftswachstums seit 1990 nicht zu-, sondern etwas abgenommen. Zwischen 1990 und 2011 z. B. nahm das reale Bruttoinlandsprodukt um 34 % zu, der Energieverbrauch nahm jedoch um 9 % ab. Gründe hierfür sind der technische Fortschritt in der Energiewirtschaft, die sparsamere und rationellere Energienutzung und die Verlagerung der Produktion ins Ausland (Beispiel: die Aluminiumproduktion in energieintensiven Unternehmen). Die Schwankungen des Energieverbrauchs in den letzten Jahren sind allerdings auch auf die veränderten Witterungsbedingungen zurückzuführen: Kalte oder warme Winter‐ 2 Wagner, H.F.: Energieforschungsprogramme von 1974 bis heute, in: DPG (Hg.), Welt der Physik, Technik, Energie, Überblick, Geschichte, Hamburg 29. August 2017. 3 GRE e. V., Homepage© 1996‒2019, https: / / gre-online.de/ , Abruf 19. September 2019. halbjahre führen eben zu unterschiedlichen Heizkosten, die einen erheblichen Teil des Verbrauchs ausmachen. In den 1970er Jahren etablierte sich die angesprochene „sparsame und rationellere Energienutzung“ als Ziel für Forschung und Energiewirtschaft, gefolgt von den Ölkrisen, die die Versorgungsicherheit Deutschlands bedrohten. Zeitgleich zum 4. Atomprogramm vereinigten H. EHMKE (Minister für Forschung und Technologie) und H. MATTHÖFER (dessen Nachfolger) 1974 die Positionen der nicht-nuklearen Energieforschung unter dem neuen Programmbegriff „Energieforschung“ in der Verantwortung beider Minister. Bis dahin waren die Forschungsgegenstände fast ausschließlich auf die Nutzung und den Ausbau der Kernenergie und vor allem auf das Thema Versorgungssicherheit bezogen gewesen; die nachhaltigen Auswirkungen der beiden Ölpreiskrisen hatten diese Art einer Vorsorgepolitik zunächst durchaus gerechtfertigt. Nun kamen jedoch bereits im ersten Programmentwurf die Themen zum Ziel der rationellen Energieanwendung und der Energieeinsparung hinzu. 2 Energieeinsparung wurde in den folgenden, bis ins 2005 reichenden Energieforschungs‐ programmen als einer der Schwerpunkte ständig mitgeführt. Im 6. Energieforschungspro‐ gramm (2011-2015) taucht dann der Begriff „Effizienz“ auf, der in der Folge als Synonym für Energieeinsparung oder rationelle Energieverwendung stand und bis heute steht. Parallel zu diesen Programmen entwickelte sich ab Gründungsdatum 1978 die Tätigkeit der GRE e. V. - Gesellschaft für Rationelle Energieverwendung - als gemeinnützige bundesweite Initiative. Ihre Ziele waren nach eigener Darstellung: ▸ „Die Förderung von Energieeinsparmaßnahmen, z. B. von Maßnahmen zur Einspa‐ rung von Primärenergie, sowie von Maßnahmen zur Steigerung der Energieeffizi‐ enz, ▸ Unterstützung von Gesetzgebung, Verwaltung und Forschung bei der Förderung rationeller Energieverwendung, ▸ Öffentlichkeitsarbeit, Aufklärung und Beratung auf dem Gebiet der Wärmeschutz‐ technik und dem Einsatz energiesparender Anlagen, ▸ Aufklärung und Beratung über mess- und regeltechnische Verfahren im Zusammen‐ hang mit Energieeinsparung. ▸ Herausgabe von Informationen zur Energieeinsparung über die Medien.“ 3 Effizienzverbesserung gehört seither neben der später einsetzenden Förderung der nach‐ haltigen Energieformen zu den Schwerpunkten deutscher Energie- und Förderpolitik. ▸ Es ist heute üblich geworden, Effizienz als zusätzliche Energiequelle (korrekter: Verbrauchssenke) zu verstehen, die für erhebliche Reserven steht. Effizienz hat zuerst eine wirtschaftliche Bedeutung: Weniger Energie zur Herstellung eines Produktes oder einer Dienstleistung aufzuwenden, bedeutet betriebswirtschaftlich, es im Preis senken zu können und somit auch den Gewinn zu erhöhen. Für die volkswirt‐ 80 7 Aktionsfelder schaftliche Seite bedeutet weniger Energie eine geringere Importabhängigkeit, speziell von Öl und Gas, neuerdings auch von Stromimporten sowie daraus folgend höhere Versorgungssicherheit. Ein weiterer immer wichtigerer Punkt ist die positive Auswirkung für den Umweltschutz. Die Europäische Union hat sich deshalb die schon in Kap. 6.3 und Kap. 6.4 angesprochenen ambitionierten klimaschutzpolitischen Ziele gesetzt. Abb. 7-1: Primärenergieverbrauch BIP/ Kopf und Energieproduktivität in Deutschland 1990-2020; Quelle: UBA, Umwelt im Unterricht Zur Erreichung der klimaschutzpolitischen Ziele und zur Gewährleistung eines zukunfts‐ fähigen Energiesystems setzen die Länder der Europäischen Union neben einer deutlichen Ausweitung der Nutzung erneuerbarer Energien vor allem auf eine Steigerung der Ener‐ gieeffizienz in Industrie, Verkehr und privatem Verbrauch. • Gemessen werden kann dies über die Energieproduktivität, die das Bruttoinlands‐ produkt in ein Verhältnis zum Energieverbrauch setzt. Im Jahre 2015 wurde unterstellt, dass die Energieproduktivität bis zum Jahr 2020 deutlich verbessert werden könnte und insbesondere stärker steigen müsste als im Zeitraum von 1990 bis 2008, als die jahresdurchschnittlichen Steigerungsraten bei 1,8 % lagen, s. Abb. 7-1. 81 7.1 Energieeffizienz und Energiemanagement 4 Aus Umweltbundesamt (Hg.): Energieeffizienzdaten für den Klimaschutz, 2012. 5 Aussage in PR-Text des BMU, Abruf 25. September 2019. 6 Ebersold, F. et alii: Keine Klimaneutralität ohne Energieeffizienz, in: Z. BWK Bd. 72, Nr. 12, 2020 Der Europäische Rat wiederum hatte bereits 2007 beschlossen, die Energieproduktivität so zu steigern, dass der in der Referenzprognose für 2020 erwartete Energieverbrauch um 20 % gesenkt werden kann. 4 Abb. 7-2: Einsparpotentiale an Endenergie, aufgeteilt nach Sektoren, Stand 2012; Quelle: Umweltbun‐ desamt (Hg.), Politikszenarien für den Umweltschutz VI, Dessau-Roßlau 2012. Weniger Energieverbrauch bedeutet auch geringere Belastung der Umwelt. Damit wird die Aussage verständlich: ▸ Die umweltfreundlichste Energie ist die eingesparte. 5 Um welche Einsparpotentiale es sich dabei quantitativ handelte, wird aus Abb. 7-2 ersicht‐ lich. Dass dieses Potential ab dem Jahr 2000 zunehmend entdeckt und gefördert wurde, zeigt der Bericht des Bundeswirtschaftsministeriums zum 6. Energieforschungsprogramm, s. Abb.7-3. Neuere Untersuchungen aus dem Jahr 2020 kommen hinsichtlich der Effizienzpotentiale trotz des Fortschritts in der Zeit immer noch zu ähnlichen Ergebnissen wie oben für das Jahr 2012, s. Abb. 7-4. Zugrunde gelegt sind hier die Daten aus über 19.000 Effizienzaudits US-amerikanischer Unternehmen des produzierenden Gewerbes, deren technischer Stand als dem den deutschen Unternehmen vergleichbar unterstellt werden kann. 6 82 7 Aktionsfelder Abb. 7-3: Übersicht der Themen im 6. Energieforschungsprogramm des Bundes, in Mio. €; Quelle: BMWi (Hg.), Bundesbericht Energieforschung 2018. Abb. 7-4: Technisches und real umsetzbares Effizienzpotential in der produzierenden Industrie nach Branchen 2020; Quelle: N.A. Industrry Classifikation System und Datenbasis IAC Die die gleiche Quelle nutzende Abb. 7-5 zeigt schließlich die Verteilung der Potentiale auf die Anwendungsformen. Wenig überraschend liegt hier die Wärmerückgewinnung an ers‐ ter Stelle, deutlich vor der Wärmedämmung, deren Wirkpotential gemeinhin überschätzt wird. 83 7.1 Energieeffizienz und Energiemanagement 7 Energiemanagement, in: Gabler Wirtschaftslexikon, Permanent-Link: https: / / wirtschaftslexikon.ga bler.de/ definition/ energiemanagement-53997/ version-277056. Abb. 7-5: Technisches Potential von Verwendungen; Quelle: Ebersold, F. et alii: Keine Klimaneutralität ohne Energieeffizienz, Bild 2, in: Z. BWK Bd. 72, Nr. 12, 2020 7.1.2 Energiemanagement Vor dem Hintergrund der deutschen Energiepolitik wurde der sparsame Umgang mit Energie zu einem volkswirtschaftlich wichtigen Eckpfeiler. Hier ordnet sich das Energie‐ management ein. Wie in Kap. 7.1.1, Historische Hintergründe, dargestellt, ist hierfür seit einigen Jahren der Topos Energieeffizienz üblich geworden. Unter Energieeffizienz wird zunächst neutral das Verhältnis von Ertrag (an Leistung allgemein, speziell an Dienstleistungen, an Waren oder von Energie) zu Energieeinsatz verstanden. Eine Wertung entsteht korrekt erst durch Adjektive wie hoch oder niedrig. Im allgemeinen Sprachgebrauch hat sich jedoch durchgesetzt, schon dem Topos Effizienz die positive Bewertung zuzuordnen. ▸ So gilt umgangssprachlich ein Vorgang als energieeffizient, wenn der Nutzen mit nur minimalem Energieaufwand erreicht wird. Für das auf Effizienz gerichtete Energiemanagement gilt allgemein die Definition: • „Energiemanagement ist die Kombination aller Maßnahmen, die bei einer gefor‐ derten Leistung einen minimalen Energieeinsatz sicherstellen. Es bezieht sich auf Strukturen, Prozesse, Systeme und bauliche Gegebenheiten sowie auf menschliche Verhaltensweisen und -änderungen.“ (GABLER) 7 84 7 Aktionsfelder 8 Hierzu und zu nachfolgenden Absätzen s. auch Kahlenborn, W., Knopf, J., Richter, I. (UBA): Energiemanagement als Erfolgsfaktor, Dessau-Roßlau, November 2010, insbesondere Kap. 1. 1, Hintergrund und Zielsetzung. Energiemanagement gehört, wie im Kap. 7.1.1 dargestellt, historisch zur neuesten Ge‐ schichte, entstanden aus den seit den 1970er Jahren verfolgten Ansätzen einer rationellen Energieverwendung. 8 Energiemanagement kann in Deutschland formlos, mit Energieaudits nach DIN EN 16247 oder in einem Energiemanagementsystem nach DIN EN ISO 50001 betrieben werden. Die international bereits etablierten Umweltmanagementsysteme nach ISO 14001 und EMAS haben den Weg zum internationalen Standard für Energiemanagementsysteme (EnMS) bereitet. Die ISO 14001 ist der weltweit akzeptierte und angewendete Standard für Umweltmana‐ gementsysteme. Die Norm wurde 1996 von der Internationalen Organisation für Normung veröffentlicht und zuletzt 2015 novelliert. Sie dient der Erfassung aller Umweltauswirkun‐ gen von Unternehmen und Organisationen und der kontinuierlichen Verbesserung ihrer Umweltleistung auf dem jeweiligen Gebiet. Daher umfasst sie auch die Überprüfung des Energieverbrauchs und die Erschließung von Einsparmöglichkeiten. Für manche potenziellen Anwender waren die Maßnahmen zur Optimierung des Ener‐ gieverbrauchs innerhalb dieser Umweltmanagementsysteme aber nicht genügend „tiefge‐ hend“ und ausdifferenziert - so kam es zur Entwicklung spezifischer EnMS-Standards, zunächst auf nationaler Basis. Abb. 7-6: Zeitstrahl zur Entwicklung nationaler Energiemanagementnormen; Quelle: UBA, Energie‐ management als Erfolgsfaktor, Dessau-Roßlau, November 2010 85 7.1 Energieeffizienz und Energiemanagement 9 Kahlenborn: Kap. Abschließende Empfehlungen, 5. Absatz, Auszug. 10 Kahlenborn: Kap. Abschließende Empfehlungen, 6. Absatz, Auszug. Die Abb. 7-6 zeigt die Entwicklung in der Entstehung nationaler EnMS-Normen. Wie die Abbildung zeigt, waren die USA, Dänemark, Schweden, Irland, Spanien und Südkorea mit nationalen Normen auf dem Markt, bevor im Jahre 2009 die EN 1601 für Europa und damit auch für Deutschland verbindlich wurde. Einen nationalen Vorläufer hat es in Deutschland nicht gegeben. Erst die im Jahr 2010 vom Umweltbundesamt (UBA) veröffentlichte Studie „Energiemanagement als Erfolgsfaktor“, die mit einem Vergleich der aus den Länderanalysen gewonnenen Erkenntnisse schloss, formulierte Empfehlungen für eine effektive Einführung von EnMS in Deutschland. Die Empfehlungen enthielten wichtige Aussagen: • Die Untersuchung zeigte zunächst, dass Energiemanagementsysteme (EnMSe) in vielen Ländern bereits als effektive Instrumente zur Förderung von Energieeffizienz eingesetzt wurden. Die Autoren begründeten dies damit, dass solche Systeme einen festen Rahmen bieten, um Unternehmen dabei zu unterstützen, ihre Energieeffizi‐ enz kontinuierlich zu steigern. Sie betonten auch, dass EnMSe einen Beitrag zur Verbreitung neuer energiesparender Techniken leisten könnten und empfahlen ihre Anwendung auch für Deutschland. • Die Studie zeigte allerdings auch, dass ein EnMS als Instrument zur Förderung von Energieeffizienz kein Selbstläufer ist. Vorliegende Erfahrungen in anderen Ländern erbrachten, so die Autoren, nur dort befriedigende Annahme der nationalen Normen, wo staatliche Begleitmaßnahmen griffen. Auch bei staatlicher Unterstüt‐ zung blieben langfristige Erfolge aus, wenn keine verbindliche Einbindung in das Management bis hin zur Unternehmensführung gegeben war. • Mit Blick auf Deutschland folgerten die Autoren, dass vorrangig besonders energie‐ intensive Unternehmen anzusprechen und für diese Pakete von Fördermaßnahmen und verpflichtenden Anforderungen (einschließlich des Einsatzes von normierten EnMS) zu schnüren wären. • Von Wert ist auch die Feststellung, dass „die kleinen und mittleren Unternehmen (KMU) in keinem der untersuchten Länder einen Schwerpunkt der Anwendung darstellten.“ Der Einsatz von EnMS beschränkt sich in allen betrachteten Ländern deutlich überwiegend auf (größere) energieintensive Betriebe.“ 9 • Die Autoren begründeten dies damit, dass bei den KMU die Voraussetzungen oft schlecht sind: „Es existieren keine Managementsysteme, auf denen aufgebaut werden könnte, die personellen Ressourcen sind knapp, die finanziellen Vorausset‐ zungen für Investitionen in Energieeffizienztechniken sind nur bedingt gegeben, das Wissen der Unternehmensleitung über die faktisch erzielbaren Energieeinspa‐ rungen ist gering und das Management verfügt auch nur recht beschränkt über die Zeit, sich mit der Thematik intensiver vertraut zu machen.“ 10 • Abschließend plädierten die Autoren im Zusammenhang mit der Einführung ener‐ giesparender Maßnahmen und speziell von EnMS in Deutschland für eine enge Zusammenarbeit zwischen Staat und der Industrie. Positive wie negative Anreizef‐ fekte sahen sie als geeignete Maßnahmen der Mobilisierung. 86 7 Aktionsfelder In diesen seinerzeit veröffentlichten Empfehlungen sind viele Probleme angesprochen, die sich in der späteren Einführung der EnMS-Normen in Deutschland und im Übergang zur Nutzung der ISO 50001 wiederfinden. Dies gilt besonders für die Schwierigkeit der Akzeptanz und Verbreitung von Energiemanagement bei kleineren und mittleren Betrieben (KMU). Abb. 7-7: Beispiele für Energieeinsparungen durch Einführung eines Energiemanagementsystems, Dänemark; Quelle: UBA, Energiemanagement als Erfolgsfaktor, November 2010 Die vorstehende Tabelle der Abb. 7-7 zeigt an dänischen Beispielen, dass ein EnMS durchaus nennenswerte Beiträge zu Effizienzverbesserung leisten kann, hier insbesondere im Wärmesektor. 7.1.3 Energiemanagement nach ISO BMWi, BAFA und die Kf W taten sich Jahr 2011 zusammen, um eine bundesweite Datenbank für sogenannte Energieeffizienz-Experten aufzubauen. Dies geschah zunächst vor dem Hintergrund, den Wildwuchs von selbsternannten Experten einzudämmen, die sich im Feld der geförderten Energieberatungen tummelten und die staatlichen Prämien abgriffen. Die zertifizierten Fachleute sollten sich vor allem um energieeffiziente Neubau- oder Sanierungsmaßnahmen kümmern. 2013 waren bereits 5000 Wohngebäude-Experten in der Liste aufgeführt. Das Programm wurde dann über den Bau hinaus ausgeweitet. Ab Januar 2015 finden Unternehmen qualifizierte Fachleute im Rahmen des Förderpro‐ gramms „Energieberatung im Mittelstand (BAFA)“. Das BMWi unterstützt mit diesem Förderprogramm kleine und mittlere Unternehmen bei der Identifizierung von Energie‐ einsparpotenzialen. Branchen- und sektorübergreifend war schließlich auch die DIN EN 16001, die als erste Norm das Thema Energiemanagement behandelte und standardisierte. Die Grundlage für eine effiziente Energiebereitstellung und -nutzung ist das Wissen über die wesentlichen Energieverbraucher im Unternehmen und darüber, wie diese Faktoren beeinflusst werden können. Dafür müssen die betrieblichen Abläufe transparent sein und kontinuierlich erfasst werden. Die DIN EN 16001, veröffentlicht im August 2009, gab auf dieser Basis erstmals eine Struktur für ein betriebliches Energiemanagementsystem vor. 87 7.1 Energieeffizienz und Energiemanagement 11 DIN EN ISO 50001: 2018-12: Energiemanagementsysteme - Anforderungen mit Anleitung zur Anwendung (ISO 50001: 2018); Deutsche Fassung EN ISO 50001: 2018, Berlin 2018. 12 Nach TÜV Süd (Hg): White Paper zu ISO 50001, München o. Jahr. TÜV Süd ist eine von der DAkkS akkreditierte Zertifizierungsagentur. Das Fraunhofer IPA hatte einen Leitfaden zur Umsetzung der Anforderungen der DIN EN 16001 erstellt und zeigte die dazu notwendigen Schritte unter folgenden Überschriften auf: • „Implementierung einer Energiepolitik, • Definition von strategischen und operativen Zielen, • Erklärung der Unternehmensleitung, dass die laufende Verbesserung der Energiebi‐ lanz ein durchgreifendes Unternehmensziel für alle Bereiche und Mitarbeiter ist.“ Anschließend an den Basisentwurf können dann Abläufe und Standards geschaffen werden, die die Norm sukzessive im Unternehmen etablieren. Das primäre Ziel der DIN EN 16001 war die Reduzierung der Energiekosten - nicht die Einsparung als solche oder die CO 2 -Einsparung. Unternehmen, die ein Energiemanagementsystem etablieren, gewinnen jedoch über die Kostenersparnis hinaus noch weitere Vorteile. Der kritische Blick auf die betrieblichen Abläufe führt dazu, dass in Technik wie Organisation Verbesserungsmög‐ lichkeiten bis hin zur Innovation gefunden werden. Dazu kommt, dass Mitarbeiter ein Gefühl dafür gewinnen, was es heißt, effizient mit Energie umzugehen, und sich hierüber austauschen. Im Prozess der Anerkennung der jetzt internationalen Norm zu diesem Thema, der DIN EN ISO 50001, wurde deutlich, dass Zweigleisigkeit keine Lösung sein konnte: die bestehende DIN EN 16001: 2009 musste zurückgezogen werden, was dann zum April 2012 vorgesehen wurde. Die DIN EN ISO 50001 wurde Ende 2011 veröffentlicht (und Ende 2018 erneuert). 11 Sie wurde von der International Standards Organization (ISO) entwickelt und deckt alle Phasen der Einführung und Umsetzung eines EnMS ab. Sie bietet Organisationen im typischen Normen-Deutsch einen Rahmen für: • „Die Entwicklung und Durchführung von energetischen Bewertungen zur Feststel‐ lung von Verbesserungspotenzialen, • die Lenkung und Überwachung der mit einem beträchtlichen Energieeinsatz ver‐ bundenen betrieblichen Abläufe und Instandhaltungsaktivitäten, • die Überwachung, Messung und Analyse der Faktoren, die die energiebezogene Leistung bestimmen, • die Bewertung der Eignung, Angemessenheit und Wirksamkeit, • die Festlegung von strategischen und operativen Zielen zur Umsetzung der besseren Effizienz, • die Entwicklung einer unternehmenseigenen Effizienz-Philosophie, • die kontinuierliche Verbesserung der energiebezogenen Leistung eines Unterneh‐ mens.“ 12 Die Norm basiert formal auf dem Muster der DIN EN ISO 9001 (Qualitätsmanagement‐ systeme), der DIN EN ISO 14001 (Umweltmanagementsystem) sowie auf anderen Mana‐ gementsystemen, die weltweit genutzt werden und konzentriert sich entsprechend auf 88 7 Aktionsfelder 13 Weka Media, Info-Portal: Thema Energie im Betrieb, Energiemanagement und Energieeffizienz; Schlagwort DIN EN 16001: 2009, https: / / www.weka.de/ , Abruf 2. September 2019. 14 S. Abschnitt 6-3 der Norm. Organisation und Abläufe. Die Inhalte der DIN EN ISO 50001 sind weitgehend identisch mit denen der nationalen DIN EN 16001. Jedoch unterscheiden sie sich in folgenden, z. T. formalen Punkten: 13 • unterschiedliche Gliederungsakzente, • andere Begriffe, • Konkretisierung einiger Anforderungen, • statt „Ermittlung und Überprüfung von Energieaspekten“ jetzt: „Energetische Be‐ wertung“, • Definition einer „Energetischen Ausgangsbasis“ (neu gegenüber DIN EN 16001), • die früheren Indikatoren für die energetische Leistung werden durch „Energieleis‐ tungskennzahlen“ ersetzt. • Statt Energieprogramm heißt es nun „Energieaktionsplan“. • Die Verantwortung für das EnMS wechselt von einer Einzelperson zum sog. Ener‐ giemanagementteam. • Keine Vorschriften zur Veröffentlichung, • die Kapitel Benennung, Anwendungsbereich und Grenzen des Energiemanagement‐ systems entfallen. • Für energierelevante Beschaffungen müssen Entscheidungskriterien definiert und etabliert werden. Die ISO 50001 fordert im Rahmen der Planung des Energiemanagementsystems, dass das Unternehmen eine sog. „energetische Bewertung“ durchführt und aufrechterhält. 14 Das heißt, dass das Unternehmen • den Energieeinsatz mit Messungen und mithilfe anderer Daten ermittelt, • auf dieser Basis die Bereiche des hauptsächlichen Energieverbrauchs definiert und • Wege zur Verbesserung der Energieeffizienz findet und umsetzt, ggf. auch durch Änderung der Prozesse und Abläufe. Die Zertifizierung nach ISO 50001 ist in Deutschland Voraussetzung für die Anerkennung als stromkostenintensives Unternehmen und für damit einhergehende steuerliche Erleich‐ terungen. Gleichwertig damit ist in Deutschland die Durchführung eines Energieaudits nach DIN EN 16247-1 - eine weniger aufwendige Möglichkeit für kleine und mittlere Unternehmen im Sinne der Empfehlung 2003/ 361/ EG der Europäischen Kommission, die Anforderungen des Strom- und des Energiesteuergesetzes für den Spitzenausgleich und die Bedingungen des EEG für eine Anerkennung als stromkostenintensives Unternehmen zu erfüllen. Der technischen Umsetzung dient in Deutschland die VDI-Richtlinie VDI 4602, Blatt 1 und 2, die seit Januar 2016 als Entwurf vorliegt. Die Richtlinie definiert den Begriff des Energiemanagements und hat ein gewollt breites Anwendungsspektrum. Sie lässt sich für 89 7.1 Energieeffizienz und Energiemanagement 15 Nach Informationsportal CCI-Dialog. 16 In DNV GL haben sich 2013 die zwei führenden Klassifikationsgesellschaften Det Norske Veritas (Norwegen) und Germanischer Lloyd (Deutschland) zusammengeschlossen. 17 Pers. Mitteilung an den Autor, bezogen auf ein reales Beispiel eines mittelständigen Unternehmens, in dem nur ein Teilbereich des Unternehmens zertifiziert wurde. öffentliche Einrichtungen, gewerbliche und industrielle Objekte oder auch Energieversor‐ gungsunternehmen einsetzen. Mit der bloß formalen Zertifizierung eines Energiemanagementsystems oder eines Energieaudits nach DIN EN ISO 50001 bzw. DIN EN 16247 ist es allerdings nicht getan, was die Richtlinie auch deutlich zum Ausdruck bringt: ▸ Es gilt, die formulierten Anforderungen des Energiemanagements umzusetzen und in die praktische Anwendung zu bringen. Die Richtlinie dient diesem Zweck, indem sie den Bezug zwischen Zertifizierungsziel und praktischer Umsetzung dar- und herstellt. Die Richtlinie VDI 4602 Blatt 2 „Energiemanage‐ ment - Beispiele“ geht auf Anwendungsfälle zum Energiemanagement ein. Erfasst werden Aufgabenstellungen für die Wirtschaftsbereiche Energieversorgung, Industrie, Kommunen und Gebäudebewirtschaftung. 15 Als Zeitaufwand für eine Zertifizierung kann etwa ein Jahr eingeplant werden, abhängig von der gewählten Agentur. Da die Agenturen privatwirtschaftlich organisiert sind, erheben sie Gebühren, die im Angebot mitgeteilt werden. Das Unternehmen muss sich zur Kostenübernahme verpflichten, bevor die nächsten Schritte eingeleitet werden. Die Wahl der Agentur ist nicht unkritisch zu sehen. Alle Agenturen, die ein Zertifikat mit Prüflogo vergeben dürfen, sind von der nationalen Aufsichtsbehörde zugelassen, die als „DakkS“ firmiert, und haben dort ein umfangreiches Akkreditierungsverfahren durchlaufen. Jedoch gibt es bekannte Agenturen wie TÜV Süd, TÜV Rheinland, DQS als Tochter der deutschen Gesellschaft für Qualität, Lloyds Register, DNV GL 16 etc. und weniger bekannte. Das wirkt sich auf die Außenwirkung des Zertifikates aus - ein No-Name-Logo zählt nicht viel beim Kunden, auch wenn es die formalen Bedingungen (z. B. zur Anerkennung als stromkostenintensives Unternehmen) erfüllt. Die Kosten hängen i. A. von der Größe des Unternehmens ab, konkret von der Zahl der Mitarbeiter; sie unterscheiden sich außerdem von Agentur zu Agentur, wenn auch nicht stark. Um für kleine Unternehmen einen Richtwert zu geben: eine Erstzertifizierung erhält man für ca. 12.000 € plus MwSt. bei fünf Mitarbeitern in der mit dem System befassten Abteilung. 17 Die Zertifizierung wird für eine Dauer von drei Jahren erteilt. Dann muss die sog. Re-Zer‐ tifizierung beantragt werden. Auch während der jeweiligen Laufzeit bleibt das System unter Kontrolle der Agentur. Zu diesem Zweck werden jährliche sog. Überwachungsaudits angesetzt, die vor Ort stattfinden. Auch sie sind wieder mit Kosten (und Zeit) verbunden. Energiemanagementsysteme sind inzwischen in der deutschen Industrie durchaus ver‐ breitet. Eine vom Verfasser m Jahre 2019 durchgeführte Umfrage in einem (sehr speziellen) Industriesektor ergab allerdings, 90 7 Aktionsfelder 18 Die Umfrage wurde im Sektor Getreidemühlen durchgeführt. 19 Gore, Al: Wege zum Gleichgewicht. Ein Marshallplan für die Erde, 1. Auflage Frankfurt 1992. ▸ dass der wesentliche Antrieb zur Einführung der Norm die Möglichkeit war, mithilfe des Zertifikats den Strombezugspreis zu senken. 18 Das Beispiel zeigt, welche Umwege eine staatliche Fördermaßnahme nehmen kann. 7.2 Zertifikatehandel Der Emissions- oder Zertifikatehandel geht von der Prämisse aus, dass man die der Atmosphäre zugeführten Mengen an CO 2 (und/ oder anderen Schadstoffen) kontrollieren kann, wenn hierfür vom jeweiligen Verursacher eine Berechtigung verlangt wird. Im gegebenen Fall handelt es sich dabei um Emissionsrechte, die für einen Staat oder einen konkreten Emittenten und eine bestimmte Zeitperiode gelten und die in der Periode auch handelbar sind. Die Tonne CO 2 bzw. eines anderen Schadstoffes bekommt auf diese Weise einen Preis, sodass ein marktwirtschaftliches Instrument der Klimavorsorge entsteht. Die Idee des Emissionszertifikatehandels geht ursprünglich auf das Jahr 1992 und den damaligen Senator und späteren US-Vizepräsidenten A. GORE zurück, der diesen Vorschlag im Rahmen einer Buchveröffentlichung machte. 19 Das System überzeugt im Grundsatz, hat jedoch auch seine Schwächen. Sie hängen u. a. mit dem Startpreis der Zertifikate zusammen. 7.2.1 Funktionsweise Ein einzelnes Emissionsrecht berechtigt zum Ausstoß von 1 t CO 2 bzw. CO 2 -Äquivalent innerhalb der zeitlich festgelegten Verpflichtungsperiode. Das Instrument wird wirksam durch Kontrolle: Am Ende der Verpflichtungsperiode ist nachzuweisen, dass die tatsächli‐ chen Emissionen durch Emissionsberechtigungen gedeckt sind. Bei Überschreitungen sind Strafzahlungen zu leisten. Dazu kommt es im Regelfall jedoch nicht, da die Emittenten die Möglichkeit des Zukaufs an Emissionsrechten haben, wie sie auch umgekehrt nichtgenutzte Rechte verkaufen oder als Gutschriften in die nächste Periode mitnehmen können. Es entsteht somit ein regelrechtes Handelssystem, eben der Zertifikatehandel, der nach dem einfachen Prinzip der Abb. 7-8 funktioniert. Das System muss jeweils am Beginn einer Verpflichtungsperiode „gestartet” werden. Dazu muss durch eine berechtigte Stelle (Staat oder eine andere öffentliche Körperschaft) die Gesamtmenge an Emissionen für eine Periode festgelegt und in Form von Berechti‐ gungen anteilig auf die Emittenten übertragen werden. Die Zahl der Zertifikate wird dabei aus den historischen Emissionen ermittelt und mit der klimapolitisch gewollten Reduktionsverpflichtung versehen. Die Startzertifikate werden entweder (zum Schutz der Wettbewerbsfähigkeit) gratis zugeteilt oder sie werden versteigert. 91 7.2 Zertifikatehandel Abb. 7-8: Zum Prinzip des Zertifikatehandels; Quelle: Deutsche Emissionshandelsstelle (DEHSt) im Umweltbundesamt Praktische Anwendung hat der Emissionshandel in verschiedenen Formen gefunden. Historisch entstand zunächst nach 1997 ein Handel zwischen Staaten, wie im Rahmen des Kyoto-Protokolls vereinbart. Der zwischenstaatliche Emissionshandel begann allerdings erst am 1. Januar 2008. Das im Modell dem Kyoto-Muster folgende Europäische Emissi‐ onshandelssystem (EU-ETS) wurde auf Basis der am 13. Oktober 2003 verabschiedeten Richtlinie dagegen schon am 1. Januar 2005 gestartet. Im EU-Emissionshandelssystem sind die Marktteilnehmer allerdings nicht mehr die Staaten, sondern die Unternehmen bzw. die Betreiber emissionsintensiver Industrieanlagen, die über nationale Allokationspläne Emissionsberechtigungen zugewiesen bekommen. 7.2.2 Der internationale Emissionshandel (nach Kyoto-Protokoll) Der Emissionshandel ist Teil der sogenannten Flexiblen Mechanismen des Kyoto-Proto‐ kolls, die im Schema der Abb. 7-9 dargestellt sind. Der hier interessierende Emissionshandel ist in Artikel 17 des Kyoto-Protokolls geregelt. Handelsteilnehmer sind die in der Proto‐ kollanlage B genannten Industriestaaten. Modalitäten, Regeln und Richtlinien wurden über mehrere Jahre verhandelt und schließ‐ lich 2001 in Marrakesch (COP 7) als Marrakesh Accords verabschiedet. Der Handel selbst begann am 1. Januar 2008. Für dieses Startjahr wurden den am Kyoto-Protokoll beteiligten Staaten sogenannte „assigned amount units“ (AAUs) zugeteilt, die nach den jeweiligen Emissionen im Bezugsjahr 1990 bemessen waren. Die Zahl der jährlich neu verfügbaren AAU sollte sich mit jedem Folgejahr nach den festgelegten Reduktionszielen verringen, die für jeden Teilnehmer individuell ausgehandelt und durchaus unterschiedlich waren (Deutschland z. B. -21 %, Frankreich 0 %, Russland 0 %, Portugal +27 %). Zum Ende der 92 7 Aktionsfelder ersten Kyoto-Periode (Ende 2012) sollten die Staaten jeweils eine Gesamtzahl von AAUs entsprechend ihrer aufsummierten Perioden-Emission einreichen. Nicht ausgeglichene Zertifikatsbilanzen sollten entweder zu Strafzahlungen (in Form des Zukaufs weiterer Zertifikate) oder zu Gutschriften für die Folgeperiode führen. Abb. 7-9: Die Mechanismen des Kyoto-Protokolls, links der Emissionshandel; Quelle: UBA, Deutsche Emissionshandelsstelle Die Strafbewehrung war sicherlich notwendig, führte jedoch zu unliebsamen Begleiter‐ scheinungen: Kanada hatte sich im Kyoto-Protokoll dazu verpflichtet, bis 2012 seinen Ausstoß von CO 2 um 6 % im Vergleich zum Jahr 1990 zu senken. Allerdings wurde 2011 sichtbar, dass das Land dieses Ziel grob verfehlen würde: Im Jahr 2010 lag der Wert für die Treibhausgas-Emissionen Kanadas um mehr als 35 % über den Daten von 1990. Kanada verließ umgehend das Kyoto-Protokoll, um eine erwartbare Strafzahlung von mehr als 10 Mrd. Euro zu vermeiden. Die erste Verpflichtungsperiode des Kyoto-Protokolls startete zudem mi einem Kon‐ struktionsfehler, der mit der Wahl des Bezugsjahres zusammenhängt. In diesem Jahr exis‐ tierten noch die Sowjetunion und der Warschauer Pakt mit ihren sehr hohen Emissionen, die in der Folgezeit nach der Auflösung des „Ostblocks” massiv einbrachen. Dadurch kam es zu einem Überangebot an Zertifikaten, das sich durch die gesamte Periode hinzog mit dem Ergebnis, das am Ende ein Gesamtüberschuss aller Länder aus der ersten Kyoto-Periode in Höhe von 13.127 Mio. t CO 2 -Äquivalent verblieb. Die Handelsabsprachen zwischen den Staaten sind nicht öffentlich, jedoch stehen Schätzungen zur Verfügung: der durchschnittliche Preis lag von 2008-2011 zwischen 4 und 15 Euro pro Tonne und fiel dann im Jahr 2912 auf 2‒3 Euro pro Tonne. Das Gesamthandelsvolumen in der ersten Kyoto-Periode dürfte etwa 400 Mio. AAU betragen haben. Dem Kyoto-Protokoll von 1997 folgten im Jahr 2012 die Beschlüsse von Doha für eine zweite Verpflichtungsperiode mit neuen Klimazielen für die Industrieländer bis 2020. Das Ergebnis zäher Verhandlungen war allerdings ein Kompromiss: Das Kyoto-Protokoll von 1997 wurde fortgeschrieben. Das bedeutete einen Reduktionsverpflichtung von 18 % für die Gesamtheit der verbliebenen 38 Staaten bis 2020, wiederum bezogen 93 7.2 Zertifikatehandel 20 EU-Kommission (Hg): Richtlinie 2003/ 87/ EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13. Oktober 2003 über ein System für den Handel mit Treibhausgasemissionszertifikaten in der Gemeinschaft und zur Änderung der Richtlinie 96/ 61/ EG des Rates. 21 Richtlinie 2003/ 87/ EG, Ziffer 5. auf das Basisjahr 1990. Kanada war nun nicht mehr dabei, auch Russland, Japan und Neuseeland verweigerten die weitere Mitwirkung. Abgesehen von den nur mäßigen Reduktionszielen (z. B. EU -20%) verblieb als weiteres Problem der Umgang mit den Überschusszertifikaten der ersten Runde. Der wenig zufriedenstellende Kompromiss war hier, dass die osteuropäischen Staaten ihre überschüssigen Emissionsrechte in die zweite Periode übertragen und unter bestimmten Bedingungen auch verkaufen durften, sogar über 2020 hinaus. Das Kyoto-Protokoll ist auf Treibhausgasemissionen insgesamt ausgerichtet und damit nicht auf CO 2 beschränkt, wenngleich CO 2 auch den bei Weitem größten Beitrag zu den Emissionen liefert. Das Kyoto-Protokoll umfasst neben CO 2 auch Methan (CH 4 ), Lachgas (N 2 O) und die fluorierten Treibhausgase (F-Gase). In Deutschland entfielen im Jahr 2016 88,2 % auf Kohlendioxid, 6,0 % auf Methan, 4,2 % auf Lachgas und rund 1,7 % auf die F-Gase. 7.2.3 Der Emissionshandel in der EU (EU-ETS) Das EU-ETS wurde 2003 vom Europäischen Parlament und dem EU-Ministerrat beschlos‐ sen 20 und am 1. Januar 2005 in Kraft gesetzt. Es basierte auf den Empfehlungen eines vorher erstellten Grünbuchs und entstand vor dem Hintergrund der im Rahmen des Kyoto-Protokolls eingegangen Pflichten: „Die Gemeinschaft und ihre Mitgliedstaaten sind übereingekommen, ihre Verpflichtungen zur Verringerung der anthropogenen Treibhaus‐ gasemissionen im Rahmen des Kyoto-Protokolls gemäß der Entscheidung 2002/ 358/ EG gemeinsam zu erfüllen. Diese Richtlinie soll dazu beitragen, dass die Verpflichtungen der Europäischen Gemeinschaft und ihrer Mitgliedstaaten durch einen effizienten europäi‐ schen Markt für Treibhausgasemissionszertifikate effektiver und unter möglichst geringer Beeinträchtigung der wirtschaftlichen Entwicklung und der Beschäftigungslage erfüllt werden.” 21 Das EU-ETS wurde auf Anlagen und deren Betreiber ausgerichtet (Artikel 3), die Ausgabe der Zertifikate erfolgte nach Artikel 10 weitgehend kostenlos: „Für den am 1. Januar 2005 beginnenden Dreijahreszeitraum teilen die Mitgliedstaaten mindestens 95 % der Zertifikate kostenlos zu. Für den am 1. Januar 2008 beginnenden Fünfjahreszeitraum teilen die Mitgliedstaaten mindestens 90 % der Zertifikate kostenlos zu.” In der Selbstdarstellung der EU zu den Phasen der Entwicklung werden die bis heute überschaubaren Perioden wie folgt beschrieben: • 2005-2007: Die 1. Handelsperiode war durch „learning by doing“ gekennzeichnet, jedoch konnte man schon von einer Etablierung des Systems sprechen. Die Zahl der ausgegebenen Zertifikate war jedoch deutlich zu hoch: ihr Preis fiel gegen Ende der Periode auf 0 €. 94 7 Aktionsfelder 22 Europäische Kommission (Hg): Das Emissionshandelssystem der EU (EU ETS), 2016. • 2008-2012: Mit Beginn der 2. Handelsperiode erweiterte sich der Teilnehmerkreis um Island, Norwegen und Liechtenstein. Die Anzahl der Zertifikate wurde um 6,5 % reduziert. Da der Wirtschaftsabschwung die Emissionen reduzierte und die Nachfrage nach Zertifikaten einbrach, ergab sich wieder ein Überhang an nicht verwendeten Zertifikaten und Gutschriften, was erneut den CO 2 -Preis drückte. In das System wurde am 1. Januar 2012 der internationale Luftverkehr aufgenommen. • 2013-2020: Zur 3. Handelsperiode schloss sich Kroatien an. Mit ihrem Beginn wurde eine größere Reform wirksam. Wichtig wurde jetzt eine EU-weite Emissi‐ onsobergrenze, die sich jährlich um 1,74 % verringerte. Als Ausgangswert für die Gesamtmenge an Zertifikaten diente jetzt die durchschnittliche Jahresmenge der in den Jahren 2008 bis 2012 ausgegebenen Zertifikate. Außerdem änderte sich der Zugang: An die Stelle der kostenlosen Zuteilungen der Zertifikate traten Zertifikatversteigerungen. • 2021-2030: 4. Handelsperiode. Hierfür soll ein überarbeitetes EU-ETS zur Verfügung stehen, für das die Europäische Kommission im Juli 2015 einen Gesetzesvorschlag eingebracht hat. 22 Die ersten beiden Handelsperioden wurden nach der EU-Richtlinie auf die CO 2 -Emis‐ sionen von ausgewählten energieintensiven Industriesektoren ausgerichtet. Konkret handelte es sich um Verbrennungsanlagen, Raffinerien, Kokereien, Eisen- und Stahlpro‐ duzenten sowie Anlagen der Zement-, Glas-, Kalk-, Ziegel-, Keramik-, Zellstoff- und Papierindustrie. Auch Stickoxidemissionen aus industriellen Prozessen wurden erfasst. Die ursprüngliche Einbeziehung des gesamten grenzüberschreitenden Luftverkehrs wurde allerdings schon im September 2012 wieder modifiziert und galt vorerst nur für innereuropäische Flüge. In das EU-ETS sind heute etwa 11.000 Kraftwerke und Fertigungsanlagen in den Mitgliedsstaaten der EU und dazu noch in den Nicht-EU-Ländern Island, Liechtenstein und Norwegen einbezogen. Es gilt auch für den Luftverkehr in bzw. mit diesen Ländern. Das System umfasst zurzeit ca. 45 % der gesamten Treibhausgasemissionen der EU. EU-ETS ist damit das weltweit größte System für den Handel mit Treibhausgasemissionszertifikaten und gilt als Muster für vergleichbare Systeme in anderen Weltregionen. An der klimapolitischen Bewertung des EU-ETS scheiden sich die Geister. Es gilt zwar grundsätzlich als vorbildliches Instrument, jedoch haben die großen Überhänge an Zertifikaten lange nicht dazu geführt, die Emissionen mit einem angemessenen Preis auszustatten. Damit fehlten zunächst die Anreize für die Wirtschaft, in CO 2 -arme bzw. CO 2freie Alternativen zu investieren. Das hat sich im Verlauf der letzten Jahre geändert, s. Abb. 7-10. Nach einem offenbar auf die Corona-Welle zurückzuführenden Einbruch der Zertifikatspreise im März 2020 auf 15 €/ t CO 2 wurde im Dezember 2020 mit 30 €/ t CO 2 ein neues Allzeithoch erreicht. 95 7.2 Zertifikatehandel 23 VDI nachrichten vom 5.April 2019. Abb. 7-10: Veränderung der CO 2 -Preise im ETS, Dez. 2016 bis Dez. 2020; Quelle: EEX/ FAZ Zum Anstieg trägt ein finanztechnischer Effekt bei: Die Zertifikate werden frei gehandelt und dienen auch als Spekulationsobjekte. Das ist zwar nicht im Sinn des Systems, lässt sich aber kaum vermeiden. Bereits im Jahr 2019 wurde beobachtet, dass die Zertifikatsumsätze das Produktionsvolumen deutlich überschritten und gewissermaßen auf Vorrat gekauft wurden. 23 Auch zum jüngsten Anstieg hat offenbar der Blick in die Zukunft beigetragen: die neuen Klimaziele der EU für das Jahr 2030 lassen eine vorzeitige Verknappung der Zertifikate erwarten. Mit Blick hierauf kann es zum Jahresende 2020 zu kurzfristigen Korrekturen kommen. Eine Ausweitung des EU-ETS über Anlagen und deren Betreiber hinaus ist denkbar. Trotz all der offenen Fragen hat auch die EU-Kommission die deutsche Idee eines Emissionshan‐ dels für Wärme und Verkehr für sich entdeckt. Im Rahmen der Zielverschärfung für 2030 ist die Kommission gezwungen, ihre eigenen Instrumente zu überprüfen und anzupassen. Eine Anhebung des Ziels um mehr als 25 % bedarf zudem neuer Instrumente. Der neu eingeführte deutsche Emissionshandel bietet aus Sicht der EU-Kommission eine mögliche Ergänzung zum bereits bestehenden EU-Emissionshandel. 7.2.4 Das nationale Emissionshandelssystem (nEHS) Emissionen von Sektoren, die nicht durch den EU-Emissionshandel erfasst sind (z. B. Ver‐ kehr, Haushalte), sind bislang in nationaler Zuständigkeit verblieben. Es ist Angelegenheit der Einzelstaaten, hierfür eigene politische Maßnahmen zu ergreifen und Regelwerke zu verabschieden. 96 7 Aktionsfelder 24 Führende deutsche Wissenschaftler hatten Einstiegsquoten von 35 bis 50 Euro je Tonne und danach ein schnelles weiteres Anwachsen gefordert. Ein Beispiel findet sich im 2019 verabschiedeten Klimapaket der deutschen Bundes‐ regierung, zu dem auch das Bundes-Klimaschutzgesetz (KSG) vom 12. Dezember 2019 gehört. Es sieht ein nationales Emissionshandelssystem vor, das sich auf national zulässige Jahresemissionsmengen stützt, die jetzt auch für die Sektoren Gebäude, Verkehr und Landwirtschaft und einen Zehnjahreszeitraum festgeschrieben werden, s. Abb. 7-11. Abb. 7-11: Anlage 2 - Zulässige Jahresemissionsmengen (zu § 4 des Bundes-Klimaschutzgesetzes und zur Änderung weiterer Vorschriften); Quelle: BGBl. I S. 2513 Grundgedanke war auch hier die Bepreisung von CO 2 , die jetzt nicht beim Hersteller, sondern beim Versorger ansetzt, also bei den Lieferanten von Benzin, Diesel, Heizöl und Erdgas. Sie sollten nach einem Bund-Länder-Kompromiss vom Dezember 2019 in der ersten Stufe Verschmutzungsrechte pro Tonne erwartbarere CO 2 -Emission erwerben, für die zunächst ein Festpreis von 25 € pro Tonne festgesetzt wird. 24 Der Preis soll schrittweise bis 2025 auf 55 € steigen. Erst danach soll der Preis der Verschmutzungsrechte sich innerhalb eines Korridors zwischen 55 € und 65 € über den freien Handel bilden und so durch Angebot und Nachfrage bestimmt werden. In der Konsequenz wurde am 19. Dezember 2019 das Gesetz über einen nationalen Zertifikatehandel für Brennstoffemissionen (Brennstoffemissionshandelsgesetz - BEHG) verkündet, wodurch für Deutschland ein Emissionshandel für die Sektoren Wärme und Verkehr ab dem Jahr 2021 eingeführt wird. In der im Oktober 2020 verabschiedeten 1. No‐ velle des BEHG wurden der o. g. Startpreis für die Tonne CO 2 und auch die Steigerungsrate bestätigt sowie der Zeitpunkt des Starts auf den 1. Januar 2021 festgelegt. Der wesentliche Steuerungsmechanismus besteht darin, dass das Umweltbundesamt als zuständige Behörde die Gesamtzahl der jährlich ausgegebenen Zertifikate im Hinblick auf das verfolgte Emissionsziel nach Abb. 7-11 festsetzt (cap) und damit sukzessive reduziert. 97 7.2 Zertifikatehandel Einzelheiten regelt das erwähnte Brennstoffemissionshandelsgesetz, das auch Sanktionen vorsieht. Die Teilnehmer an diesem dann beschränkt freien Handel sind die Unternehmen, die Kraft- und Heizstoffe in den Markt bringen. Das trifft Verbraucher jedoch unmittelbar, da die Unternehmen im Regelfall den CO 2 -Aufschlag weitergeben werden: Heizen und Tanken etwa werden teurer, Benzin bzw. Diesel z. B. um rd. 10 bzw.11 ct pro Liter. Dass die Mehrbelastungen der Verkehrsteilnehmer und Hausbesitzer durch eine Reihe von Fördermaßnahmen wie Erhöhung der Pendlerpauschale, die Förderung energetischer Sanierung oder die Reduzierung der EEG-Zulage zumindest teilweise aufgefangen werden sollen, wird politisch als sozial notwendige Kompensation gesehen, verwässert jedoch den Grundgedanken, dass Klimaschutz kostet und von den Verursachern getragen werden müsste - unter Inkaufnahme dann notwendiger privater Einschränkungen. Die zahlreich vorgesehenen Förderungen werden jetzt den Bundeshaushalt belasten und Einschränkun‐ gen an anderer Stelle zur Folge haben, z. B. bei den öffentlichen Investitionen, oder zu Steuererhöhungen führen, die wiederum alle treffen. Mit dem nEHS betritt Deutschland neues Land. Jedoch besteht die Erwartung, dass sich dieses Instrument in eine erwartete europäische Lösung einfügen wird. Die EU-Kommis‐ sionspräsidentin VON DER LEYEN hat sich bereits für einen Ausbau des europäischen Emissionshandels EU-ETS auf die Bereiche Schifffahrt, Luftfahrt, Verkehr und Gebäude ausgesprochen, s. auch Kap. 7.2.3, Der Emissionshandel in der EU. 7.3 Staatliche Eingriffe: Grenzwerte und Verbote Klimaschutz steht im größeren Zusammengang des Umweltschutzes und der Nachhaltig‐ keit, und hat auch hier eine seiner historischen Wurzeln. Der Begriff „Umwelt“ hat seine eigene Vergangenheit. In den Geisteswissenschaften geht er auf den dänischen Dichter J. I. BAGGESEN (1764-1826) zurück. In den Naturwis‐ senschaften auf J. VON UEXKÜLL, der 1924 in Hamburg ein „Institut für Umweltforschung“ gründete. Über die schon 1911 einsetzenden und sich in den 1920er Jahren verstärkenden Bemühungen zu einem Naturschutz wurde bereits in Kap. 2 berichtet. 1920 wurde mit der „Lüneburger Heide“ der erste deutsche Naturschutz-Park gegründet, 1935 das Reichs‐ naturschutzgesetz erlassen. Dass der zweite Weltkrieg eine solche auf Erhaltung gerichtete Weltsicht unterbrach, liegt auf der Hand. Erst in den 1960er Jahren erhielt sie in den USA wie in Deutschland wieder neues Gewicht. Im Bundestagswahlkampf 1961sah W. BRANDT wieder „blauen Himmel über der Ruhr“. Unter seiner Kanzlerschaft wurde 1969 im Bundesministerium des Innern die „Abteilung Umweltschutz“ geschaffen, die sich mit Wasserwirtschaft, Abfallbeseitigung, Luftreinhaltung und Lärmschutz befassen sollte, wie bereits in Kap. 2. Die Anfänge: Ressourcen, berichtet. Berichtet wurde auch, dass bei der Namensgebung der Begriff „environment protection“ Pate stand, wie er in den USA schon gebräuchlich war. Dort wurde im Dezember 1970 in der Präsidentschaft R. NIXONS die Environmental Protection Agency (EPA) als Bundesbehörde 98 7 Aktionsfelder 25 Wissenschaftliche Dienste des Bundestages (Hg): Abgas- und Geräuschgrenzwerte für Kraftfahr‐ zeuge - Historische Entwicklung, Ausarbeitung WD 7 - 3000 - 250/ 18, Berlin 7. Januar 2019. errichtet. Im Jahr darauf entstand ein erstes Programm der deutschen Bundesregierung zum Umweltschutz, wozu auch ein Gesetz zum Schutz gegen Fluglärm gehörte. Wichtigstes Gesetz aus dieser Periode ist das Bundes-Immissionsschutzgesetz aus dem Jahr 1974, das sich in Teilen auch eines Vorbildes, des US-amerikanischen Clean Air Act von 1970, bediente. Es war (und ist) ein Genehmigungsrecht für Industrie- und Gewerbeanlagen, dessen nähere Ausführung den Gewerbeüberwachungsbehörden, wie z. B. den staatlichen Umweltämtern, Gewerbeaufsichtsämtern oder Bezirksregierungen obliegt. Einzelheiten regelten dann die Bundes-Immissionsschutzverordnungen (BImSchV) und nachgeordnete, gleichwohl sehr wichtige Verwaltungsvorschriften wie die TA Luft und die TA Lärm. Nach einer Stagnationsphase unter Kanzler SCHMIDT begann die neue Bundesregierung unter H. KOHL 1983 mit einer massiven Luftreinhaltepolitik. Mit der Großfeuerungs‐ anlagenverordnung (1983) und mit Abgasregelungen für Fahrzeuge wurden durchaus weitreichende Maßnahmen ergriffen. Mit ursächlich hierfür war das die Öffentlichkeit bewegende Waldsterben - und der Wahlerfolg der Partei Die Grünen. 1994 wurde unter Umweltminister K. TÖPFER das neue Kreislaufwirtschafts- und Abfallgesetz eingeführt. Umwelt- und Klimaschutz laufen häufig auf eine staatliche Vorgabe von Grenz- oder Referenzwerten hinaus, in einigen Fällen auch auf den Erlass von Verboten. Es gab und gibt sie vor allem im ▸ im Bereich des Verkehrs, ▸ im Gebäudebereich, ▸ im Industriesektor, ▸ im Bereich der Energiewirtschaft. 7.3.1 Eingriffe im Bereich des Straßenverkehrs Abgasregelungen für Kraftfahrzeuge haben als heute intensiv wahrgenommener Bereich des Umweltschutzes eine weit zurückreichende Geschichte. Schon in der ersten, am 3. Februar 1901 erlassenen Regelung für den Verkehr mit Kraftfahrzeugen war festgelegt worden, dass Kraftfahrzeuge so gebaut, eingerichtet und ausgerüstet sein müssen, dass „jede vermeidbare Belästigung von Personen und Gefährdung von Fuhrwerken durch Geräusch, Rauch, Dampf und üblen Geruch ausgeschlossen ist.“ 25 Im Jahre 1965 forderte der Deutsche Bundestag die Bundesregierung zu einer admi‐ nistrativen Festlegung der Emissionsgrenzwerte durch Verwaltungsvorschriften auf und verlangte konkret Richtlinien über zulässige Grenzwerte für luftverunreinigende Stoffe, insbesondere für Kohlenmonoxid und Kohlenwasserstoffe. Dem kam die Bundesregierung nach, indem sie im Jahre 1968 eine Grenzwertregelung unmittelbar in der StVZO veran‐ kerte. Die Grenzwerte waren damit für Deutschland erstmals substantiiert; sie finden sich in zwei Änderungen zur StVZO (§ 47 Abs. 1 Satz 2). Bis dahin hatte sich Emissionsregulierung für Kfz auf allgemein gehaltene Vorgaben beschränkt, z. B. die Bauvorschrift des § 30 StVZO, nach der Fahrzeuge so gebaut und ausgerüstet sein mussten (und bis heute müssen), dass 99 7.3 Staatliche Eingriffe: Grenzwerte und Verbote 26 Zitiert nach Wissenschaftliche Dienste des Bundestages (Hg): Abgas- und Geräuschgrenzwerte, S. 6; der Zusatz „mit Fremdzündung“ schloss Fahrzeuge mit Dieselmotoren aus. „ihr verkehrsüblicher Betrieb niemanden schädigt oder mehr als unvermeidbar gefährdet, behindert oder belästigt.“ § 47 Abs. 1 Satz 1 StVZO gab seit 1960 neu vor, dass Kraftfahrzeuge so beschaffen sein müssen, dass „die Verunreinigung der Luft durch Abgase das nach dem jeweiligen Stand der Technik unvermeidbare Maß nicht übersteigt.“ Das Inkrafttreten der Emissionsgrenzwerte führte nicht dazu, dass bereits zugelassene Fahrzeuge ihre Zulassung verloren. Denn für die Grenzwerte galt (und gilt bis heute), dass sie sich nur auf erstmalig in den Verkehr gebrachte Fahrzeuge bezogen bzw. beziehen. Die Regelung war auf Kraftfahrzeuge mit Ottomotor asgelegt und nannte nur Grenz‐ werte für Kohlenmonoxid und Kohlenwasserstoffe. Pro 100 g verbrauchten Kraftstoff durf‐ ten jeweils nicht mehr als 25 g Kohlenmonoxid und 1,5 g Kohlenwasserstoffe ausgestoßen werden, um eine Allgemeine Betriebserlaubnis für einen neuen Fahrzeugtyp zu erhalten. Das Prüfverfahren basierte auf einem Fahrzyklus, der sich an einer durchschnittlichen Fahrt in einer deutschen Großstadt orientierte. Die Grenzwerte entsprachen in etwa den Anforderungen an deutsche Kraftfahrzeuge beim Export in die Vereinigten Staaten und bezogen wohl auch hieraus ihre Begründung. In Kalifornien waren (mit Blick auf den Sommersmog in Los Angeles) bereits über die „Cali‐ fornia Air Resources Board“ (CARB) schon 1967 die ersten Grenzwerte weltweit festgelegt worden. Mit der Grenzwertfestsetzung von 1968 war die Bundesrepublik Deutschland das zweite Lande der Welt, in dem der Gesetzgeber eine Begrenzung der Abgasemissionen von Kraftfahrzeugen vorgab. Die nationalen Grenzwertregelungen der Bundesrepublik und Frankreichs (ab 1969) interpretierte die Europäische Gemeinschaft als ein Unterlaufen des Gemeinsamen Marktes. Noch bevor die nationale Regelung am 1. Oktober 1970 in Kraft trat, verab‐ schiedete sie daher am 20. März 1970 die Richtlinie 70/ 220/ EWG zur Angleichung der Rechtsvorschriften der Mitgliedstaaten über Maßnahmen gegen die Luftverunreinigung durch Fahrzeugabgase, worin sie eigene Grenzwerte für CO und Kohlenwasserstoffe festlegte. 26 Seitdem sind die Abgasgrenzwerte in den EU-Mitgliedstaaten Europarecht. Grundlage hierfür war zunächst die erwähnte Richtlinie 70/ 220/ EWG, die mehrfache Änderungen und Verschärfungen durchlief. In der Bundesrepublik wurden die Vorgaben zunächst durch eine Anpassung des § 47 StVZO in deutsches Recht übernommen, bis im Jahr 2017 die Grenzwerte im Wege einer EU-Verordnung festgelegt wurden, die unmittelbar gilt. Die ersten europäischen Grenzwerte von 1971 beschränkten sich auf CO- und Kohlen‐ wasserstoffemissionen bei Fahrzeugen mit Fremdzündungsmotor mit einem Gewicht von maximal 3,5 t, also auf benzinbetriebene Pkw und leichte Nutzfahrzeuge: ˂ 750 kg ˂ 100 g CO ˂ 8 g Kohlenwasserstoffe pro Testzyklus < 2.150 kg ˂ 220 g CO ˂ 12,8 g Kohlenwasserstoffe pro Testzyklus 100 7 Aktionsfelder 27 Richtlinie 88/ 76/ EWG. 28 Richtlinie 88/ 87/ EWG. 29 Änderungsrichtlinie 88/ 436/ EWG. 30 Richtlinie 91/ 441/ EWG. Getestet wurden die Fahrzeuge auf dem Rollenprüfstand in einem Fahrzyklus, der einer Stadtfahrt entsprach. Erste Maßnahmen zur Limitierung von Dieselabgasen wurden 1972 durch die Richtlinie 72/ 306/ EWG veranlasst. Sie bezogen sich auf Rußgrenzwerte, festgestellt durch die Trübung der Abgase. Im Jahre 1974 wurden die für benzinbetriebene Fahrzeuge festgesetzten Koh‐ lenmonoxid- und Kohlenwasserstoffgrenzwerte erstmals verschärft, durch eine Absenkung von 20 bzw. 15 %. Diese und auch die späteren Änderungen waren Konsequenzen aus dem Aktionsprogramm der EU für den Umweltschutz vom 22. November 1973. 1977 wurden durch Änderungsrichtlinie 77/ 102/ EWG36 erstmals Grenzwerte für Stick‐ oxide vorgegeben, wieder nur für benzinbetriebene Fahrzeuge: ˂ 750 kg ˂ 10 g NO2 pro Testdurchlauf < 2150 kg ˂ 16 g NO2 pro Testdurchlauf Ab 1978 wurden die Stickoxidgrenzwerte um 15 %, die für CO um 20 % und die für Kohlen‐ wasserstoff um 12 % herabgesetzt. Ab 1983 wurden Dieselfahrzeuge mit einem Gewicht bis zu 3,5 t in das bis dahin auf benzinbetriebene Fahrzeuge beschränkte Grenzwertregime der Richtlinie 70/ 220 EWG einbezogen. Zugleich wurde ein Summengrenzwert eingeführt. 1987 wurde das Grenzwertregime vom Ansatz her geändert: Die Grenzwerte bezogen sich jetzt auf den Hubraum und zum Teil auf die Antriebsart (Diesel- oder Benziner). Es differenzierte stark, auch hinsichtlich der verbindlichen Termine. Hinzu kam die Forderung an die Auslegung der Motoren auch für den Betrieb mit unverbleitem Benzin. 27 Parallel hierzu gab es jetzt erstmals eine Regelung für Lastkraftwagen. 28 Kurz danach wurde im Jahr 1988 der erste Partikelgrenzwert definiert und zahlenmäßig vorgegeben. 29 Er wurde hubraumunabhängig auf 1,1 g/ Testzyklus festgesetzt (Pkw und leichte Nutzfahrzeuge mit Dieselantrieb). 1989 wurden die Grenzwerte für hubraumschwache Pkw und leichte Nutzfahrzeuge erneut gesenkt, auf jetzt 22 g Kohlenmonoxid/ Testzyklus und 5 g/ Testzyklus für HC + NO X , gültig für alle Neufahrzeuge ab 1. Januar 1994. Die nächste Umgestaltung erfuhr das Grenzwertregime 1991. Die Werte wurden jetzt auf den Fahrkilometer bezogen und die Unterscheidung nach Hubraumklassen wurde aufgegeben. Zugleich wurde der Testzyklus konsequent um einen außerstädtischen Teil ergänzt. 30 Die neue Richtlinie war zugleich mit der sog. Euro-1-Norm die Geburtsstunde der Schadstoffklassen und auch des sog. NEFZ (Neuer Europäischer Fahrzyklus), der bis ins Jahr 2017 der allein maßgebende Grenzwertkontrolltest blieb. Die ab 1. Januar 1992 101 7.3 Staatliche Eingriffe: Grenzwerte und Verbote 31 Ein isolierter Stickoxidgrenzwert war in den Euro-Normen zunächst nicht vorgesehen; er wurde erst mit der Euro-3-Norm eingeführt. 32 Die Norm Euro 6 hat mit Euro 6 Temp und Euro 6 d inzwischen weitere Ausdifferenzierungen erfahren. verbindlichen Werte der Euro-1-Norm waren jetzt 2,72 g Kohlenmonoxid/ km, 0,97 g HC+NO X / km und 0,14 g Partikelmenge/ km (für Dieselfahrzeuge). 31 In den bis heute folgenden Jahren wurden die Schadstoffklassen mehrfach erweitert oder besser verengt. Für Lkw wurden parallel zu den Pkw die Schadstoffklassen Euro I bis Euro VI erlassen und jeweils mit aktualisiert. Die heute mit Euro 6 geltenden Grenzwerte für Pkw sowie deren Entwicklung von Euro 1 bis Euro 6 zeigt Abb. 7-12. 32 Dass die zunächst nationale, dann EU-bestimmte Umweltschutzgesetzgebung für den Verkehrssektor Wirkungen gezeigt hat, steht außer Frage. Abb. 7-13 demonstriert dies insbesondere vor dem Hintergrund der um über 20 % gestiegenen Fahrleistungen. Auch das alte Prüfverfahren, der im Jahre 1991 eingeführte sog. Neue Europäische Fahrzyklus (NEFZ) ist ab 1. September 2017 abgelöst worden - einerseits durch einen neuen Rollenprüfstandtest (WLTP), andererseits durch Schadstoff-Emissionsmessungen auf der Straße, sog. Real Driving Emissions Tests (RDE). RDEs werden allerdings zunächst nur zur Kontrolle der Einhaltung der Stickoxidgrenzwerte durchgeführt und ergänzen damit den WLTP. Abb. 7-12: Die Entwicklung der EURO-Normen der Klassen 1-6 für PKW; Quelle Wikimedia Com‐ mons. Emission Standards-Otto, Autor Hastdutoene Alle bisher für den Straßenverkehr eingeführten Grenzwerte bezogen sich zwar auf Luftschadstoffe, klammerten jedoch das CO 2 aus. Und dies durchaus zu Recht: CO 2 ist für Mensch und Tier völlig ungiftig, wird von den Pflanzen sogar als notwendiger Bestandteil 102 7 Aktionsfelder 33 EG Nr. 443/ 2009. der Photosynthese gebraucht. Es ist jedoch eines der wichtigsten Treibhausgase, was erst gegen Ende des 20. Jahrhunderts die notwendige Aufmerksamkeit fand, s. Kap. 4, Wahrnehmung und Beginn einer Klimapolitik, und Kap. 5, Klimadiskussion: Treibhausgase. Entsprechend spät, erst ab dem Jahr 1995, wurden im Verkehrsbereich CO 2 -Limitierun‐ gen diskutiert. In diesem Jahr veröffentlichte die Europäische Kommission ihre Ziele zur Minderung der CO 2 -Emissionen von Personenkraftwagen, was letztlich auf eine Senkung des durchschnittlichen Kraftstoffverbrauchs hinauslief. Die EU wollte danach eine durchschnittliche Kohlendioxid-Emission von 120 g/ km für Pkw ab Jahr 2005, spätestens 2010 einführen. Abb. 7-13: Entwicklung der Fahrleistungen und Emissionen des Straßenverkehrs (einschl. LKW); Quelle: Bundeszentrale für politische Bildung, urspr. UBA Zu einer entsprechenden gesetzlichen Regelung kam es jedoch zunächst nicht. Vielmehr fanden die Verbände der Automobilwirtschaft 1998 zu einer freiwilligen Vereinbarung, nach der die durchschnittlichen CO 2 -Emissionen bis 2008/ 2009 auf 140 g CO 2 / km zu senken waren. Die Kommission überprüfte die Einhaltung dieser Zielvereinbarung. Im Zuge dieser Überwachung stellte sich allerdings heraus, dass eine Erreichung des Zielwertes unwahrscheinlich wurde, nachdem für 2007 die durchschnittliche CO 2 -Emission je PKW rund 20 g/ km über dem beschlossenen Zielwert für das Folgejahr lag. Als Konsequenz aus dieser realen Situation beschlossen EU-Kommission und EU- Parlament gesetzliche Maßnahmen. Dies geschah durch eine Verordnung des EU- Parlaments und des Rates „zur Festsetzung von Emissionsnormen für neue Personenkraftwagen“ 33 Darin wurde eine durchschnittliche 103 7.3 Staatliche Eingriffe: Grenzwerte und Verbote 34 Absatz in Anlehnung an den EU-Entwurf COM (2017) 676 final vom 8. November 2017. CO 2 -Emission der neu verkauften Pkw von 120 g/ km festgelegt. Das CO 2 -Management bezog sich damit nicht mehr auf das einzelne Fahrzeug, sondern auf die Gesamtmenge aller in der EU in Verkehr gebrachten Fahrzeuge. Ein Wert von 130 g/ km sollte durch Ver‐ besserungen an den Motoren erreicht werden. Eine Reduktion um weitere 10 g/ km sollten andere technische Maßnahmen am Fahrwerk und der Ausstattung (z. B. Klimaanlage) sowie veränderte Kraftstoffe und besseres, ggf. erzwungenes Fahrverhalten erbringen. Besonders misslich für die Hersteller war, dass die Verordnung für das Jahr 2020 einen nochmals verringerten Zielwert von 95 g/ km vorgab. Abb. 7-14: Höhere Kraftfahrzeuggewichte erlauben höhere CO 2 -Emission; Quelle: Verordnung (EG) Nr. 443/ 2009 vom 23. April 2009 … Amtsblatt der Europäischen Union. 5. Juni 2009, L140 Im Rahmen der neuen Verordnungen werden - ausgehend von den EU-weiten Flottenzielen - die Zielvorgaben für die spezifischen Emissionen der einzelnen Hersteller anhand einer Grenzwertkurve festgelegt. Diese lineare Kurve, die in Abb. 7-14 dargestellt ist, gibt das Verhältnis zwischen den CO 2 -Emissionen und der Masse des Fahrzeugs in fahrbereitem Zustand an. Personenkraftwagen mit einer Masse von 1.372 kg - dem Durchschnittsgewicht der Neuwagen in der EU - müssen 130 g/ km (bzw. 95 g/ km) erreichen, Fahrzeuge mit höherem Gewicht dürfen entsprechend höheren CO 2 -Ausstoß haben. 34 Dies war nötig, um Hersteller unterschiedlicher, kleiner wie großer Modelle wettbewerbsgerecht zu behandeln. Um den Übergang überhaupt zu gewährleisten, wurden hinsichtlich der zu berücksich‐ 104 7 Aktionsfelder 35 Aus mehreren Quellen zusammengetragen, u. a.: Viehmannn, S.: Aus für Diesel und Benziner, in: Focus online, 21. September 2018; Wiss. Dienst des Bundestages (Hg): Verbot von Verbrennungsmo‐ toren in Europa, Aktenzeichen: WD 8 - 3000 - 048/ 19, Stand 31. Mai 2019; FAZ online, 4. Februar 2020: Großbritannien will 2035 … , aktualisiert. tigenden Flotte aufsteigende Anteile und für die Personenkraftwagen mit spezifischen CO 2 -Emissionen von weniger als 50 g/ km absteigende Mengenfaktoren vorgegeben. Das Drehen an der CO 2 -Schraube war damit noch nicht beendet. Am 17. Dezember 2018 haben EU-Parlament und Rat eine nochmalige Absenkung der Grenzwerte beschlossen, diesmal für den größeren Zeitrahmen 2021 bis 2030. Am Ende der Dekade sollte eine Reduzierung um weitere 37,5 % für Pkw und 31 % für leichte Nutzfahrzeuge erreicht sein. Um eine mitlaufende Kontrolle des Fortschritts sicherzustellen, wurde für das Jahr 2025 mit -15 % für beide Fahrzeugklassen ein Zwischenschritt vorgegeben. Ob das realistisch ist, soll 2023 noch einmal überprüft werden, unter anderem mit Blick auf die Zulassungszahlen der E-Autos in Europa. Diese Werte bedeuten einen extrem anspruchsvollen Zielrahmen, dem sich alle Fahr‐ zeughersteller und Importeure stellen müssen. Für beide Klassen, Pkw wie leichte Nutz‐ fahrzeuge, gilt, dass die neuen Ziele mit der Weiterentwicklung klassischer Antriebe nicht zu erreichen sind. Es bedarf eines deutlicher als bisher wachsenden Anteils von Elektrofahrzeugen, gleich welcher Bauart. Im Jahr 2021 ist die neue Schadstoffklasse Euro 7 zu erwarten. Sie wird ehrgeizige neue Schadstoff-Grenzwerte für Pkw und Vans vorschlagen und soll 2025 in Kraft treten, wie es Mitte November 2020 aus der Brüsseler Behörde hieß. Mit Stand Dezember 2020 ist noch keine Entscheidung über Rahmen, Umfang, Grenzwerte oder Fristen gefallen. Bei Euro 7 geht es hauptsächlich um Schadstoffe, die als gesundheitsschädlich eingestuft sind, insbesondere um Stickoxide. Zusätzlich erwägt die EU-Kommission für 2021 auch neue CO 2 -Grenzwerte, um die geplanten verschärften Klimaziele einzuhalten. Auch dafür soll es 2021 einen Vorschlag geben. Eine neue Norm Euro VII für Lkw ist noch nicht in Diskussion. Die EU-Abgasregelungen werden seit dem Jahr 2018 überholt durch rigorose Zulassungs‐ verbote für Kfz mit Verbrennungsmotoren, die auf nationaler Ebene mit folgendem Stand geplant sind: 35 • 2025: Als erstes Land will Norwegen ab 2025 ganz auf Batterie-Autos setzen. Sie erfahren umfangreiche staatlichen Förderung. Norwegen bringt hier seinen Vorteil niedriger Stromkosten ein, die nur halb so hoch wie in Deutschland sind. • 2030: Von diesem Jahr an sollen in folgenden Ländern keine Kfz mit Verbrennungs‐ motorenn mehr zugelassen werden: China, Island, Israel, Indien, Irland sowie die Niederlande. Für Dänemark hat die Regierung mitgeteilt, ab 2030 keinen Verkauf von Neuwagen mit Verbrennungsmotor mehr zulassen zu wollen; gleiches soll ab 2035 auch für Hybridfahrzeuge gelten. Dann sollen nur noch reine Elektrofahrzeuge neu zugelassen werden dürfen, zu denen auch Brennstoffzellenfahrzeuge gehören. • 2035: Großbritannien will ab 2035 auf neue Diesel-, Benzin- und Hybrid-Autos verzichten. Der Auslauf für diese Fahrzeuge werde um fünf Jahre gegenüber früheren Planungen beschleunigt, wie Premierminister B. JOHNSON im Febr. 2020 ankündigte. Ein Verbot für Plug-In-Hybride sei jedoch nicht vorgesehen. 105 7.3 Staatliche Eingriffe: Grenzwerte und Verbote 36 Die IMO (International Maritime Organization) ist eine von den UN eingerichtete Organisation, deren Slogan „safe, secure and efficient shipping on clean ocean“ ihre Aufgaben gut beschreibt. 37 Die Tier-Normen sind von der amerikanischen EPA erlassene Emissionsstandards. Der US Tier 2 Standard ist zwischen 2000 und 2009 eingeführt worden. Seit 2014 gibt es einen Nachfolger, Tier 3, der stufenweise ab 2017 und bis 2025 gültig wird. Bemerkenswert ist hier, dass die Option synthetische Kraftstoffe für Verbrenner offenbleibt. • 2040: Bis zum Jahr 2040 wollen folgende Länder den Verbrennungsmotor verlassen und ab diesem Jahr hierfür keine Neuzulassungen erlauben: Frankreich, Taiwan sowie der US-Bundesstaat Kalifornien. • 2050: Deutschland sowie mehrere US-Bundesstaaten (darunter New York, Massa‐ chusetts und Oregon) haben bisher deutlich längere Fristen genannt: Erst ab 2050 soll hier nur noch der Elektroantrieb zulassungsfähig sein. Offen bleibt, ob auch andere Formen des CO 2 -armen Straßenverkehrs (wie Verbrenner mit synthetischen Kraftstoffen) unter die Verbote fallen werden. Hinzuweisen ist allerdings darauf, dass es sich hier um Ankündigungen handelt, noch nicht um Beschlüsse mit Gesetzescharakter. Auch hinsichtlich CO 2 -armer oder -freier Verbrennungstechniken (Wasserstoff, synthetische Kraftstoffe) fehlen entsprechende Aus‐ nahmeregelungen, von einigen Fällen abgesehen. 7.3.2 Regelungen für die Schifffahrt In der Schifffahrt standen zunächst die Schwefel- und Partikelemissionen bzw. deren Reduzierung im Vordergrund. Hierfür hat die von der IMO 36 initiierte Internationale Ver‐ einbarung von 1973 zur Verhütung der Meeresverschmutzung durch Schiffe (MARPOL) die Grundlage gelegt. Sie besteht aus 20 Artikeln mit einerseits allgemeinen Verpflichtungen der Vertragsstaaten, andererseits Verfahrensweisen und grundsätzlichen Regeln. Anlage VI enthält Vorgaben zur „Verhütung der Luftverunreinigung durch Seeschiffe“. Mit ihr wurde eine stufenweise Reduzierung des Schwefelgehalts von Schiffskraftstoffen bzw. im Abgas vereinbart, zunächst auf 4,5 % m/ m (Massenhundertteile im Schiffskraftstoff) vor dem 1. Januar 2012, dann auf 3,5 % ab dem 1. Januar 2012 und letztlich auf 0,5 % ab dem 1. Januar 2020. Für die neu und zusätzlich eingeführten Schwefelemissions-Überwachungs‐ gebiete waren strengere Vorschriften einzuhalten. So galten bzw. gelten für die Nord- und Ostsee sowie entlang der Nordamerikanischen Küste und der US-Karibik Grenzwerte von 1,5 % bis 2010, 1,0 % ab 1. Juli 2010 und 0,1 % ab 1. Januar 2015. Normales Schweröl enthält im Schnitt 2,7 % m/ m Schwefel, sodass die Vorgaben beträchtliche Auswirkungen hatten. Die IMO hat daneben eine stufenweise Reduktion der Stickoxidemissionen (NO X ) vorgesehen (MARPOL Anlage VI). Danach gilt für Schiffsmotoren, die ab 2011 konstruiert werden, dass diese Emissionsminderungen um 20 % unter der so genannten Tier I-Norm liegen müssen. 37 Für besondere Überwachungsgebiete gelten die Vorgaben für Schiffsneu‐ bauten nach der fortgeschriebenen Norm Tier III, was einer Emissionsminderung von 80 % im Vergleich zu Tier I entspricht. Solche Überwachungsgebiete sind die Küstenzonen Nordamerikas und der US-Karibik. Hier sind die Grenzwerte für Neubauten ab 2016 ver‐ 106 7 Aktionsfelder 38 EU (Hg): Verordnung zur Überwachung von Kohlendioxidemissionen aus dem Seeverkehr (MRV-Seeverkehrsverordnung). 39 Bezogen auf die internationale Seeschifffahrt waren es 846 Millionen Tonnen = 2,6 % Anteil an den globalen CO 2 -Emissionen. Dieser Emissionsanteil entspricht ungefähr den gesamten Treibhausgas‐ emissionen Deutschlands. 40 Die CO 2 -Emissionen je Verkehrsleistung („CO 2 Emissions per Transport Work“) sollen im Durch‐ schnitt bis 2030 um mindestens 40 % und bis 2050 auf 70 % gegenüber 2008 gesenkt werden. Zudem soll es Verbesserungen im Energieeffizienz-Design-Index (EEDI) für neue Schiffe geben. 41 So der Sachstandsbericht des Wissenschaftlichen Dienstes des Bundestages: Maßnahmen zur Minderung von Emissionen in der Schifffahrt, WD 8 - 3000 - 032/ 18, vom 4. Mai 2018. pflichtend. Die Ausweisung von Schutzgebieten für die Nord- und Ostsee ist beschlossen, mit Grenzwerten nach Tier III für Schiffneubauten ab 2021. Für Partikelemissionen sind in den MARPOL-Anlagen bisher keine direkten Grenzwerte enthalten; sie sind indirekt über die Vorgaben zum Schwefelgehalt im Kraftstoff berück‐ sichtigt, da hierdurch einen Großteil der Partikelemission verursacht wird. Für CO 2 -Emissionen enthält MARPOL keine Vorgaben. Jedoch gibt es seit dem 1. Januar 2018 eine Erfassungs- und Berichtspflicht der EU zur Verifizierung von CO 2 -Emissionen von Schiffen über 5.000 Bruttotonnen (BRZ) auf Fahrten von und zu EU-Häfen. 38 Indirekt angesprochen werden jedoch CO 2 -Emissionen über einen Energie-Effizienz-De‐ sign-Index (EEDI), der im Jahr 2012 von der IMO beschlossen wurde und auf eine Effizienzverbesserung von neugebauten Schiffen abzielt (30 % Effizienzsteigerung bis 2025). Im Klimaübereinkommen von Paris ist der internationale Seeverkehr nicht spezifisch erwähnt, jedoch handelt es sich bei den CO 2 -Emissionen dieses Sektors zweifellos um anthropogene Emissionen. Wie im Jahr 2014 der dritte Treibhausgasbericht der IMO feststellte, sind die Emissionen in der Schifffahrt quantitativ nicht zu vernachlässigen: Die Stickoxidemissionen beliefen sich auf ca. 15 % der weltweiten NO X -Emissionen und die Schwefeloxid-Emissionen auf ca. 13 % der weltweiten SO X -Emissionen. An CO 2 wurden durch die Schifffahrt insgesamt jährlich ca. 1.000 Mio. Tonnen emittiert, entsprechend 3,1 % Anteil an den globalen CO 2 -Emissionen, und dies mit wachsender Tendenz. 39 Im Oktober 2016 hatte sich die IMO entschieden, 2018 eine zunächst vorläufige Treibhausgasminderungs-Strategie mit möglichen Maßnahmen und Zeithorizonten zu erarbeiten. Bis zum Frühjahr 2023 sollte dann eine endgültige Fassung beschlossen werden. Mitte April 2018 hat die IMO die Treibhausgassenkungs-Strategie für die internationale Schifffahrt angenommen: Danach sollen die Treibhausgasemissionen so schnell wie mög‐ lich ihren Höchststand erreicht haben und bis 2050 gegenüber 2008 mindestens 50 % niedriger sein. 40 Inzwischen hatte sich 2017 das Europäische Parlament eingeschaltet und sich explizit für die Einbeziehung des Schiffsverkehrs in den EU-ETS ab 2023 ausgesprochen, wenn die IMO bis 2021 nicht ein dem ETS vergleichbar effizientes System auf den Weg gebracht haben sollte. Dieser Zielsetzung hat sich auch die deutsche Bundesregierung angeschlossen. Konkrete Maßnahmen seitens der IMO oder der Union sollen allerdings erst ab 2023 einsetzen. Man kann damit subsumieren: • Hinsichtlich der Minderung von CO 2 -Emissionen hat sich für die Seeschifffahrt bisher noch kein größerer Handlungsdruck ergeben. 41 107 7.3 Staatliche Eingriffe: Grenzwerte und Verbote 42 Z. Fuels, 23. April 2019. Der Schifffahrt stehen dabei viele Möglichkeiten zur Emissionsminderung offen. Um die Schwefel-Grenzwerte zu erreichen, kann man entweder zu hochwertigeren Kraftstoffen greifen oder Abgasnachbehandlungssysteme installieren - beides ist zulässig. Zu letzteren gehören die „Scrubber“. In ihnen werden die Abgase an Bord durch fein zerstäubtes Wasser geführt, die Schwefelverbindungen gebunden und dann (bei offenen Systemen) mit dem Waschwasser direkt ins Meer eingeleitet. Zur Einhaltung der Tier III-Grenzen bei den Stickoxidemissionen kommen gegenwärtig, wenn bei Neubauten nötig, vor allem Katalysatoren zum Einsatz. Eine grundsätzliche Möglichkeit bietet der Wechsel des Treibstoffs hin zu Schiffsdiesel, der auch in herkömmlichen Schiffsmotoren nutzbar ist, oder Gas, da beide sauberer verbrennen. Für einen Umstieg auf Gasantrieb müssen Schiffe allerdings erst aufwändig umgerüstet bzw. Neubauten hierfür ausgelegt werden. Außerdem fehlt für die Verwendung von Flüssiggas (LNG, liquefied natural gas) die notwendige Tankinfrastruktur in den allermeisten Häfen. Der Einsatz von LNG als alternativer und emissionsarmer Treibstoff wächst dennoch. Laut einer neuen Studie der Korea Development Bank und der Korea Trade-Investment Promotion Agency werden sechs von zehn neuen Schiffen, die bis 2025 bestellt werden, voraussichtlich LNG-Motoren haben - und dies ohne staatliche Vorgaben. 42 7.3.3 Eingriffe in das Gebäudewesen Pionier bei der Entwicklung von Regelwerken zur Energieeinsparung war das Bauwesen. Um 1920 wurde dort der Begriff „Mindestwärmeschutz“ geboren, und erste Werbung für den industriellen Gebrauch von Dämmstoffen war zu lesen. Hintergrund waren die unbefriedigend hohen Wärmeverluste in den Gebäuden. Im damaligen Gebäudebestand waren ungedämmte Bauteile mit Wärmedurchlasswerten über 1,0 W/ m²K die Regel. Hinzu kamen die Einscheibenverglasung, die dazu noch undicht verbauten Fenster und die noch weitgehend üblichen Ofenheizungen. Ergebnis waren geringer Wohnstandard, Gesundheitsgefährdung, sekundäre Bauschäden und eben hoher Energieverbrauch. „Die Mängel dieser Bauweisen, mit den bekannten Folgen wurden mit der Begriffseinführung zwar beschrieben, jedoch nicht eigentlich beseitigt.“ Erst die DIN 4108 (Wärmeschutz im Hochbau, heute Wärmeschutz und Energie-Einsparung in Gebäuden) brachte hier 1952 einen ersten Fortschritt. Zunächst stand die mangelhafte Hygiene im Mittelpunkt der Forderung nach besserer Dämmung. Dann gewann durch die Energiekrise in den 1970er Jahren der betriebs- und volkswirtschaftliche Aspekt der Einsparung an Gewicht. Zur Reduzierung der Abhängig‐ keit der Bundesrepublik Deutschland von importierten Energieträgern wurde 1976 das Energieeinsparungsgesetz (genauer: Gesetz zur Einsparung von Energie in Gebäuden, abgekürzt EnEG) erlassen. Das Gesetz enthielt noch keinerlei unmittelbar für den Bürger wirksame Regelungen, ermächtigte jedoch die Bundesregierung zu weiteren Regulierungen auf dem nachgeschalteten Verordnungswege. Auf seiner Grundlage wurden 1977/ 1978 erste Verordnungen erlassen, um eine wirtschaftlich sinnvolle Beschränkung des Energiever‐ 108 7 Aktionsfelder brauchs in Gebäuden zu erreichen, insbesondere die nachgeordnete 1. WärmeschutzV: 1977, gefolgt von der 1. Heizungsanlagenverordnung: 1978. Die DIN 4108 von 1952 blieb weiter bestehen, da in dem „Gesetz zur Einsparung von Energie in Gebäuden“ von 1976 (und in den ersten Verordnungen) nur wenig hilfreiche mittlere Wärmedurchgangskoeffizienten benannt worden waren, die dem Architekten beim Entwurf kaum nutzten. Mit Bezug auf das EnEG wurde die DIN 4108 als konkrete Handlungsanweisung für Architekten, Bauingenieure und Bauherren mehrfach angepasst. 1984 war mit der 2. Wärmeschutzverordnung, in der auch Anforderungen an bauliche Veränderungen formuliert wurden, die nächste Stufe der Entwicklung erreicht. 1995 folgte dann mit der 3. Wärmeschutzverordnung die Einführung des maximalen Jahres-Heizwär‐ mebedarfs für neue Gebäude sowie für Substanzerweiterungen. Zudem mussten jetzt Lüftungswärmeverluste berücksichtigt werden, solare und interne Wärmegewinne waren nachzuweisen. 2002 kam die Energieeinsparverordnung (EnEV) auf den Markt, die wieder auf dem EnEG basierte. Mit ihrer Einführung konnten die Wärmeschutzverordnung und die Heizungs‐ anlagenverordnung zusammengefasst werden, was auch bedeutete, dass Gebäudehülle und Anlagentechnik integriert wahrgenommen wurden. Der bisher übliche k-Wert als Wärmedurchgangskoeffizient wurde bei dieser Gelegenheit endgültig durch den U-Wert ersetzt. Der U-Wert gibt an, wie hoch der Wärmedurchlass durch einen festen Körper, z. B. eine Wand, ist. Mit diesem Wärmedurchgangs- oder Wärmedämmwert U wird konkret gemessen, wie viel Energie pro Grad Temperaturunterschied und Zeiteinheit über eine Fläche von einem Quadratmeter des betreffenden Bauteils verloren geht; seine Einheit ist W/ m²K. Von der Europäischen Union wurde 2010 die EU-Gebäuderichtlinie erlassen, genauer: „Richtlinie über die Gesamtenergieeffizienz von Gebäuden, Richtlinie des EuropäischenPar‐ laments und des Rates vom 16. Dezember 2002“. Ihr immanentes Ziel war die europaweite Energieeffizienzsteigerung von Gebäuden. Ihre Forderungen deckten sich teilweise mit der 2002 eingeführten Energieeinsparverordnung (EnEV). Den Rest besorgte die geänderte EnEV im Jahr 2007, die dann die übrigen Vorgaben der Richtlinie erfüllte. Mit ihr wurde der Gebäudeenergieausweis, die regelmäßige Überwachung von Klima- und Lüftungsanlagen und die Pflicht, Klimatisierung und Beleuchtung in den energetischen Entwurf von Nichtwohngebäuden einzubeziehen, eingeführt. Die Anforderungen an die Energieeffizienz wurden jedoch mit der EnEV 2007 nicht grundlegend verändert. Dieser Schritt folgte erst im Jahre 2009. Vor dem Hintergrund der inzwischen angehobenen Ziele der Bundesregierung im Kli‐ maschutz wurden die Effizienzanforderungen an Neubauten und bauliche Veränderungen mit der EnEV 2009 deutlich gesteigert, und zwar um drastische 30 %. Seit Mai 2014 ist die nochmals angepasste EnEV 2014 gültig, mit noch strengeren Bestimmungen für Neubauten ab 2016 (deshalb auch gelegentlich EnEV 2014/ 2016). Nach EnEV 2014 muss der Primärenergiebedarf eines neu geplanten Wohngebäudes eine Obergrenze einhalten. Angesichts der unterschiedlichen Grundrisse und Raumpläne konnte dies kein fester Wert sein - zugrunde gelegt wird vielmehr ein letztlich vorgeschrie‐ bener Rechnungsgang: 109 7.3 Staatliche Eingriffe: Grenzwerte und Verbote Abb. 7-15: Zur Berechnung des Höchstenergiebedarfs eines neuen Wohngebäudes mithilfe eines Referenzhauses nach EnEV 2014; Quelle: EnEV 2014, Anlage 1 W Der planende Architekt berechnet den maximal erlaubten jährlichen Primärenergiebedarf für das neue Gebäude anhand eines „maßgeschneiderten, virtuellen“ Referenz-Gebäudes. 110 7 Aktionsfelder 43 Als Gesetz zur Einsparung von Energie und zur Nutzung erneuerbarerEnergien zur Wärme- und Kälteerzeugung in Gebäuden (Gebäudeenergiegesetz - GEG) verabschiedet. Das Referenz-Wohngebäude ist in den wesentlichen Parametern identisch mit dem geplan‐ ten Vorhaben - i. e. gleiche Geometrie, gleiche Baumaße, gleiche Nutzfläche, gleiche Ausrichtung. Die Angaben für die Ausführung und technische Ausstattung des Referenz‐ hauses dagegen sind normiert und Teil der EnEV, s. Abb. 7-15. Sie umfassen im Wesentlichen folgende Angaben: • Die Wärmedurchgangskoeffizienten (U-Werte) der Bauteile, die das beheizte oder gekühlte Bauvolumen umgeben: Außenwand, Dach, Bodenplatte, Fenster und Au‐ ßentüren, • den Wärmebrückenzuschlag für diese Außenbauteile, • den Bemessungswert für die Luftdichtheit der Gebäudehülle, • die Regeln für die Berücksichtigung des Sonnenschutzes, • die technische Ausstattung für die Heizung, Zubereitung des Warmwassers und Lüftung, • Das Referenzhaus ist nicht mit einer Kühlung ausgestattet. Ergebnis des vorgegebenen Rechengangs ist der Referenzwert, der nichts anderes als einen individuellen, gebäudebezogenen Grenzwert darstellt. Der erlaubte Jahres-Primärenergie‐ bedarf muss unterhalb des so ermittelten Referenzwertes liegen, Für neue Wohnhäuser, die unter die EnEV 2016 fallen, wurde der Höchstwert für den Jahres-Primärenergiebedarf um 25 % abgesenkt. Das Energieeinsparungsgesetz (EnEG) war die Basis gewesen, Verordnungen zur Sen‐ kung des Energieverbrauch in Gebäuden zu erlassen (siehe oben). Es stellte seit dem Erscheinen der EU-Gebäuderichtlinie auch deren nationale Umsetzung dar und musste durch Novellierung entsprechend angepasst werden. Auch musste bei neuen Verordnungen ggf. die Zustimmung der Bundesländer eingeholt werden. Seit dem Erscheinen der EU-Gebäuderichtlinie gab es bislang zwei Novellierungen: EU-Gebäuderichtlinie 2010/ 31/ EU von 2010, EU-Gebäuderichtlinie 2018/ 844/ EU von 2018. Deutschland hat die Richtlinie von 2010 (teilweise) mit der Novellierung des EnEG 2013 umgesetzt und musste den Großteil der neuen Vorschriften aus der Novellierung der Richtlinie von 2018 noch bis zum 10. März 2020 in nationales Recht überführen. Damit wäre dann auch die Vorgabe umgesetzt gewesen, die vorauseilende EnEV von 2014/ 2016 mit der übergeordneten Gesetzgebung zu harmonisieren. Mit dem neuen Gebäudeenergiegesetz (abgekürzt GEG) wurde ein anderer Weg gewählt. Das GEG wurde auf eine durchaus sinnvolle Zusammenführung von Energieeinspargesetz (EnEG), Erneuerbare-Energien-Wärmegesetz (EEWärmeG) und Energieeinsparverordnung (EnEV) ausgerichtet. Auf diese Weise konnten die bisherigen Widersprüche zwischen den einzelnen Regelungen behoben werden: Das Energieeinsparrecht für Gebäude wurde vereinheitlicht. Der seit 28. Mai 2019 bekannte Entwurf das GEG wurde am 8. August 2020 als Gesetz verabschiedet. 43 Technisch-wirtschaftlicher Hintergrund der neuen Entwicklung ist der Trend zum Niedrigstenergiehaus, also einem Gebäude mit möglichst geringem Energieverbrauch. 111 7.3 Staatliche Eingriffe: Grenzwerte und Verbote 44 EU-Richtlinie 2010/ 31/ EU, Artikel 2, Absatz 2. 45 https: / / effizienzhaus.zukunft-haus.info/ , Abruf 10. August 2020. 46 Frehner, M., in: Z. Umwelt + Energie, Ausgabe 24. Januar 2020. Internationale Regelungen, darunter insbesondere die Richtlinie 2010/ 31/ der EU, ver‐ mitteln hierzu Näheres. Darin heißt die Definition: ▸ „Niedrigstenergiegebäude …(sind) …. Gebäude, (die) eine sehr hohe … Gesamtener‐ gieeffizienz aufweisen. Der fast bei null liegende …. Energiebedarf sollte zu einem ganz wesentlichen Teil durch Energie aus erneuerbaren Quellen ‒ einschließlich Energie aus (standortnahen) erneuerbaren Quellen ‒ gedeckt werden" (Richtlinie 2010/ 31/ EU ). 44 Bei der dena und ihrem Projektpartner COHERENO wurde hieraus: „Niedrigstenergiehäu‐ ser sind Gebäude, die die Anforderungen für ein Kf W-Effizienzhaus 55 nach der Ener‐ gieeinsparverordnung (EnEV) 2009 erfüllen oder noch energieeffizienter sind. Gebäude, die vor dem Jahr 2009 saniert wurden, werden als Niedrigstenergiehäuser bezeichnet, wenn der spezifische Jahresprimärenergiebedarf bei maximal 40 kWh/ m 2 a liegt und der Transmissionswärmeverlust auf maximal 0,28 W/ m 2 K begrenzt wird“ (COHERENO). 45 Die aktuelle EU-Richtlinie hat für Neubauten ab 2021 und für Nichtwohngebäude der öffentlichen Hand bereits ab 2019 das Niedrigstenergiehaus oder das Haus auf Fast-Null-Energie-Niveau (NZEB) als Zielvorgabe festlegt. Wegen dieser Zeitvorgabe sollte das GebäudeEnergieGesetz mit seinen 114 Paragrafen und fünf Anlagen noch in der laufenden Legislaturperiode verabschiedet werden, was in der Tat im August 2020 geschah. Sein In-Kraft-Treten wurde auf den 1. November 2020 festgelegt. Neu ist, dass es mit dem Klimapaket der Bundesregierung im Jahr 2020 auch zu einer Festlegung bzw. Einschränkung in den Energieträgern kommt: • Reine Ölheizungen sind als Neuinstallation ab dem Jahr 2026 in Deutschland verboten. Die Notwendigkeit für das Verbot leitet die Bundesregierung aus der Langlebigkeit der Anlagen ab: Nach den Klimazielen für 2050 verbleiben nur noch rund 30 Jahre, um die Treibhausgasemissionen auf nahezu null zu senken. Ölheizungen haben üblicherweise eine Lebensdauer zwischen 20 und 30 Jahren und emittieren pro Jahr mehrere Tonnen CO 2 . Um noch wirksame Effekte zu erzielen, musste das Verbot spätestens jetzt erfolgen, terminiert auf 2026. Für den Umstieg sind, wie bei Verordnungen üblich, Ausnahme- und Übergangsre‐ gelungen vorgesehen: z. B. sind Gebäude ausgenommen, in denen nachweisbar keine klimafreundlichere Alternative verfügbar ist. Weiter ist ab 2020 eine Förderung mit bis zu 45 % der Kosten vorgesehen, wenn sich Eigentümer schon vor 2026 zur Umrüstung auf alternative (klimafreundliche) Heiztechnik entschließen. An Optionen stehen hierfür nach dena zur Verfügung: 46 • Eine Ölheizung, die zusätzlich Erneuerbare Energien einbindet (Installation wohl auch nach 2026 noch möglich), • ein moderner Gas-Brennwertkessel, 112 7 Aktionsfelder 47 Genauer: § 16 der Gewerbeordnung (GewO). 48 S. auch https: / / de.wikipedia.org/ wiki/ : Bundes-Immissionsschutzgesetz, Geschichte und Ansatzpun kt des Gesetzes, Abruf 20. Januar 2020. • eine strombasierte Wärmepumpe, • ein Pelletkessel. 7.3.4 Eingriffe in die Industrie Die Technische Anleitung zur Reinhaltung der Luft (TA Luft) gehört zum Umweltrecht und ist die älteste Vorgabe der Bundesregierung zu Genehmigung und Betrieb industrieller Anlagen Sie enthielt Berechnungsvorschriften für wesentliche Luftschadstoffe und schuf gesetzliche Anforderungen für genehmigungsbedürftige Anlagen. Sie wurde 1964 auf der Grundlage der Gewerbeordnung 47 als sogenannte Allgemeine Verwaltungsvorschrift erlassen und wurde seitdem mehrmals fortgeschrieben. Ihr Anwendungsbereich erstreckte sich auf über 50000 genehmigungsbedürftige Anlagen in Deutschland und bezog sich in den Emissionsvorgaben im Wesentlichen auf die Luftschadstoffe: • Gesamtstaub, einschließlich Feinstaub, • staubförmige anorganische Stoffe, z. B. Schwermetalle, • gasförmige anorganische Stoffe, z. B. Schwefeloxide, Stickstoffoxide, • organische Stoffe, • krebserzeugende, erbgutverändernde oder reproduktionstoxische Stoffe sowie schwer abbaubare, leicht anreicherbare und hochtoxische organische Stoffe, • geruchsintensive Stoffe, • bodenbelastende Stoffe. ▸ Entsprechend dem Wissensstand von 1964 wurde CO 2 nicht als Luftschadstoff eingestuft. Dies blieb noch viele Jahrzehnte so, über alle Novellierungen der TA Luft hinweg. Das weit umfassendere Bundes-Immissionsschutzgesetz geht auf das Jahr 1974 zurück. Es bezog seinen Ansatz auf die §§ 16 bis 25 der Gewerbeordnung, die schon im Kaiserreich die Genehmigung von gewerblichen Anlagen regelten. Vorbild war u. a. der Clean Air Act der Vereinigten Staaten von 1970. 48 Anfang der 1970er Jahre waren industrielle Emissionen als ein Umweltproblem identifiziert, ihre Regulierung bedurfte eines umfassenden Ansatzes, eben des „Gesetzes zum Schutz vor schädlichen Umwelteinwirkungen durch Luftverunrei‐ nigungen, Geräusche, Erschütterungen und ähnliche Vorgänge“. Logischer und rechtlicher Ansatzpunkt des Gesetzes war die Immission, also die Einwir‐ kung auf das zu schützende Rechtsgut, in diesem Fall das Eigentum an Grund und Boden. Immissionen entstehen als Folgen von Emissionen, die es zu begrenzen galt. Die gesetzliche Begrenzung von Emissionen bedeutete naturgemäß einen Eingriff in Eigentumsrechte und Gewerbefreiheit und ließ sich deshalb nur unter dem Aspekt ihrer nachweisbaren schädlichen Folgen für die Umwelt und die menschliche Gesundheit rechtfertigen. Das Gesetz war sowohl auf die aktuelle Gefahrenabwehr als auch auf positive Vorsorge für 113 7.3 Staatliche Eingriffe: Grenzwerte und Verbote 49 Zu Großfeuerungsanlagen, Abfallverbrennung, Verwendung von Lösemitteln und Herstellung von Titandioxid. 50 UBA, 7. August 2019. 51 m Einzelnen: 1.800 Großfeuerungsanlagen, 130 Abfallverbrennungsanlagen und Anlagen zur Abfall‐ mitverbrennung, 7.069 Lösemittel einsetzende Anlagen und 6 Titandioxid produzierende Anlagen. die Zukunft ausgerichtet und stellte speziell unter letzterem Aspekt die Weichen für die Genehmigung von Anlagen. Anlagen im Sinne des Gesetzes waren und sind nach § 3, 5: 1. Betriebsstätten und sonstige lokale Einrichtungen 2. Maschinen, Geräte, ortsveränderliche technische Einrichtungen und Fahrzeuge (soweit sie nicht unter § 38 fallen) 3. Grundstücke außer Verkehrswegen, von denen Emissionen ausgehen können. Das Gesetz galt und gilt grundsätzlich für alle Anlagen, stuft jedoch nach § 4,1 bestimmte Anlagen mit erhöhten Gefahrenpotential als genehmigungsbedürftig ein, insbesondere auch Anlagen der Energiewirtschaft (s. auch folgendes Kapitel). Kurz nach dem Inkrafttreten des Bundes-Immissionsschutzgesetzes (abgekürzt BimSchG) wurde noch im gleichen Jahr die oben besprochene TA Luft novelliert. Sie erhielt bei dieser Gelegenheit die neue Bezeichnung „Erste Allgemeine Verwaltungsvorschrift zum Bundes-Immissionsschutzgesetz“ (Technische Anleitung zur Reinhaltung der Luft - TA Luft) und wurde damit unter das Dach des BimSchG gebracht. Derzeit gilt die Fassung vom 24. Juli 2002, mit Bezug auf § 48 BimSchG. Ähnlich wurde mit der hier weniger interessierenden TA Lärm verfahren. Auch andere Teilgebiete des Immissionsschutzes wurden und werden für die Praxis gesondert konkretisiert, meist in der Form von Bun‐ des-Immissionsschutzverordnungen, abgekürzt BImSchV. Was die internationalen Regelwerke zum Emissionsschutz betrifft, so bildet seit dem 24. November 2010 die sog. Industrieemissionsrichtlinie (IE-Richtlinie) für die Länder der EU die gemeinsame Basis. Ihr Ziel war die saubere Produktion im Sinne des Umweltschutzes. In ihr wurde das Modell einer nachhaltigen Produktion beschrieben und konkretisiert. Die Industrieemissionsrichtlinie war allerdings nicht der erste Versuch zur Emissionssteuerung seitens der EU. Die IVU-Richtlinie von 1996 und sechs weitere, einzelne Sektoren betref‐ fende Richtlinien 49 waren der IE vorangegangen. 50 Von der IE-Richtlinie ist die Industrie in großem Umfang betroffen: ca. 52.000 Industrie‐ anlagen in ganz Europa, darunter ca. 9.000 in Deutschland unterliegen ihr. 51 Die deutsche Umsetzung der IE wurde mit dem 2. Mai 2013 in Kraft gesetzt. Gegenstand der Richtlinie ist die Genehmigung, der Betrieb und die Überwachung umweltrelevanter Anlagen, speziell in den Industriezweigen • Energiewirtschaft, • Herstellung und Verarbeitung von Eisen und Nichteisenmetallen, • mineralverarbeitende Industrie, • chemische Industrie, • Abfallbehandlungsanlagen, • Herstellung von Zellstoff, • Herstellung von Papier und Pappe, 114 7 Aktionsfelder • Herstellung von Span-, OSB- und Faserplatten auf Holzbasis (ab 600 m 3 / d), • Vorbehandlung oder Färben von Textilfasern und Textilien (ab 10 t/ d), • Gerben von Häuten oder Fellen, • Nahrungsmittelproduktion, Tierkörperbeseitigung • Intensivtierhaltung, • Oberflächenbehandlung mit organischen Lösemitteln, • Kohlenstoffherstellung, • CO 2 -Abscheidung, • Konservierung von Holz und Holzerzeugnissen, • bestimmte industrielle Abwasserbehandlungsanlagen und dies bezüglich der in Anhang II der Verordnung aufgelisteten Luftschadstoffe, s. Abb. 7-16. Eine vergleichbare Liste bezieht sich auf die Schadstoffe in Gewässern. • Wie erkennbar, ist Kohlendioxid (CO 2 ) nicht unter den Schadstoffen aufgeführt; die Industrieemissionsrichtlinie ist eine Norm des Umwelt-, nicht speziell des Klimaschutzes: • CO 2 ist ungiftig und kein Schadstoff. Das wird auch in den Technischen Bestimmungen der Anlage VI deutlich, die Einzelheiten und insbesondere konkret vorgeschriebene Grenzwerte enthalten. Ein Beispiel für den Industriesektor Abfallverbrennungs- und Abfallmitverbrennungs‐ anlagen zeigt Abb. 7-17. Abb. 7-16: Liste der Luftschadstoffe in der Industrieemissionsverordnung; Quelle: Richtlinie 2010/ 75/ EU; Anhang II, Ausschnitt 115 7.3 Staatliche Eingriffe: Grenzwerte und Verbote 52 Nach § 1,1 des EnVKG. Abb. 7-17: Grenzwerte im Tagesmittel in mg/ Nm3 für Abfallverbrennungs- und Abfallmitverbren‐ nungsanlagen; Quelle: Richtlinie 2010/ 75/ EU; Anhang VI, Ausschnitt Wesentliches Werkzeug der Richtlinie sind die BVT-Merkblätter, die sich auf die „beste verfügbare Technik“ der jeweiligen Anlagengruppe beziehen und hieraus den erreichbaren Standard für z. B. Grenzwerte ableiten. Nach Abstimmung mit den Mitgliedstaaten werden hieraus die BVT-Schlussfolgerungen, die als Durchführungsbeschluss der Kommission Rechtskraft erhalten. Den betroffenen Unternehmen bleiben dann 4 Jahre Zeit zur Umset‐ zung. Näher an den Klimaschutz reichen die Maßnahmen zu Effizienzverbesserungen heran. Verglichen mit dem Bauwesen taten sich produzierende Unternehmen, zuständige Minis‐ terien und Behörden schwer, allgemein gültige und verbindliche Effizienzstandards für Verfahren und Produkte einzuführen und auf deren Einhaltung zu drängen. Erst 2002 wurde das eher verbraucherorientierte „Energieverbrauchskennzeichnungsge‐ setz - Gesetz zur Kennzeichnung von energieverbrauchsrelevanten Produkten, Kraftfahr‐ zeugen und Reifen mit Angaben über den Verbrauch an Energie und an anderen wichtigen Ressourcen“ (EnVKG) erlassen und anschließend zweimal erneuert: 1. Fassung vom 30.01.2002 (Fundstelle: BGBL. I 2001, S. 570), 2. Fassung vom 31.10.2006 (Fundstelle: BGBl. I 2006, S. 2407),(aktuelle) Fassung vom 10.05.2012 (Fundstelle: BGBl. I 2012, S. 1070). Das Gesetz ist anzuwenden für die Kennzeichnung von neu verkauften Produkten und schreibt Angaben über den Energieverbrauch und den Verbrauch anderer wichtiger Ressourcen sowie über Kohlendioxid-Emissionen vor, auch in Produktinformationen und in der Werbung. 52 Ein Beispiel der im EnVKG vorgeschriebenen Etikettierung zeigt Abb. 7-18. Ab 1. März 2021 wird es dann wieder neue Energielabel geben. Die Situation in der produzierenden Industrie ist im Vergleich zum Bauwesen eine grundsätzlich andere: Hier werden sehr unterschiedliche Geräte und Prozesse verwendet, die häufig auch noch herstellerspezifisch sind. Hinzu kommt die Komplexität großer Anlagen, die mit einer Vielzahl von Verbrauchern arbeiten. Damit ist es kaum durchführbar, 116 7 Aktionsfelder gemeinsame Mindeststandards zu definieren. Im Bauwesen fällt die Typisierung dagegen viel leichter: Ein Wohngebäude z. B. folgt einer sich wiederholenden Grundstruktur mit wenigen Basisparametern, für die relativ leicht verbindliche Vorgaben zu machen sind, wie es z. B. durch die Definition eines Referenzgebäudes geschieht, s. Kap. 7.3.3, Eingriffe in das Gebäudewesen. Abb. 7-18: Effizienzlabel für neue Heizungen und Warmwasserbereiter, eingeführt Ende 2015; Quelle: Amtsblatt der Europäischen Union Gewissermaßen ersatzweise wurde die Effizienz in der Industrie ab 1974 durch die oben schon erwähnten sechs Energieforschungsprogramme des Wirtschaftsministeriums vor‐ angetrieben, die in einzelnen, jeweils geförderten Projekten die individuellenVerhältnisse bis hinunter zur Ebene eines Einzelbetriebs berücksichtigen und zumindest Richtungen aufzeigen konnten. Betriebs- und branchenübergreifend war dagegen die Erklärung des BMWi im Energie‐ konzept 2010, die eine zusätzliche Förderung ankündigte. Dazu sollten die Programme zur Förderung der qualifizierten und unabhängigen Energieberatung der Verbraucher und die Beratung von kleinen und mittleren Unternehmen (KMU) ausgebaut und weiterentwickelt werden. Auch die Förderung durch zinsgünstige Kredite und Zuschüsse für Effizienzmaß‐ nahmen bei KMU sollte weiter zielorientiert, d. h. in Ausrichtung auf die Bedürfnisse einzelner Unternehmen, verbessert werden. Gegenwärtig fördern das Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (BAFA) und das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi) die Energieeffizienz-Verbesse‐ rung von speziell KMU auf zwei Wegen: Mit einer allgemeinen Energieeffizienz-Beratung zur Aufdeckung der Potentiale und einer anschließenden Umsetzungsberatung. Weiter als das Energieverbrauchskennzeichnungsgesetz hat die sog. Ökodesign-Richtli‐ nie in den freien Markt eingegriffen. Sie hatte als Vorgängerin die Richtlinie 2005/ 32/ , die am 6. Juli 2005 von der EU erlassen worden war und das Ziel hatte, die Anforderungen an die umweltgerechte Gestaltung energiebetriebener Produkte allgemein zu beschreiben. Mit der Änderung auf vom 21. Oktober 2009 erhielt die Ökodesign-Richtlinie ihre gegen‐ 117 7.3 Staatliche Eingriffe: Grenzwerte und Verbote 53 BMU (Hg): Ökodesign-Richtlinie, 19. August 2016. wärtige Fassung (2009/ 125/ EG). Nach der Umsetzung in nationales Recht wurde daraus In Deutschland das Energieverbrauchsrelevante-Produkte-Gesetz (EVPG), das Ende des Jahres 2011 erlassen wurde. Zielsetzung der Richtlinie ist es, die Umwelt zu entlasten und vor allem Treibhausgas‐ emissionen zu verringern, und dies durch Einsparung von Ressourcen bei Herstellung, Betrieb und Entsorgung, insbesondere auch Energie. Das betroffene Spektrum ist groß und reicht von Kühlschränken, Klimaanlagen, Staubsaugern, Fernsehern, Straßenbeleuch‐ tungen und PCs bis neuerdings zu passiven Produkten wie Haustechnik, Fenstern und Autoreifen. 53 Ausgenommen sind Verkehrsmittel zur Personen- oder Güterbeförderung. Die Umsetzung der Richtlinie war und ist angesichts der Heterogenität der angesproche‐ nen Produkte nicht einfach. Am Beginn stand die Erarbeitung von rund 40 Produktgruppen. Für jede Gruppe werden dann Durchführungsmaßnahmen erlassen, die produktspezifische Ökodesign-Anforderungen festgelegen. Dabei kann es sich sowohl um Anforderungen zur Beschreibung wesentlicher Umweltaspekte handeln als auch um einzelne quantifi‐ zierte Anforderungen wie Limitierungen des Energie- und Ressourcenverbrauchs oder der Schadstoffkonzentrationen im Gerät. Die Erarbeitung der Durchführungsmaßnahmen folgt einem komplizierten Beratungs- und Abstimmungsprozess unter Beteiligung der Industrie. Die Grafik der Abb. 7-19 vermittelt hiervon einen Eindruck. Abb. 7-19: Prozess zum Erlass einer Durchführungsmaßnahme zur Ökodesign-Richtlinie; Quelle: UBA Eine erlassene Durchführungsmaßnahme kann allgemeine Ökodesignanforderungen, aber auch spezifische Regelungen und Vorgaben zur Information über die Produkte enthalten. 118 7 Aktionsfelder 54 Text sinngemäß übernommen von BMU (Hg): Ökodesign-Richtlinie. Spezifische Anforderungen müssen auf messbaren Größen beruhen und enthalten folge‐ richtig Grenzwerte. Beispiele hierfür sind: • Grenzwerte für die Leistungsaufnahme in Watt pro bestimmter Funktion, als Energieeffizienzindex, Wirkungs- oder Nutzungsgrad, • Emissionsgrenzwerte für bestimmte Schadstoffe, • Vorgaben für die Verwendbarkeit durch den Abnehmer, etwa eine Mindestbrenn‐ dauer von Lampen. Anforderungen an die Produktinformation legen fest, welche Informationen die Hersteller den Verbraucherinnen und Verbrauchern auf dem Typenschild, der Verpackung, in Form eines Datenblattes oder in Informationsmedien bereitstellen müssen. Die Auswirkungen am Markt sind gravierend, denn Produkte dürfen nur dann in Deutschland bzw. in der EU verkauft (und genutzt) werden, wenn sie den Vorgaben entsprechen. Sowohl die Hersteller als auch die Importeure müssen die Übereinstimmung ihrer Produkte mit den vorgegebenen Anforderungen prüfen. Sie stellen bei positivem Befund daraufhin eine Konformitätserklärung aus und versehen das Produkt mit dem vorgeschriebenen CE-Konformitätskennzeichen, s. Abb. 7-20. 54 Abb. 7-20: Das CE-Kennzeichen, Erstellungsvorgaben; Quelle: https: / / www.weka-manager-ce.de/ fig ures/ 121555.gif Die Verpflichtung der Industrie auf Grenzwerte ist eine Sache, das vollständige Verbot von Produkten eine andere. Hierfür gibt es ein bekanntes, die Öffentlichkeit stark bewegendes Beispiel: Herkömmliche Glühlampen wurden in der EU schrittweise verboten. Wie die Kommission in der „Verordnung zu Anforderungen an die umweltgerechte Gestaltung von Haushaltslampen” (Nr. 244/ 2009) beschlossen hat, sollte die Glühlampe bis 2012 in ganz Europa sukzessive vom Markt verschwinden (was sich dann nicht vollständig termin‐ gerecht erreichen ließ). Die Vertriebsverbote für die Hersteller (und den europäischen Markt) folgten einem gestuften Programm, hier am Beispiel der Lampen mit klarem Glas (Punktlichtquellen): • Seit September 2009: ab 100 W Effizienzklasse C; unter 100 W Effizienzklasse E, • seit September 2010: ab 75 W Effizienzklasse C; unter 75 W Effizienzklasse E, • seit September 2011: ab 60 W Effizienzklasse C; unter 60 W Effizienzklasse E, • seit September 2012: Effizienzklasse C für alle, • seit September 2018: Effizienzklasse B für alle; Ausnahme Effizienzklasse C für Halogenlampen mit Sockel G9 und R7S, für die es seinerzeit noch keinen geeigneten Ersatz gab. 119 7.3 Staatliche Eingriffe: Grenzwerte und Verbote 55 S. auch Erbslöh: Energietransport und Energiespeicherung, Kap. 7.4.1, und dort Bezug auf Kehrberg, Jan O. C.: Die Entwicklung des Elektrizitätsrechts in Deutschland - Der Weg zum Energiewirtschafts‐ gesetz von 1935, Berlin 1996. Die Orientierung an Effizienzklassen macht die Stoßrichtung der Verordnung deutlich: auch hier ging es um Effizienzverbesserung. 7.3.5 Regelungen Energiewirtschaft Im frühen 19. Jahrhundert agierte der Staat im Spannungsfeld zwischen der neuen Idee des freien Wettbewerbs und der tradierten Idee einer staatlich geführten Wirtschaft. Dazwischen entstand ein Raum für Regulierung, von der in der Mitte 1930er Jahren dann mit dem Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) Gebrauch gemacht wurde. 55 Es erscheint aus heutiger Sicht als dirigistische Frühform von Regulierung, die einem indirekten staatlichen Versorgungsmonopol nahekam, so dass das EnWG 1935 zwischen Tradition und Neuanfang stand. Das Gesetz vom 13. Dezember 1935 umfasste schließlich zwanzig Paragrafen. Die Prä‐ ambel brachte „den Gehalt des Gesetzes zum Ausdruck“. Schon in den ersten Worten wurde die Bedeutung der Energiewirtschaft für das Gemeinwesen anerkannt und die gemeinsame Wahrnehmung dieser öffentlichen Aufgabe durch Wirtschaft und Gebietskörperschaften bestätigt. Ziel des Energiewirtschaftsgesetzes war, „die Energieversorgung so sicher und billig wie möglich zu gestalten“. Dazu bedurfte es danach der einheitlichen Führung und der Sicherung des „notwendigen öffentlichen Einflusses, des wirtschaftlichen Einsatzes der Energiearten, der Förderung der Verbundwirtschaft und schließlich der Verhinderung von volkswirtschaftlich schädlichen Auswirkungen des Wettbewerbs“. In § 4 EnWG, der eine staatliche Investitionsaufsicht verfügte, sah man eine der Kern‐ vorschriften des EnWG, durch die das Reichswirtschaftsministerium ein starkes Mittel struktureller Steuerung zur Erreichung der Gesetzesziele erhielte. Die Einführung der Investitionsaufsicht sollte dem als unzureichend bezeichneten Ausbau des Verbundnetzes und der Missachtung von verteidigungspolitischen Interessen durch die Instrumente von Untersagung und Auflage begegnen. Fehlinvestitionen sollte somit vorgebeugt werden. Diese Erwägungen galten auch für die Kontrolle über Eigenanlagen (§ 5). Zugleich wurde vertreten, dass es damit keine Konzessionierung der energiewirtschaftlichen Tätig‐ keit „im eigentlichen Sinne“ gäbe. Anderenorts wurde § 4 EnWG jedoch die praktische Wirkung eines Genehmigungsvorbehalts zugemessen. § 5 EnWG sollte der Umgehung entgegenwirken. Damit durchbrach der Gesetzgeber die Gewerbefreiheit, um schädlichen Wettbewerb zu verhindern. Die wirtschaftliche Gestaltung der Konditionen durch den Reichswirtschaftsminister (§§ 6, 7) wurde als unmittelbarer Eingriff gesehen, dem seitens der Versorger ein Schutzanspruch bei der Tarifgestaltung zugunsten ihrer wirtschaftlichen Leistungsfähigkeit gegenüberstehen sollte. Hätte ein Energieversorger die Versorgungs‐ pflicht nicht erfüllen können, sollte der Betrieb untersagt werden und ein anderer En‐ ergieversorger mit der Wahrnehmung der Versorgung verpflichtend beauftragt werden (§ 8). Dies konnte bis zur Übernahme der Verfügungsgewalt über das Eigentum des zu ersetzenden Versorgers gehen. 120 7 Aktionsfelder Entsprechend der nationalsozialistischen Interpretation des Eigentums stellte dies al‐ lerdings nur dessen Konkretisierung und keinen Eingriff dar. Schließlich konnte nach § 9 EnWG auf Anordnung des Reichswirtschaftsministers enteignet werden. Als Anwen‐ dungsfall für die Befugnisse nach §§ 8, 9 EnWG wurde insbesondere der Zwangsanschluss von Gemeindebetrieben an größere Versorger angesehen. Es wurde unterstellt, dass Untersagung und Enteignung nur als Ultima Ratio eingesetzt werden würden. Das EnWG 1935 umfasste Normen, die den Markteintritt (§§ 4,5) oder -austritt (§§ 8, 9) regelten. Weiterhin bestand ein Kontrahierungszwang, und es waren die allgemeinen Versorgungskonditionen genehmigungsbedürftig (§§ 6, 7). Marktzutritt, Preisbildung und Ausübung der Energieversorgung wurden aufgrund möglichen Marktversagens nicht mehr dem Markt überlassen. Damit war das EnWG nach der vorausgesetzten Definition ein Regulierungsgesetz. Die bisher im Rahmen der Konzessionsverträge entwickelten Steuerungsinstrumente wurden in Gesetzesform überführt. Dies kam einer Abkehr von liberalen Lehren in Gesellschaft und Rechtswissenschaft gleich und spiegelte wie manches andere den Führungsanspruch des Reiches, nicht zuletzt des „Führers“. Das EnWG überdauerte Drittes Reich und Krieg und blieb In der Bundesrepublik mit einigen Novellierungen bis 1998 in Kraft. Der aus ihm stammende Begriff der kommunalen Daseinsvorsorge hat Eingang in das Grundgesetz der Bundesrepublik gefunden. Das EnWG war ein Strukturgesetz - Umwelt- und erst recht Klimaschutz wurden in keiner Weise berührt. Aber es ist eben ein erstes Beispiel für die sich ausprägende Abhängigkeit der Energiewirtschaft von der Öffentlichen Hand, vom Staat. Mitte der 1990er Jahre setzten zwei Entwicklungen ein, welche die rechtliche Struktur der Energielandschaft nachhaltig verändern sollten: Langsam, zuerst in lokalen und regionalen Nischen, keimte Wettbewerb durch kleine Anbieter auf. Gleichzeitig setzte in Berlin und Brüssel eine politische Debatte ein, die auf Regelungen drängte und mehr Wettbewerb in den europäischen Energiemärkten forderte. Das Ergebnis war das Ende der natürlichen Monopole und damit die Öffnung des Energiemarktes durch das neugefasste EnWG von 1998. Die Festlegung auf einen „diskriminierungsfreien Netzzugang“ stellte eine große Herausforderung für die Branche dar: Mit unmittelbarer Wirkung sollte der Energiemarkt vollständig liberalisiert werden. In den Folgejahren führte das zu einem ruinösen Wettbewerb, dem zahlreiche junge Unternehmen nicht gewachsen waren. Sie verschwanden wieder vom Markt. Ziel des neuen EnW-Gesetzes war das so genannte „Magische Dreieck“: ▸ Eine möglichst sichere, preisgünstige, umweltverträgliche Energieversorgung. Grundlage für den Wettbewerb um Kunden war das Modell des „verhandelten Netzzu‐ gangs“ gewesen. Dazu legten die Verbände der Netznutzer und der Netzbetreiber gemein‐ sam allgemein gültige Regeln für den Netzzugang und die Ermittlung der Netzentgelte fest. Gestartet wurde dieses Modell mit der so genannten ersten Verbändevereinbarung, die 1999 in Kraft trat und mit einer dritten Fassung des EnWG wieder endete. Die Verabschiedung einer weiteren EU-Richtlinie im Juni 2003 beschleunigte die Öffnung des Strom- und Gasmarktes. Sie schrieb den Mitgliedstaaten verpflichtend die Regulierung des Netzzugangs und die Einrichtung einer Regulierungsbehörde vor, um letztendlich gleiche Rahmenbedingungen auf allen europäischen Energiemärkten zu ermöglichen. 121 7.3 Staatliche Eingriffe: Grenzwerte und Verbote 56 § 2,4 des EnWG) vom 24. April 1998. Eine detaillierte staatliche Regulierung hielt damit Einzug in die Energiewirtschaft. In Deutschland wurde unter Umwidmung der „Regulierungsbehörde für Telekommunikation und Post“ in „Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen“ (BNA) im Sommer 2005 eigens eine neue Institution geschaffen, die weit reichende Kompetenzen bei der Netzaufsicht erhielt. Im Jahr 2009 wurde der EU-Rechtsrahmen nochmals geändert. Infolgedessen sind auch im EnWG im Jahre 2010 weitere erhebliche Anpassungen vorgenommen worden. Es kam es zu weitgehenden Entflechtungsauflagen, die die Umwandlung von integrierten Netzbetreibern zu so genannten „eigentumsrechtlich entflochtenen Transportnetzbetrei‐ bern“ (Ownership Unbundled) oder „unabhängigen Transportnetzbetreibern“ (Independent Transmission Operator, ITO) mit diskriminierungsfreiem Netzzugang für alle Marktteil‐ nehmer erforderten. Dazu gehörte auch die Anforderung, sich in Namen und Außenauftritt komplett von den Handelsaktivitäten der Konzernmütter abzugrenzen, das sogenannte Unbundling. Die Umsetzung brachte für die in der Energiewirtschaft tätigen Unternehmen, von denen gerade die großen bislang vertikal organisiert waren, einschneidende Verände‐ rungen mit sich. Auch das neue EnWG und seine Novellierungen hatten die Strukturen der Energie‐ wirtschaft zu Gegenstand. Zur Komponente Umweltverträglichkeit des oben genannten magischen Dreiecks finden sich im Gesetz nur zwei kurze Sätze: „Umweltverträglichkeit bedeutet, dass die Energieversorgung den Erfordernissen eines rationellen und sparsamen Umgangs mit Energie genügt, eine schonende und dauerhafte Nutzung von Ressourcen gewährleistet ist und die Umwelt möglichst wenig belastet wird. Der Nutzung von Kraft-Wärme-Koppelung und erneuerbaren Energien kommt dabei besondere Bedeutung zu.“ 56 Die umweltschonenden und die Wirtschaft teilweise hart treffenden Eingriffe kamen auf einem anderen Rechtsweg zustande, der sich im Umfeld und im Gefolge des Bundesimmissi‐ onsschutzgesetzes auf dem Verordnungswege substanziierte. Eine immissionsschutzrecht‐ liche Genehmigung wurde für praktisch alle energietechnischen Anlagen erforderlich, für größere Anlagen seit 1990 einschließlich einer speziellen Umweltverträglichkeitsprüfung (UVP) nach dem in diesem Jahr veröffentlichten Gesetz über die Umweltverträglichkeits‐ prüfung (UVPG). Dort wurde die Pflicht zur UVP wie folgt für Anlagen der Energieerzeu‐ gung festgeschrieben: Errichtung und Betrieb einer Anlage zur Erzeugung von Strom, Dampf, Warmwasser, Prozess‐ wärme oder erhitztem Abgas durch den Einsatz von Brennstoffen in einer Verbrennungseinrich‐ tung (wie Kraftwerk, Heizkraftwerk, Heizwerk, Gasturbine, Verbrennungsmotoranlage, sonstige Feuerungsanlage), einschließlich des jeweils zugehörigen Dampfkessels, mit einer Feuerungswär‐ meleistung von mehr als 200 MW. Die neueren Fassungen des UVGP differenzieren seit 2010 in ihrer Anlage 1 stärker, wie zwei Beispiele zeigen: 122 7 Aktionsfelder 57 Institute for Energy Economics and Financial Analysis (Hg): How European Utilities Can Capitalize on New Emission Limits to Drive Decarbonisation; The Case of Endesa, October 2017. 58 Zitate Wynn, Gerard, Berater am IEEFA und Co-Autor des o. a. Reports. „Errichtung und Betrieb einer Anlage zur Erzeugung von Strom, Dampf, Warmwasser, Prozess‐ wärme oder erhitztem Abgas durch den Einsatz von Brennstoffen in einer Verbrennungseinrich‐ tung (wie Kraftwerk, Heizkraftwerk, Heizwerk, Gasturbine, Verbrennungsmotoranlage, sonstige Feuerungsanlage), einschließlich des jeweils zugehörigen Dampfkessels, mit einer Feuerungswär‐ meleistung von mehr als 200 MW.“ - oder - „Errichtung und Betrieb einer Windfarm mit Anlagen mit einer Gesamthöhe von jeweils mehr als 50 Metern mit 20 oder mehr Windkraftanlagen.“ In der Fassung des UVPG von 2010 ist im UVP-Bericht für die Umweltverträglichkeits‐ prüfung auch erstmals der Sachpunkt Klima mit Angaben zu den Veränderungen des Klimas enthalten, z. B. durch Treibhausgasemissionen und Veränderung des Kleinklimas am Standort. Für die Energiewirtschaft bedeutsam wurde auch die „Verordnung über Großfeuerungs‐ anlagen“. Sie wurde als Erbe der sozialliberalen Koalition von der Regierung KOHL im Juni 1983 erlassen und rechtlich als „Dreizehnte Verordnung zur Durchführung des Bundes-Immissionsschutzgesetzes“ (13. BimSchV) geführt. Die Verordnung bezog sich auf die Errichtung, die Beschaffenheit und den Betrieb von Feuerungsanlagen mit einer Feuerungswärmeleistung von 50 MW und mehr und schloss damit alle befeuerten Kraftwerksanlagen ein. Die zahlenmäßig benannten Grenzwerte galten für staubförmige Emissionen, Kohlenmonoxid, Stickstoffoxide, Schwefeloxide und Halogenverbindungen. Auch die Industrieemissionsrichtlinie der EU von 2010 hat erhebliche Einschränkun‐ gen für die Energiewirtschaft mit sich gebracht, insbesondere für die konventionellen Kraftwerke. Dies wurde allerdings erst mit Verzögerung deutlich, als die BVT-Schlussfol‐ gerungen für Großfeuerungsanlagen am 17. August 2017 von der EU veröffentlicht wurden und damit ihre Rechtskraft erhielten. Ihr Ergebnis waren verstärkte Limits für Schadstoffe wie Schwefeloxid (SO X ) und Stickoxide (NO X ), was in der Fachöffentlichkeit nicht geringe Besorgnis auslöste. Eine Untersuchung der IEEFA kam zu dem Ergebnis: 57 • „Um ab 2021 den neuen Regeln zu entsprechen, müssen die Betreiber entweder in neue Technologien investieren und ihre Kohlekraftwerke aufrüsten, oder die Betriebsdauer der Kraftwerke auf 1.500 h/ a reduzieren - oder Werke schlieβen.“ • „Für viele der Werke wird es in Angesicht der erwarteten Marktlage und anderer Probleme teuer werden, die Standards zu erfüllen.” • „Die Kostenerhöhungen entsprechen zwischen 5 und 30 Prozent der erwarteten Groβhandelspreise für Energie in Europa im Jahr 2021 (40 Euro). Das ist eine extreme Belastung.“ Nach IEEFA sind im Falle von älteren Kraftwerken diese Kosten schlicht zu hoch: „Es wäre wirtschaftlich vernünftiger, sie zu schlieβen.“ 58 123 7.3 Staatliche Eingriffe: Grenzwerte und Verbote 59 WDR, 26. Oktober 2010. In der Untersuchung der IEEFA von ungefähr 600 Kraftwerken in Europa, die Stein- und Braunkohle sowie Biomasse verbrennen, hatte sich allerdings auch ergeben, dass 108 Werke mit einer Gesamtkapazität von 56 GW für einen Groβteil der SO X und NO X Emissionen verantwortlich waren. Die Emissionen aller dieser Kraftwerke lagen mindestens 40 % über den neuen EU-Grenzwerten. Mehr als die Hälfte von ihnen wurden von den Versorgern PGE und Tauron (Polen), Enel (Italien), Endesa (Spanien), EDF (Frankreich), CEZ (Tschechien), der Drax (Großbritannien) sowie PPC (Griechenland) betrieben. Die europäische Kohleenergie hatte schon vor den BVT-Schlussfolgerungen Probleme, konkurrenzfähig zu bleiben. Es gab hierfür mehrere Gründe: niedrige Groβhandelspreise für Energie, eine schwache Nachfrage und das progressive Anwachsen der Erneuerbaren Energien waren die wichtigsten. Allein im Jahr 2016 wurden in Europa Kohlekraftwerke mit einer Kapazität von 10 GW geschlossen. Hinzu kam, dass 2017 mehrere europäische Regierungen planten, bis zum Jahr 2030 vollständig auf die Kohle zu verzichten. Der Ausstieg aus der Kohle ist sicherlich ein extrem massiver staatlicher Eingriff in die Energiewirtschaft. Der Abschied von der Steinkohle-Förderung in Deutschland ist hierfür ein Beispiel: Am 28. Dezember 2007 trat das „Gesetz zur Finanzierung der Beendigung des subventionierten Steinkohlenbergbaus zum Jahr 2018 (Steinkohlefinanzierungsgesetz)“ in Kraft. Es enthielt für die Jahre 2009 bis 2018 weiter laufende Subventionen in Höhe von 13,9 Mrd. Euro. Zusätzlich zahlte das Land Nordrhein-Westfalen insgesamt 3,9 Mrd. Euro. Das Gesetz sah eine Überprüfung der Beschlüsse für das Jahr 2012 vor. Das Ausstiegsdatum führte zu Auseinandersetzungen mit Brüssel, denn die Kommission hatte beschlossen, die Steinkohleförderung in der EU bereits 2014 auslaufen zu lassen. Nach Verhandlungen strich der Bundestag am 14. April 2011 die „Revisionsklausel“ und erreichte damit die Weiterführung der Förderung bis zum Jahr 2018. Die Zeche Prosper-Haniel in Bottrop war das am längsten fördernde Steinkohlebergwerk, bis zum Datum seiner Stilllegung am 21. Dezember 2018 - das Ausstiegsdatum war damit eingehalten. Von Umweltschutz oder der Vermeidung von Treibhausgasen war im Ausstiegsbeschluss allerdings nicht die Rede - es waren schlicht wirtschaftliche bzw. monetäre Gründe. Die deutsche Steinkohleförderung war zu teuer, konnte mit den Weltmarktpreisen schon lange nicht mehr konkurrieren und musste durch hohe Subventionen künstlich am Leben gehalten werden. Allein die Verschiebung von 2014 auf 2018 kostete den Steuerzahler zwischen 800 Mio. € (RAG) und 1,2 Mrd. € (RWI). 59 Die Aufgabe der Kohleförderung war kein Verbot der Verstromung von Kohle und hatte zunächst keine Auswirkungen auf den Kraftwerkssektor - die deutsche Steinkohle wurde einfach durch Importe vom Weltmarkt ersetzt. Das Ende der Steinkohlekraftwerke deutete sich allerdings an, als im Dezember 2018 die EU im Rahmen der EU-Energiemarktregulie‐ rung „Clean Energy Package” beschloss, die staatlichen Beihilfen für Kohlekraftwerke nur noch bis zum Jahr 2025 zu genehmigen. Auch von der Kernenergie hatte sich die deutsche Energiewirtschaft inzwischen verab‐ schiedet, besser: sie wurde verabschiedet. Der Ausstieg verlief in Etappen. Kernenergie war seit der Nuklearkatastrophe 1986 in Tschernobyl erneut Gegenstand der öffentlichen Diskussion geworden. Etwa anderthalb Jahrzehnte später schloss die rot-grüne Koalition 124 7 Aktionsfelder 60 Expertenkommission und Ethikkommission zur sicheren Energieversorgung. 61 Die Bundesregierung, Donnerstag, 16. Januar 2020. unter Kanzler G. SCHRÖDER mit den deutschen Kernkraftwerksbetreibern den sogenann‐ ten Atomkonsens, der auf eine Abschaltung der letzten Kraftwerke um 2020 hinauslief. Die Vereinbarung wurde im Jahr 2010 jedoch von der bürgerlichen Folgeregierung zugunsten längerer Laufzeiten verändert, mit Ausstiegsende nach 2030, s. auch Kap. 8, Die Politik der (deutschen) Energiewende. Die Kernschmelzen im Atomkraftwerk Fukushima im März 2011 schufen jedoch eine neue Situation mit Handlungszwang für das Kabinett MERKEL. Auf Basis der Empfehlun‐ gen zweier Kommissionen 60 beschloss der Bundestag am 30. Juni 2011 die 13. AtG-Novelle. Danach waren bis 2022 alle deutschen Atomkraftwerke vom Netz zu nehmen. Anders als im Atomkonsens von 2000 wurde jetzt der Austrittszeitpunkt gesetzlich verankert; die acht vorläufig geschlossenen Kraftwerke blieben stillgelegt. Dass das Verbot der Kernenergienutzung unter Aspekten des Klimaschutzes kontraproduktiv war und nach wie vor ist, ist Konsens, s. Abb. 7-21. Es galt der Politik offenbar, zwischen zwei tatsächlichen oder vermeintlichen Übeln das geringere zu wählen. Abb. 7-21: Die CO 2 -Emissionen der verschiedenen Kraftwerkstypen in g/ kWh; Quelle: Öko-Institut Darmstadt Das gilt nicht für den 2019/ 2020 beschlossenen „Kohleausstieg“. Bund und Länder haben sich im Januar 2020 auf einen vollständigen, sukzessiven Verzicht auf die noch laufende Braunkohleförderung und die Kohleverstromung insgesamt (also für Stein- und Braun‐ kohle) geeinigt. Die wesentlichen Punkte des mühsam gefundenen Konsenses waren nach Mitteilung der Bundesregierung 61 : 125 7.3 Staatliche Eingriffe: Grenzwerte und Verbote 62 Zum aktuellen Stand s. Kap. 8, Die Politik der (deutschen) Energiewende. 63 Ströbele, W., U Münster: Skript MSC Energiewirtschaft, Münster 2018. • Möglichkeit eines vorzeitigen Ausstiegs aus der Kohleverstromung bereits im Jahr 2035, • Verzicht auf die Nutzung des Braunkohletagebaus Hambacher Forst, • zusätzliche Gaskraftwerke an den bisherigen Kraftwerkstandorten, • Einführung eines Anpassungsgeldes für Beschäftigte in Kohlekraftwerken sowie im Braunkohletagebau, • Strukturstärkungsgesetz Kohleregionen: Finanzhilfen und Strukturstärkung in Höhe von 40 Milliarden Euro bis 2038, • Ergänzung des Gesetzentwurfs zur Strukturstärkung um weitere Maßnahmen wie ein Innovationszentrum Universitätsmedizin in Cottbus, neue Helmholtz-Zentren in der sächsischen Lausitz und im mitteldeutschen Revier sowie ein „Helmholtz-Clus‐ ter für nachhaltige und infrastrukturkompatible Wasserstoffwirtschaft“ in Jülich, • neue Förderrichtlinie für stromintensive Unternehmen. Die Beschlüsse, die im Juni 2020 noch in einem sog. Kohleausstiegsgesetz 62 geregelt wurden, das dann das Ausstiegsdatum auf endgültig 2038 verschob, sind − anders als beim Ausstieg aus der Förderung und Verwendung der Steinkohle - jetzt ausdrücklich auf die Vermeidung weiterer CO 2 -Emissionen und damit klimapolitisch begründet. Klimapolitisch ausdrücklich ausgenommen ist die weitere Nutzung des Erdgases; ihm wird vielmehr eine wichtige und für die gesicherte Energieversorgung unverzichtbare Bedeutung zuerkannt. Eine Einordnung als Brückentechnik erleichtert die Akzeptanz, auch die recht günstige CO 2 -Bilanz im Spektrum der nicht-regenerativen Energiequellen. Die unterschiedliche Klimawirksamkeit der verschiedenen Kraftwerkstypen zeigt die schon zitierte Abb. 7-21. ▸ Die weitgehende Regulierung und die klimapolitischen Beschlüsse machten die En‐ ergiewirtschaft zum Exempel eines „politisch gesetzten Marktdesigns“ (Ströbele) 63 . 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind Die Nutzung Regenerativer Energieformen ist nach heutigem Wissens- oder besser Über‐ zeugungsstand die wichtigste Antwort auf die drohenden Klimaprobleme. Sie haben jeweils ihre eigene Entstehungsgeschichte und ihre eigene spezifische Technik. Sie stehen in Folgenden nebeneinander - hier zunächst ohne den Versuch einer Bewertung. 7.4.1 Wasserkraft Unter Wasserkraft versteht man herkömmlich die energetische Nutzung der oberirdischen Gewässer und damit die Kategorien 126 7 Aktionsfelder ▸ Laufwasser (heute im allgemeinen Laufwasserkraftwerke) ▸ Speicherkraftwerke ▸ Pumpspeicherkraftwerke Abb. 7-22: Verteilung der Wasserkraftwerke in Deutschland; Quelle: U. Leuschner Legende: Laufwasserkraftwerk Speicherkraftwerk Pumpspeicherkraftwerk Die Nutzung von Laufwasser hat eine lange Tradition und damit ihre eigene Geschichte, auch wenn heute die spezielle Form der Erzeugung elektrischer Energie in Laufwasser‐ kraftwerken im Mittelpunkt steht. Speicherkraftwerke sind eine Sonderform der Talsperren und haben sich aus ihnen entwickelt. Pumpspeicheranlagen haben jedoch andere Aufgabe: Sie dienen der Zwischenspeiche‐ rung bereits erzeugter elektrischer Energie und nicht der Primärerzeugung. Sie werden deshalb als Speicher an anderer Stelle behandelt, s. Kap. 7.4.7.2.1, Pumpspeicherwerke. Die Abb. 7-22 zeigt die Verteilung der „Wasserkraft” über ganz Deutschland, die sich auf den Süden konzentriert, was den topographischen Gegebenheiten geschuldet ist. 127 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind 64 Z. Spektrum der Wissenschaft, News 6. September 2018. 7.4.1.1 Laufwasser Wasserkraft trägt seit langem zur Energienutzung bei. Im Vorderen Orient sind für das 7. Jahrhundert v. Chr. Wasserräder nachgewiesen, die als Schöpfräder der Bewässerung landwirtschaftlicher Kulturen dienten. Auch die Römer verwendeten seit dem 2. Jahrhun‐ dert v. Chr. Wasserräder. VITRUV beschreibt im Jahr 24 v. Chr. eine frühe Wassermühle mit einem Steinmahlgang. Im südfranzösischen Barbegal bei Arles wurde seit dem 2. Jahr‐ hundert n. Chr. die Wasserkraft in einem Mühlenkomplex für den Antrieb von 16 Mühlen genutzt, s. Abb. 7-23. 64 Um 537 wurden während der Belagerung Roms durch die Goten Mühlen auf Schiffen im Tiber installiert, um mit ihrer Hilfe die Getreideversorgung sicherzustellen. Abb. 7-23: Mühlenkomplex von Barbegal | Die Schemazeichnung deutet an, wie der Mühlenkomplex einst im 2. Jahrhundert nach Chr. ausgesehen haben dürfte; Quelle: Cees Passchier, Universität Mainz Die Entwicklungswege der Wassermühle sind nicht genau zu rekonstruieren, die Griechen und Römer lernten sie offenbar im Osten kennen. Den Beginn dieses Rezeptionsvorgangs muss man wohl mit dem 2. Jahrhundert v. Chr. ansetzen. Die antike Technik kam auch der römischen Peripherie zugute - so gelangte Mühlenwissen in die gallischen und germanischen Provinzen. Im Mittelalter nutzten Mönche das römische Know-how im Rahmen ihrer klösterlichen Selbstversorgung; in ihren Klosterschulen bewahrten und verbesserten sie die antike Überlieferung. Von hier verbreitete sich das Wissen um die Wasserkraft in andere Lebens- und Wirtschaftsbereiche. Stand anfangs die Mühle für das Mahlen von Getreide, so wurde ihre Antriebskraft bald für eine Vielzahl technischer Arbeitsleistungen herangezogen. Oft blieb bei den vielfältigen Nutzungsarten der Begriff „Mühle“ erhalten. Es entstanden neben der Getreidemühle die Flachsmühle zur Gewinnung von Leinen, die Gewürzmühle, die Pochwerke zur Zerkleine‐ rung der Erzbrocken, die Walkmühle für die Arbeitsprozesse Verdichtung und Veredelung bei der Herstellung von Tuchen, die Knochenmühle, die Kreidemühle, die Lohmühle, die Pulvermühle für das Schießpulver und noch viel andere Mühlenverwendungen. Abb. 7-24 128 7 Aktionsfelder 65 Nach WDR (Hg.): Mühlen, in: Planet Wissen, o. Ort und Jahr. zeigt ein wasserradgetriebenes Pochwerk, auch Stampfmühle genannt, aus der Zeit von G. AGRICOLA (1494-1555). Zahlreiche Flur- und Ortsnamen haben Bezug zu Wassermühlen. Abb. 7-24. Ein Pochwerk bei Agricola (1494-1555); Quelle: G. Agricola, Buch VI Die Verbreitung von Wasserrädern zum Antrieb mechanischer Werkzeuge und Maschinen nahm bis ins 19. Jh. zu. Es wurde bis in die ersten Jahrzehnte der industriellen Revolution zum bevorzugten Antrieb für eine Vielzahl von Geräten und Maschinen. 65 Das unterstreicht die große wirtschaftliche Bedeutung dieser weit verbreiteten Form der Wasserkraftnutzung. Weit entwickelte Anlagen mit komplexen Wellen-Seilsystemen finden sich noch bis ins 20. Jh. im wasserreichen Bergischen Land, wo z. B. der „Balkhauser Kotten“ seit dem frühen 17. Jahrhundert als „Doppelkotten“ mit zwei Wasserrädern betrie‐ ben wurde, s. Abb. 7-25. Zwar erhielt die Wassermühle seit dem späten Mittelalter mit der Windmühle Konkur‐ renz. Jedoch waren Windmühlen fast immer nur Mahlorte für das Korn, wie im zugehörigen Kap.7.4.5, Windenergie, weiter ausgeführt wird. ▸ Zum wahren Konkurrenten des Mühlenantriebs wurde vielmehr im 19. Jh. die Dampfmaschine. Mit der Verbreitung der Dampfmaschine schwand die Bedeutung der Wasserräder als Quelle von mechanischen Energieformen innerhalb eines Jahrhunderts. Sie erlebten jedoch mit dem Aufkommen der neuen elektrischen Energieform eine Renaissance, zumal mit den Wasserturbinen inzwischen effektivere Wandler zur Verfügung standen: Es entstanden die Wasserkraftwerke. 129 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind 66 Schmidberger, T.: Das erste Wechselstromkraftwerk in D., Bad Reichenhall 1984. Abb. 7-25: Der Balkhauser Kotten an der Wupper, technische Einrichtung, Aufriss 1922; Quelle: LV Rheinland, Rhein. Industriemuseum, Kleine Reihe, Heft 7: Dampfschleifereien, Historische Handwerksstätten der Solinger Schneidwarenindustrie, Köln 1991 Abb. 7-26: „Electricitätswerk” von K. Fischer in Bad Reichenhall 1890; Quelle: Schmidberger, Wech‐ selstromkraftwerk, Anhang Als ältestes Wasserkraftwerk überhaupt gilt die Anlage im englischen Northumberland, 1880 in Betrieb genommen. Der Fabrikant K. FISCHER erbaute in Bad Reichenhall das erste öffentliche Wechselstromkraftwerk Deutschlands als Wasserkraftwerk, s. Abb. 7-26; es ging im Mai 1890 unter dem Namen „Electricitäts-Werke Reichenhall“ in Betrieb. 66 Das „Electricitätswerk“ von K. FISCHER war ein Laufwasserkraftwerk. Auch die erste Fernleitung 1891, die Verbindung von Lauffen nach Frankfurt, basierte auf der Energiegewinnung aus einem Laufwasserkraftwerk, das das dortige Zementwerk versorgte. Zur Stromerzeugung diente ein Drehstromgenerator, angetrieben durch die „Wasserkraft“ des Neckar - was eine doppelte Premiere bedeutete. Die Jubiläumsbriefmarke der Post in Abb. 7-27 zeigt das Wasserkraftwerk im zeitgenössischen Zustand. 130 7 Aktionsfelder 67 ZDF, Leschs Kosmos, 18. August 2020. Abb. 7-27: Das für die Internationale Elektrotechnische Ausstellung 1891 in Frankfurt am Main genutzte Wasserkraftwerk in Lauffen am Neckar, 1891, Sonderbriefmarke zum Jubiläum; Quelle: Deutsche Post AG Der Beitrag der Laufwasserkraftwerke zur gegenwärtigen Stromerzeugung ist begrenzt. Die gesamte installierte Leistung summierte sich in Deutschland Im Jahre 2018 auf rd. 2600 MW, was etwa zwei Kernkraftwerksblöcken entspricht. Sie wird von 585 großen und kleinen Laufwasserkraftwerken erbracht. Der Wirkungsgrad ist hoch - es werden etwa 94 % Stromausbeute erreicht. Die hierfür nötige Kraftwerktechnik wird als weitgehend ausgereift angesehen, auch im Hinblick auf weiteren Zubau. In der Technik der Werke werden FRANCIS- und KAPLAN-Turbinen bevorzugt. Abb. 7-28 zeigt Beispiele von Laufwasserkraftwerken in Deutschland, die zugleich die relativ geringe Leistung der einzelnen Anlagen deutlich machen. Wie man aus der Liste erkennt, gibt es die größten Laufwasserkraftwerke schon seit längerer Zeit. Das Kraftwerk Laufenburg am Oberrhein wurde schon im Jahre 1914 erbaut. Heute werden kaum noch große Anlagen errichtet. Vielmehr ist man dazu übergegan‐ gen, viele kleinere Laufwasserkraftwerke nebeneinander an einem Wehr oder in kurzen Abständen in das Fließgewässer zu integrieren. In der Summe der vielen kleinen Anlagen erreicht jedoch die installierte elektrische Leistung der deutschen Laufwasserkraftwerke immerhin 63 % aller Wasserkraftanlagen. Regional sind Laufwasserkraftwerke überwiegend im Süden Deutschlands anzutreffen, wie bereits Abb. 7-20 erkennen ließ. Die großen Ströme wie Rhein, Elbe, Donau, Weser kommen für Laufwasserkraftwerke bestenfalls an ihren Oberläufen infrage, weil sonst die Interessen der Schifffahrt überwiegen. Schifffahrt benötigt im Verkehr hinderliche und in ihrer Errichtung teure Schleusen, wenn Laufwasserkraftwerke an den dann benötigten Wehren installiert sind. Das wird sich auch kaum ändern, auch wenn neuerdings an der Elbe bei Magdeburg wieder Versuche laufen, das alte Prinzip der wehrfreien Schiffsmühle wieder neu zu beleben. 67 131 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind Abb. 7-28: Laufwasserkraftwerke in Deutschland,; Quelle: Laufwasserkraftwerke, in www.strom-un iversum.de, Abruf 2. Juni 2020 7.4.1.2 Talsperren - Speicherkraftwerke Künstliche Wasserspeicher sind schon in der Antike gebaut worden. Vor über 4000 Jahren begannen die Südaraber mit dem Bau ihrer raffinierten Bewässerungsanlagen. Der Große Damm von Marib im heutigen Jemen ist das bekannteste Beispiel. Auch die Römer bauten Staudämme, durchaus Talsperren im heutigen Sprachgebrauch. Abb. 7-29 zeigt die Proserpina-Talsperre bei Mérida in Spanien aus dem 2. Jh. nach Chr. Als Bauweisen waren Erd- oder Steindämme üblich, aber es finden sich auch schon Gewichtsstaumauern. Die Talsperren der Antike dienten allerdings der Wasserversorgung und der Bewässerung, nicht der Energiegewinnung. 132 7 Aktionsfelder 68 Dehler, M.: Wassermanagement im historischen Bergbau, Freiberg o. J. 69 Dieser und folgende Abschnitte nach Bettzieche, V., Ruhruniversität Bochum (RUB): 100 Jahre technische Entwicklung des Talsperrenbaus in Deutschland, Z. Wasserwirtschaft 1-2 | 2010. Abb. 7-29: Die Proserpina-Talsperre bei Mérida in Spanien, 2. Jh. nach Chr., heute noch in Funktion; Quelle: Embalse de Proserpina, Mérida (2015).JPG, Wikimedia Commons Erste Sperren zur Energiegewinnung sind in Deutschland ab dem Ende des 8. Jahrhunderts belegt. Der Aufstau von Bächen und kleinen Flüssen erfolgte in Fisch- und Mühlenteichen mit kleinem Stauinhalt und geringer Höhe des Absperrbauwerks. Eine größere Bedeutung bekam der Sperrenbau in Deutschland Mitte des 16. Jahrhunderts mit dem Beginn des Bergbaus im Harz und im Erzgebirge. Die dort bis Ende des 19. Jahrhunderts errichteten Anlagen hatten die Aufgabe, Energie für die Förderung bereitzustellen und auch dafür zu sorgen, dass mit Hilfe von Wasserrädern das Grubenwasser aus den Bergwerken gehoben und das Erz bearbeitet werden konnte. Viele der mit Hilfe von Dämmen aufgestauten ersten Talsperren sind noch als Kulturdenk‐ mal erhalten. Bekannt ist die Oberharzer Wasserwirtschaft, deren älteste Teile bereits aus dem 12. und 13. Jahrhundert stammen und von den Zisterziensern errichtet wurden. Ab der frühen Neuzeit bauten die Harzer Bergleute die Anlagen kontinuierlich aus. Zwischen 1536 und 1866 entstand so ein System aus rund 500 Kilometern Gräben, 120 Stauteichen, etwa 30 Kilometern unterirdischer Wasserläufe und 100 Kilometern Wasserlösungsstollen. Die Stauteiche stellten sicher, dass auch in regenarmen Perioden genügend Arbeitswasser für die Gruben bereitstand. 68 Die Dämme bestanden meist aus im Stauraum gewonnenen Steinbruchmaterial. Für die Dichtung wurden Rasensoden eingesetzt. Der Rasen wurde in Rechteckform ausge‐ schnitten und dann wie Mauerwerk gesapelt. Die Anordnung der Dichtung erfolgte bei den älteren Dämmen als Schürzendichtung an der wasserseitigen Böschung, später als Kerndichtung in Dammmitte. 69 Der moderne Talsperrenbau beginnt in Deutschland mit der von 1889 bis 1891 gebauten Eschbachtalsperre im Bergischen Land (heute noch aktiv, nach Umbauten 29 kW Leistung und ca. 100.000 kWh elektrische Energie pro Jahr). Talsperrenbau war bedarfsgefördert: Seit dem 17. Jahrhundert hatte sich in den westfä‐ lischen Mittelgebirgen eine Kleinindustrie entwickelt. An der unteren Ruhr (dem heutigen Ruhrgebiet) war dagegen zum Beginn des 19. Jahrhunderts eine neue Industrie entstanden, die ihre Energie aus der Kombination Steinkohle/ Dampfmaschine gewann. Die Industrie 133 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind 70 Dieser und folgende Abschnitte nach Ruhrtalsperrenverein (Hg): 100 Jahre Talsperrenbau an der Ruhr, www.talsperren, In: info/ 100_jahre_talsperren_an_der_ruhr, Abruf 12. Mai 2019. in den Mittelgebirgen konnte nur konkurrenzfähig bleiben, wenn sie es schaffte, die preiswertere und seither genutzte Wasserkraft ständig zur Verfügung zu haben. Unter diesen Zwängen entstanden Talsperrengenossenschaften, die Talsperren planten, bauten und später auch in Betrieb hielten. Die bekannteste von ihnen ist der Ruhrtalsperrenverein. Vom Ruhrwasser machten inzwischen nicht nur deren Anrainer Gebrauch, vielmehr bedienten sich auch die Städte und Gewerbegebiete an Wupper, Lippe und vor allem an der Emscher aus dieser Quelle. So fehlte Wasser an der unteren Ruhr, die in regenarmen Zeiten sogar trocken zu fallen drohte. Abb. 7-30: Die Mauer der Fürwiggestalsperre; Quelle: Originalzeichnung Intze, Ausschnitt Im Ruhrgebiet wiederum wuchs Ende des 19. Jahrhunderts durch die Zunahme der Indus‐ trialisierung der Bedarf an Trink- und Brauchwasser. Nicht nur Trinkwasserentnehmern und Kleingewerbe drohte Wassermangel. Das Wasser fehlte auch den kleinen Kraftwer‐ ken, die ihren Betrieb immer häufiger wegen Wassermangels einstellen mussten. Dies führte zu unangenehmen, langwierigen gerichtlichen Auseinandersetzungen zwischen Wasserentnehmern und Kraftwerksbesitzern. In dieser Situation beauftragte 1893 der Regierungspräsident von Düsseldorf den Aachener Professor O. INTZE, ein Gutachten über die Wasserverhältnisse an der Ruhr anzufertigen. 70 INTZE riet, zum Ausgleich der Wasserführung der Ruhr Talsperren mit einem Gesamtstauraum von 30 Mio. m³ zu bauen, finanziert durch einen Zusammenschluss der Wasserwerke in einer Interessengemeinschaft - der Grundgedanke des Ruhrtalsperrenvereins war geboren. Bis zu seiner Gründung im Jahre 1899 vergingen allerdings noch einige Jahre. 1902 bis 1904 wurde nach den Plänen 134 7 Aktionsfelder 71 Gewichtsstaumauern stehen durch ihr Eigengewicht, wohingegen sich Bogenstaumauern auf die Talflanken abstützen. von INTZE die kleine Fürwiggestalsperre gebaut, deren besonderes Charakteristikum die nach seinem Prinzip errichtete, aus Bruchsteinen bestehende Gewichtsstaumauer war, s. Abb. 7-30. 71 Zwischen 1900 und 1925 entstanden so in Deutschland 32 Talsperren, die durch Stau‐ mauern aus Bruchsteinen eingestaut wurden, darunter auch die von 1909 bis 1913 errichtete Staumauer des Möhnesees, der eine Großanlage mit einem bisher nicht erreichten Stauvo‐ lumen von 134 Mio. m³, 7.225 MWh gespeicherter Energie und einer Kraftwerksleistung von 7 MW wurde. Die Zerstörung dieser Staumauer im 2. Weltkrieg durch die Royal Airforce 1943 erlangte wegen der großen Flutschäden traurige Berühmtheit, s. Abb. 7-31. Die Entwicklung der Baumaschinentechnik stellte Mitte der 1920er Jahre Geräte zur Verfügung, die zwei weitere Bauarten ermöglichten. Die eine bestand im Bau von Be‐ ton-Staumauern, wie etwa der Schluchsee-Staumauer bei Freiburg, die 1929 bis 1932 erbaut wurde. Zur Herstellung von Beton standen jedoch vielerorts die notwendigen Zuschlagstoffe nicht in ausreichender Menge bzw. ausreichender Nähe zur Verfügung. Dies führte ab etwa 1930 alternativ zum Bau von Dämmen, die durch den Einsatz von Großgeräten kostengünstig zu bauen waren, auch weil gegenüber einer Bruchsteinmauer minderwertigeres Steinmaterial verwendet werden konnte. Abb. 7-31: Die zerstörte Sperrmauer des Möhnesees 1943; Quelle: Sammlung Helmuth Euler Allerdings vertraute man der Erdbautechnik trotz langer positiver Erfahrung an kleinen Talsperren nicht in der Verwendung an mehr als 50 m hohen Staudämmen. So entschloss man sich, bei den ersten großen Dämmen einen Betonkern als Dichtung einzubauen. Auch der in den 1930er Jahren geplante und wegen des zweiten Weltkriegs erst 1951 fertiggestellte Steinschüttdamm der Versetalsperre des Ruhrverbands erhielt in der Mitte eine an der Gründung 4 m dicke Betondichtung, die sich bis zur Krone auf 2 m verjüngt. In den 1950er Jahren hatte im Straßenbau die Asphalttechnologie Fuß gefasst und man war inzwischen bereit, diese Technik zur flächenhaften Aufbringung von Asphalt auch an 135 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind Staudämmen anzuwenden. Ein Beispiel ist der 1961/ 1963 mit einer Höhe von 52 m errichtete Damm der Biggetalsperre, dessen Oberflächendichtung mit 46.000 m² noch heute die größte ihrer Art in Deutschland ist. Abb. 7-32 zeigt eine Skizze des Damms aus der Planungsphase. Abb. 7-32: Aus der Planung des Bigge-Damms; Quelle: Ruhrtalsperrenverein, 100 Jahre Talsperrenbau an der Ruhr, Bild 8 Neben den genannten Haupttypen kamen in Deutschland auch weitere Bauarten in Anwen‐ dung. Im alpinen Raum war die Bogenstaumauer häufig und erfolgreich. In Deutschland konnte sie jedoch nur in zwei Beispielen, der Oker-Talsperre (1956, Höhe 75 m) und der Ofenwaldsperre (1962, Höhe 26 m), realisiert werden. Ausschlaggebend hierfür ist insbesondere, dass die hohe Tragfähigkeit der möglichst steilen und felsigen Hänge, wie sie für Bogenstaumauern zu fordern ist, in den Mittelgebirgen Deutschlands im Allgemeinen nicht gegeben ist. Abb. 7-33: Talsperren in NRW; Quelle: Matthias Quaißer, Hartmannsdorf In Nordrhein-Westfalen liegen gegenwärtig die meisten Talsperren Deutschlands, vor allem auch viele größere. Insgesamt betreibt man in Nordrhein-Westfalen 65 Talsperren ab 300.000 m³ Stauvolumen, s. Abb. 7-33. Damit ist NRW absoluter Spitzenreiter, gefolgt von Sachsen. 136 7 Aktionsfelder Abb. 7-34: Talsperrenbau in Deutschland; Quelle: V. Bettzieche, RUB Talsperren-Info Insgesamt stellt sich der Talsperrenbau in Deutschland einschließlich der verschiedenen Bauweisen wie in Abb. 7-34 dar. Die Abbildung zeigt zwei Maxima der Talsperren-Neubauten, eines im Zeitraum 1920-1940, und ein zweites für die Jahre 1960-1990; der zweite Weltkrieg und die nachfolgende wirtschaftliche Erholung hinterließen hier ihre sichtbaren Spuren. Abb. 7-35: Speicherkraftwerke in Deutschland, Stand 2003; Quelle: Wasserkraftwerk, in: Brockhaus Naturwissenschaft und Technik, Mannheim 2003 137 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind 72 Definitionen: Wasserkraftwerk, in: Brockhaus, Naturwissenschaft u. Technik, Mannheim / Heidel‐ berg 2003. Die jüngste und modernste Anlage ist die Talsperre Leibis/ Lichte in Thüringen, die 2013 offiziell in Betrieb genommen wurde. Ihre elektrische Leistung ist allerdings mit 816 kW recht beschränkt. Die beiden Turbinen sind hier in der Mauer verbaut. Nicht alle Talsperren, jedoch die meisten, dienten und dienen (auch) der Gewinnung elektrischer Energie. Einen Überblick über die größeren Talsperren mit mehr als 2 MW Leistung gibt vorstehende Abb. 7-35. Bei den Speicherkraftwerken werden im Allgemeinen Mitteldruckkraftwerke (Nutzfallhöhe 20 bis 100 m) und Hochdruckkraftwerke (Nutzfall‐ höhe 20 bis etwa 2000 m) unterschieden. 72 In Deutschland waren Wasserkraftwerke neben den Dampfmaschinenkraftwerken an‐ fangs die wichtigsten Stromlieferanten. Maßgeblichen Anteil am Ausbau der „Wasserkraft“ hatte die Essener Rheinisch-Westfälisches Elektrizitätswerk AG (RWE). Abb. 7-36: Wasserkraftwerk an der Urfttalsperre von 1905. Das Gebäude beeindruckt durch seine Jugendstil-Architektur; Quelle: www.rheinischemuseen.de Als eines der frühen Wasserkraftwerke ging 1905 das heute als Museum dienende RWE-Kraftwerk in Heimbach/ Eifel in Betrieb, s. Abb. 7-36. Mit 12 MW war es damals das größte Wasserkraftwerk Europas; heute gilt es wegen seiner an den Jugendstil angelehnten Architektur als das schönste Kraftwerk Deutschlands. Speicherkraftwerke wurden erst interessant, als Erzeugung und Nutzung der elektri‐ schen Energie aus „Wasserkraft“ großtechnisch möglich waren. Aufmerksamkeit erregte deshalb das 1895 an den Niagarafällen in Betrieb genommenen Kraftwerk „Niagara Power Station No. 1”, das mit seinen 41 m Fallhöhe und anfangs 3 Maschinensätzen zu je 3,7 MW als das erste Großkraftwerk der Welt gilt. Abb. 7-37 zeigt die Auslegung der Anlage, die mit 250 U/ min lief. 138 7 Aktionsfelder Abb. 7-37: Installation der Generatoren in PowerStation Nr. 1, 1895 Quelle Pinterest, reddit.com 7.4.1.3 Wasserkraft in der Bilanz Zusammengefasst kann man die zeitliche Entwicklung der „Wasserkraft“ im Zeitstrahl der Abb. 7-38 darstellen. Abb. 7-38: Zeitstrahl zur technischen Entwicklung der Wasserkraft; Quelle: Walcher GmbH & Co. KG Die Darstellung zeigt die starke Wechselwirkung mit der Maschinentechnik: Die Entwick‐ lung der verschiedenen Turbinenarten prägte die energetische Nutzung der „Wasserkraft“. 139 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind 73 So auch das deutsche Umweltbundesamt in einer Stellungnahme von 2014. In Deutschland und in der Schweiz erhielt ihre Nutzung wesentliche Impulse über die Eisenbahngesellschaften. Sie benötigten für ihre Bergstrecken hohe Schubkräfte und damit viel Energie. Da andererseits in den Bergregionen Wasserkraft ortsnah verfügbar war, war der Bau von Speicherkraftwerken für die Bahnstromversorgung naheliegend. Abb. 7-39: Anteil der Wasserkraft an der Bruttostromerzeugung in Deutschland in den Jahren 1990- 2019; Quelle: Statista 2020 Die Entwicklung der Speicherkraftwerke stößt in Deutschland an Grenzen - das verfügbare Potential an Speichern ist weitestgehend ausgeschöpft. 73 Gleiches gilt für die Laufwasser‐ kraftwerke. Insgesamt ist das nationale Energieaufkommen aus Wasserkraft nicht groß. Die zeitliche Entwicklung des Anteils von 1990-2019 zeigt Abb. 7-39, die der Absolutwerte dann Abb. 7-40. Da die Bruttostromerzeugung in Deutschland immer noch leicht steigt und die Ausbau‐ möglichkeiten für die Wasserkraft praktisch ausgeschöpft sind (was die Werte der Abb. 7-40 belegen), wird sich der ohnehin kleine Anteil der Wasserkraft am Strommix tendenziell eher noch weiter verringern. Andere Länder und speziell Nordeuropa sind hier in einer deutlich besseren Position. Abb. 7-41 demonstriert dies am Beispiel der Schweiz. Wie die Abbildung zeigt, tragen dort Laufkraftwerke 25 % und Speicherkraftwerke 30,4 % zur Stromerzeugung bei. So fällt es bei dem hohen Anteil der Kernenergie der Schweiz leicht, die Erzeugung insgesamt praktisch CO 2 -frei zu halten. 140 7 Aktionsfelder Abb. 7-40: Absolutwerte des Ertrags von Wasserkraft aus Laufwasser - und Speicherkraftwerken einschl. des natürlichen Zuflusses in Pumpspeicherwerken; Quelle: BWK Jahresausgabe 2020, S. 70 Abb. 7-41: Strommix in der Schweiz 2018; Quelle: BFE. Gesamtstatistik, © VSE 2018 Im Jahr 2019 wurden mit rund 3 % des in Deutschland erzeugten Bruttostroms nur ein sehr geringer Anteil aus Wasserkraft gewonnen - das entspricht rd. 20 TWh elektrischer Energie im Jahr. In den vier nordischen Ländern Europas dominiert die Wasserkraft den Strommix mit aufsummiert 54 %, darunter in Norwegen mit fast 100 %. Auch im Europa der 28 ist Wasserkraft nach wie vor Spitzenreiter bei der Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien, s. Abb. 7-42. Mit einer Erzeugung von mehr als 342 TWh erreichte Wasserkraft 2016 in der EU rund 35,5 % des aus erneuerbaren Energiequellen erzeugten Stroms. 141 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind 74 Alexandre Edmond Becquerel war Vater von Henri Becquerel, der die Radioaktivität des Urans entdeckte und nach dem später die Einheit der Aktivität benannt wurde. Abb. 7-42: Strommix in der EU 2016; Quelle: U. Leuschner, Energiechronik Zusammengefasst ergibt sich: ▸ In Deutschland liefert Wasserkraft zuverlässig elektrische Energie, jedoch in der Menge (sehr) begrenzt und ohne wesentliche Ausbauperspektive für die Zukunft. 7.4.2 Photovoltaik Solare Strahlung ist unentbehrlich für das Leben auf unserer Erde, wird jedoch zunehmend auch technisch genutzt, im Zusammenhang mit elektrischer Energieerzeugung primär über den photoelektrischen Effekt. Er hat seine eigene Geschichte: Der erst später so bezeichnete photoelektrische Effekt (auch photovoltaischer Effekt genannt) geht in seiner Entdeckung auf den Franzosen A. E. BECQUEREL 74 zurück. 1839 fand er heraus, dass ein galvanisches Element seine Spannung erhöhte, wenn man es mit Licht bestrahlte. Eine Erklärung für diesen merkwürdigen Effekt konnte er allerdings noch nicht geben. 1877, also deutlich später, wies der englische Elektroingenieur W. SMITH den Effekt am Halbleiter Selen nach. Er baute eine erste einfache Photozelle. Das früheste „Solarmodul“ stammt vom US-Amerikaner CH. FRITTS, der 1883 mehrere Selen-Solarzellen zusammenschaltete; er kam experimentell auf 1 % elektrischer Ausbeute. Ein echtes Verständnis der Wirkungsweise hatte aber auch er nicht. 1904 kam PH. LENARD der Erklärung mit dem Befund näher, dass die Lichtstrahlen Elektronen aus Metallen herauslösen, aber es blieb zunächst noch unbekannt, wieso dies geschah. Ein Jahr später, 1905, konnte A. EINSTEIN dann nachweisen, dass die Emission der Elektronen erst bei einer bestimmten Frequenz des einstrahlenden Lichtes einsetzte und mit dessen (damals nur postulierter) Quantennatur erklärt werden konnte. Hierfür, nicht für seine viel weiter reichenden Arbeiten zur Speziellen und Allgemeinen Relativitätstheorie, erhielt er 1921/ 22 den Nobelpreis. Es brauchte allerdings die Physik des p/ n-Übergangs bei Dioden und Transistoren, die 1949 aufgeklärt war, bis die systematische Entwicklung von Solarzellen auf Halbleiterbasis möglich wurde. 142 7 Aktionsfelder Abb. 7-43: Demonstration der ersten Si-Solarzelle; Quelle: Bell Lab Die Erfindung der heute gebräuchlichen Silizium-Solarzelle geht auf das Jahr 1954 zurück und sorgte für internationales Aufsehen: Die Titelseite der New York Times verkündete die Entwicklung der ersten Silizium-Solarzellen durch D. CHAPIN, C. FULLER und G. PEARSON von den Bell Telephone Laboratories, New Jersey. Mit der ersten Solarzelle wurde zur Demonstration ein Spielzeug-Riesenrad angetrieben, s. Abb. 7-43. Die kristallinen Silizium-Zellen von ca. 2 cm² erreichten einen Wirkungsgrad von bis zu 6 %. Damit waren dann die Voraussetzungen für eine industrielle Produktion gegeben. Erste technische Anwendungen wurde Ende der 1950er Jahre in der Raumfahrttechnik mit der Energieversorgung von Satelliten gefunden, getestet mit dem am 17. März 1958 gestarteten Vanguard I. Der Satellit war mit insgesamt 108 Solarzellen, Wirkungsgrad 10,5 % bestückt, die zur Aufladung der mitgeführten Akkumulatoren dienten. Der Satellit schickte bis Mai 1964 Signale zur Erde, was den Durchbruch für die Solarzelle in der Raumfahrt bedeutete. Abb. 7-44 zeigt Vanguard als Mock-up. Abb. 7-44: Vanguard I mit partieller Solarzellenbestückung; Quelle: Mit freundlicher Genehmigung der NASA In den 1960er und 1970er Jahren gab es dann durch die Nachfrage aus der Raumfahrt weitere Fortschritte. Nach den Energiekrisen in den 1970er-Jahren wurde mit öffentlicher Förderung verstärkt versucht, die Solarzelle und damit die regenerative Stromerzeugung auch für irdische Anwendungen wirtschaftlich interessant zu machen. Die Vervierfachung des Ölpreises veranlasste in den USA Präsident R. NIXON 1974, ein Forschungsprogramm für regenerative Energien in Leben zu rufen. In den 1970ern begann man erstmals, räumlich abgelegene Forschungseinrichtungen mit Hilfe von Solarstrom zu versorgen; 1982 ging in Kalifornien/ USA das erste Solarkraftwerk zur Stromerzeugung ans Netz, und 1983 das erste deutsche von AEG auf Pellworm. 143 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind 75 S. auch Stadermann, G., Oberzig, K.: Energiewende - Zur Forschungsgeschichte der erneuerbaren Energien 1990-2015, Der Forschungsverbund Erneuerbare Energien, 2015. 76 Heute FVEE = ForschungsVerbund Erneuerbare Energien. 77 Mit kW p wird die maximale Leistung einer Solarzelle bezeichnet, die sich bei voller und senkrechter Einstrahlung ergibt (p steht für „peak“). 78 Wolf, Margareta, PSt. BMU: in: Geleitwort, FVS Themen 2003. In Deutschland empfahl Bundespräsident R. VON WEIZSÄCKER 1988, mehr Forschung und Entwicklung auf dem Gebiet der Solarenergie zu betreiben. Der damalige Bundes‐ forschungsminister H. RIESENHUBER initiierte daraufhin die Gründung eines dezentra‐ len Forschungsverbundes mit Koordinierungsauftrag durch die außeruniversitären For‐ schungseinrichtungen. Der neue Forschungsverbund Sonnenenergie (FVS) wurde am 8. Oktober 1990 in der alten Oper in Frankfurt gegründet gegründet. Vereinbartes Ziel des Verbunds war, auf dem Gebiet der Sonnenenergie und der dazugehörigen Systemtechnik arbeitsteilig vorzugehen und so die Forschungs- und Entwicklungsaktivitäten des Gesamt‐ gebietes intensiv voranzutreiben. 75 Der Gründung des FVS 76 gingen zwei für die weitere Entwicklung der erneuerbaren Energien entscheidende Förderprogramme der Bundesrepublik voraus, die ihrerseits die Arbeit im neu gegründeten Verbund stark beeinflussten: neben der Markteinführung von Windenergieanlagen vor allem • Das Bund-Länder-1000-Dächer-Photovoltaik-Programm. Das sog. 1000 Dächer-Programm startete im September 1990. Es ging dabei um eine „Bewertung des bereits erreichten Standes der Technik“. Ziel war es insbesondere, zu sehen, wie weit die PV-Technik bereits ausgereift war und welcher Entwicklungsbedarf noch notwendig wäre. Es war als bundesweiter, mehrjähriger Breitentest ausgelegt. Im Juli 1991 wurde das Programm auch auf die neuen Bundesländer ausgedehnt. Gefördert wurden ins Versorgungsnetz inte‐ grierte Photovoltaikanlagen von Ein- und Zweifamilienhäusern im Leistungsbereich 1 bis 5 kW p77 . Im Rahmen des Programms wurden bis 1995 mehr als 2.000 PV-Anlagen installiert. Mit dem nachfolgenden 100.000 Dächer-Programm (HTDP) unterstützte dann der Bund in den Jahren 1999 bis 2003 den breiten Einsatz von Photovoltaik-Anlagen. Die Förderung erfolgte durch zinsverbilligte Darlehen, die durch die Kreditanstalt für Wiederaufbau (Kf W) zur Verfügung gestellt wurden. Damit wurde erstmalig in Deutschland die 100 Megawatt-Grenze der PV-Energie erreicht und überschritten. Die Laufzeit des Programms ging bis 2003, sodass sich die Finanzierung durch zinsver‐ billigte Kredite der Kf W mit der Einführung des EEG zeitlich überschnitt. Die Degression der Einspeisevergütung galt daher auch für die seit 2000 geförderten PV-Anlagen. Die Kombination des Erneuerbare-Energien-Gesetzes und des 100.000-Dächer-Solar‐ strom-Programms hat insgesamt zu einer Verzehnfachung des Marktvolumens gegenüber 1999 geführt. So konnte 2003 formuliert werden: „Die deutsche Solarenergieforschung liegt international mit an der Spitze. Wir sind neben Japan bei der Photovoltaiktechnologie führend. Diese Erfolge haben sich seit 1999 mit deutlichen Wachstumsraten von 30-40 % jährlich auch im Markt durchgeschlagen. Neben der Windkraft zeigt sich nun auch bei der Solarenergie, dass erneuerbare Energien ein wachsender und zukunftsfähiger Markt sind.“ 78 144 7 Aktionsfelder 79 ISE (Hg): Sturm, R.: Stromgestehungskosten Erneuerbare Energien, März 2018. Im Jahr 2005 erreichte die Gesamtleistung der in Deutschland installierten Photovol‐ taik-Anlagen den 1-Gigawattpeak. Seither ist die Bedeutung der Photovoltaik für die Stromerzeugung Deutschlands ständig gewachsen. Abb. 7-45 zeigt, dass sie inzwischen (2019) einen Anteil von 7,4 % an den Lieferungen elektrischer Energie in Deutschland erreicht hat. Der unübersehbare Anstieg hat nicht nur mit der staatlichen Förderung zu tun: Die Erzeugungskosten für Photovoltaikstrom sind seit 2009 weltweit massiv gesunken und machen Photovoltaik auch in sonnenarmen Ländern immer attraktiver, s. Abb. 7-46. Abb. 7-45: Zeitreihe des Photovoltaik-Anteils am Stromverbrauch Deutschlands; Quelle: BDEW, AGEB, Stat. Bundesamt, © Statista 2019 Ende 2014 summierte sich die installierte Leistung von Photovoltaikanlagen weltweit auf 183 Gigawatt, im Jahr 2016 allein ein gutes Fünftel davon in Deutschland, s. Abb. 7-47. Fast alle 2018 neu installierte PV-Anlagen in Deutschland konnten nach einer Studie des ISE Strom für unter 14 €Cent/ kWh erzeugen. 79 Nach der gleichen Untersuchung fallen bei einer jährlichen Einstrahlung (GHI) von 950 kWh/ m²a die Kosten selbst für kleinere Aufdachanlagen bis 2022 unter die Marke von 10 €Cent/ kWh. Größere Freiflächenanlagen erzeugten schon 2018 bei einer jährlichen Einstrahlung von 1.300 kWh/ (m²a) ihren Strom für weniger als 4 €Cent/ kWh, s. Abb. 7-46. 145 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind Abb. 7-46: Strom aus Photovoltaikanlagen, Kosten in €cent/ kWh - Entwicklung und Prognose; Quelle: Fraunhofer ISE, Irena © DW Abb. 7-47: Verteilung der Photovoltaik-Anlagen weltweit 2016: Quelle: Welt der Physik/ Dt. Physika‐ lische Gesellschaft 2016 Den wesentlichsten Beitrag zur günstig gewordenen Stromerzeugung aus Photovoltaik lieferte der Preisverfall, der auch nach 2010 noch weiter anhielt. Photovoltaik wurde 146 7 Aktionsfelder 80 Z. BWK, Jahresausgabe 2020, S. 74 anfangs durch die Einführung des EEG stark gefördert, ist jedoch inzwischen durch die gewandelte Energiepolitik der Bundesregierung zunehmend auf marktfähige Lösungen ausgerichtet und auch angewiesen. Dies wird am Beispiel des Jahres 2019 deutlich, als die Novellierung des EEG von 2017 be‐ reits voll wirksam war und Anlagen >750 kW ausgeschrieben werden mussten, s. auch Kap. 7.4.9, EE brauchen Förderung. In insgesamt 5 Ausschreibungsrunden wurden 1.517 MW „bezuschlagt“, mit einer durchschnittlichen Förderhöhe von 4,8-6,6 €Cent/ kWh. 80 Kleine Anlagen <10 kW, insbesondere solche auf Wohngebäuden, erhielten bei Inbetriebnahmen im Jahr 2019 noch eine degressive Festvergütung, die im Januar mit 11,47 €Cent/ kWh begann - gegenüber 57,40 €Cent/ kWh im Jahr 2004, die für 20 Jahre unverändert gewährt worden war. Die systematische Reduzierung der Förderung zeigt auch die spätere Abb. 7-56. Der erwähnte Preisverfall ist stark von den Modulpreisen getrieben, s. Abb. 7-48. Dazu hat China wesentlich beigetragen: Rund zwei Drittel aller Solarmodule stammen inzwischen von dort. Der Grund: Die chinesische Regierung subventionierte und subventioniert noch heute ihre ohnehin lohngünstig arbeitenden heimischen Hersteller, die sich als Preisbrecher auf dem Weltmarkt durchsetzen konnten und nicht nur die deutschen Modulproduzenten praktisch verdrängt haben. Ihnen verbleibt noch das Geschäft mit den wichtigen Wechselrichtern (Inverter), den Hilfssystemen (Balance of plant) sowie Planung und Montage (EPC). Das chinesische Unternehmen Jinko Solar hat 2019 als Weltmarktführer rund 4,3 Mrd. US-Dollar Umsatz mit dem Verkauf von Photovoltaik und Einspeisungssystemen erreicht. Mit Canadian Solar, JA Solar und Yingli gehören noch drei weitere zumindest teilweise chinesische Unternehmen zu den umsatzstärksten Solarkonzernen weltweit, wie die Grafik der Abb. 7-49 zeigt. Auch die deutsche Firma SMA Solar Technology konnte 2019 einen Umsatz von über einer Milliarde US-Dollar erwirtschaften. Abb. 7-48: Historische und erwartete Preisveränderungen am weltweiten Solarmarkt, $/ Watt; Quelle: Bloomberg New Energy Finance, 2016 147 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind 81 Untersuchung der Northwestern University, Illinois, in Zusammenarbeit mit dem US Department of Energy Argonne National Laboratory, 2014. 82 VDI nachrichten, Nr. 32/ 33, 7. August 2020. Der Produktionsschwerpunkt hat sich mit knapp 90 % seit den 1990er Jahren von Europa und den USA nach Asien verlagert, vor allem nach China und Taiwan. In Europa wurden im Jahr 2014 noch 6 %, in den USA und Japan jeweils 4 % gefertigt. Abb. 7-49: Umsätze ausgewählter Solarkonzerne 2019; Quelle: Statista 2020 Dass chinesische Solarkollektoren eine sehr schlechte Umweltbilanz haben, wird in der staatlichen Förderung in Deutschland (und Europa) nicht berücksichtigt. Maßgebende Faktoren sind dabei die geringen Umweltstandards in China, die geringe Effizienz bei der Produktion und der kohlebasierte Energiemix. „Wir schätzen, dass der Kohlendioxid-Fuß‐ abdruck in etwa doppelt so hoch ist, wenn ein Solarpanel in China hergestellt und in Europa gebraucht wird, im Vergleich zu einem vor Ort in Europa hergestellten und gebrauchten Panel“, so die Autoren einer 2014 erschienen Studie. 81 Der Markt zeigt allerdings in jüngster Zeit, dass auch die europäische, speziell die deutsche Produktion wieder an Stellenwert gewinnt. Der schweizerische Maschinen- und Anlagenbauer Meyer-Burger will alte Standorte in Freiburg/ Sa. und Bitterfeld-Wolfen unter Verwendung neuer Fertigungsverfahren wieder mit Leben füllen und plant den Start einer Zell- und Modul-Produktion im GW-Bereich für 2021. Eine Rolle spielt dabei auch, dass inzwischen die Transportkosten für die China-Importe immer weiter steigen und inzwischen bei 10 % der Modulpreise liegen. 82 Kernstück einer Photovoltaik-Anlage sind die Solarzellen. Sie bestehen aus zwei un‐ terschiedlich dotierten Halbleiterschichten, für die verschiedene Materialien verwendet werden können. Im Vordergrund stehen immer noch Zellen auf Silizium-Basis: Neben dem für die Massenproduktion von Solarmodulen mit Abstand wichtigsten Werkstoff - eben dem Silizium - eignen sich Verbindungshalbleiter wie Cadmiumtellurid, Kupfer-In‐ 148 7 Aktionsfelder 83 Zelltypen nach Löfken, J.-O. in: Solarzellentypen im Überblick, Welt der Physik 2016. dium-Gallium-Diselenid und Galliumarsenid, eine Reihe organischer Verbindungen oder auch bleihaltige Perowskitkristalle für die photovoltaische Umwandlung von Energie. Die Dominanz von Siliziumsolarzellen ist kein Zufall. Gebunden in Sand oder Quarz ist es das häufigste Element in der Erdkruste, praktisch überall verfügbar und relativ günstig. Die Aufbereitung reinen Siliziums ist in der Halbleitertechnik weit entwickelt, sodass die Solarzellhersteller früh auf dieses Material zurückgreifen konnten. Vielschichtige Solarzel‐ len, die unter anderem eine speziell strukturierte Siliziumschicht enthalten, um Licht besser zu absorbieren, nutzen für die Stromerzeugung einen breiten Teil des Sonnenspektrums zwischen 380 und 1150 Nanometer. Die nachfolgende Übersicht gibt Einzeheiten: • Monokristallines Silizium: 83 Die derzeit besten Zellen bestehen aus monokristallinem Silizium und erreichen im Labor als Zelle einen Wirkungsgrad von 25,6 %, im Modul integriert 22,9 %. Um dies zu erreichen, wurde in den vergangenen Jahren die Zellfertigung verbessert. Ausgangsmaterial ist das teure Reinst-Silizium, das aus einer Siliziumschmelze gezogen, in Stangen gepresst und in große Scheiben von bis zu 12 cm Durchmesser geschnitten wird. • Polykristallines Silizium: Über die Hälfte der heute produzierten Siliziumsolarzellen nutzen allerdings poly‐ kristallines Silizium. Dieses ist deutlich günstiger herzustellen, sodass der geringere Wirkungsgrad von derzeit maximal 20,8 % beziehungsweise 18,5 % im Modul in Kauf genommen wird. Die fallenden Kosten sind nicht nur der ausgereiften Massenfertigung zu verdanken. Auch der Materialeinsatz an reinem mono- oder polykristallinem Silizium hat sich mehr als halbiert. So ist heute die Siliziumschicht nur noch 180 μm dick statt 400 μm im Jahr 1990 und 300 μm 2004. Weitere Kostensenkungen der Siliziumsolarzellen können bei der Optimierung der Produktion erwartet werden, deutliche Steigerungen im Wirkungsgrad eher nicht. Der theoretisch erreichbare Wirkungsgrad für Silizium liegt bei 29 %, da das Material den langwelligen Anteil des Sonnenlichts nicht absorbiert. • Dünnschichtsolarzellen: In Dünnschichtsolarzellen sind die photovoltaisch aktiven Lagen nur wenige Mikrome‐ ter dick. Sie lassen sich im Unterschied zu kristallinem Silizium auf eine Vielzahl von Trägermaterialien - etwa Metall, Glas oder Kunststoff - auftragen. Für eine möglichst günstige Massenfertigung sind prinzipiell sogar Druckverfahren möglich. Dank stetiger Entwicklung hatten Dünnschichtsolarzellen schon 2014 einen Marktanteil von 9 % erreicht. An Materialien kommen hier Cadmiumtellurid, Kupfer-Indium-Gallium-Dise‐ lenid und Galliumarsenid zur Verwendung. Dünnschichtsolarzellen können auch aus amorphem, nicht kristallinem Silizium gefertigt werden, jedoch erreicht man hier vorerst nur Modul-Wirkungsgrade von gut 10 % (2016). • Konzentratorzellen: Vorgesetzte Linsen können das Sonnenlicht bis auf die tausendfache Intensität bündeln. Im Brennpunkt der Linsen kommen spezielle, oft mehrstufige Solarzellen 149 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind 84 Perowskit ist ursprünglich ein Mineral (CaTiO 3 ), das 1839 von Gustav Rose im Ural-Gebirge entdeckt wurde. Es ist heute die allgemeine Bezeichnung einer Kristallstruktur. zum Einsatz, die derzeit die besten Wirkungsgrade überhaupt erzielen. In den über‐ einander gestapelten Zellen werden jeweils unterschiedliche Halbleiter verwendet, um das komplette Spektrum des Sonnenlichts nutzen zu können. Einen Überblick über den beschriebenen Stand gibt Abb. 7-50, die zugleich Hinweise auf das jeweilige Herstellungsverfahren enthält und den wichtigen Unterschied zwischen Zelle und Modul deutlich macht. Die Wirkungsgrade der Zellen sind nach wie vor Gegenstand intensiver Forschung. So hat das Fraunhofer-Institut für solare Energiesysteme (FSE) in Freiburg im Labor mit 46 % einen Wirkungsgradweltrekord mit einer Vierfachsolarzelle aus Verbindungshalbleitern erreicht. Abb. 7-50: Die Zelltypen und ihre Wirkungsgrade; Quelle: Welt der Physik, Green et al., DPG Seit einigen Jahren entwickelt sich die Materialklasse der Perowskite 84 zu einer möglichen Alternative: „Die Perowskite, die in Solarzellen intensiv untersucht werden, sind Haloge‐ nide. Erst in den letzten paar Jahren sind die guten photovoltaischen Eigenschaften dieser Perowskite entdeckt worden. … Bekannter sind die supraleitenden Oxide, welche auch die Perowskitstruktur aufweisen. Innerhalb weniger Jahre stieg ihr Wirkungsgrad von 3 bis über 22 %. In einer Zelle braucht man sehr wenig Material, um das Sonnenlicht zu absorbieren - etwa 300bis 1000-mal weniger als in Siliziumzellen. Die Schichtdicke der Perowskite misst nur 300 bis 400 Nanometer und man kann sie aus einer Lösung auf den elektrisch leitenden Glasträger aufpinseln. Das ist schon sagenhaft. Zudem müssen die Perowskite nicht ultrarein sein. Rohlinge von Siliziumzellen werden bei der Fertigung mit einer Säge zerschnitten, das ist schon ein archaischer Prozess. Mit Perowskiten ist 150 7 Aktionsfelder 85 Grätzel, M., ETH Lausanne, in: Meilenstein Perowskitzellen, Welt der Physik, B. Honnef September 2017. 86 VDI (Hg): Technik-Karirere-News, 17. Januar 2018. das nicht nötig. Auch in der Energiebilanz ist die Fertigung viel effizienter. Siliziumzellen brauchen ein bis zwei Jahre, um die für die Produktion benötigte Energie zu gewinnen. Bei Perowskitzellen sind das höchstens einige Monate.“ 85 Solarzellen werden bereits im Werk zu Modulen zusammengeschaltet, in Rahmen eingefasst und mit einer Glasabdeckung versehen und stehen dann für den Anlagenbau zur Verfügung. Über Wechselrichter wird der erzeugte Gleichstrom in Wechselstrom umgewandelt, der anschließend für den Eigenbedarf genutzt werden kann oder ganz bzw. teilweise in das öffentliche Netz der Elektrizitätsversorgung eingespeist wird. Weitere Bauteile einer PV-Anlage sind Schaltvorrichtungen, Sicherungen und Blitzschut‐ zeinrichtungen und ggf. Speicher zur Verbesserung des Eigengebrauchs, s. Abb. 7-51. Abb. 7-51: Netzgekoppeltes Photovoltaiksystem mit Batteriespeicher; Quelle: Quaschning, V., Rege‐ nerative Energiesysteme, München 2011, Bild 5.65 Die Aufstellflächen sollten möglichst nach Süden ausgerichtet und frei von Verschattungen sein. Dabei spielt es keine Rolle, ob die Module auf Dach-, Fassaden- oder Glasflächen zur photovoltaischen Energieerzeugung eingesetzt werden. Im Gebrauch muss auf die regelmäßige Reinigung der Oberflächen geachtet werden. Für den privaten Gebrauch kommen statt der üblichen Aufdach-Module inzwischen auch Solardachziegel infrage, die den großen Vorteil optischer Unauffälligkeit haben, jedoch wegen der vielfachen Verschaltung als störanfällig gelten. Sie werden von deutschen und anderen Herstellern geliefert, seit 2018 auch von der TESLA-Tochter SolarCity, die hierfür einen Preis von rd. 200 €/ m 2 nennt. 86 151 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind Abb. 7-52: Der Solarpark Neuhardenberg bei Berlin; Quelle: power-technology.com PV-Anlagen können Einzel- oder als Freiflächen-Anlagen realisiert werden. Mit deutlich vermehrter Fläche wird schon die Größenordnung eines kleinen Kraftwerks erreicht. Der Solarpark Neuhardenberg, in Brandenburg auf dem Gelände eines ehemaligen Flugplatzes errichtet, war zum Zeitpunkt seiner Inbetriebnahme im März 2013 mit 145 MW p die größte Freiflächenanlage Deutschlands, s. Abb. 7-52. Installiert wurden rd. 60.000 polykristalline Module. Zusätzlich wurde 2016 ein Stromspeicher auf der Basis von Lithium-Ionen-Akku‐ mulatoren mit einer Leistung von 5 MW und einer Speicherkapazität von 5 MWh in Betrieb genommen, der Regelenergie bereitstellen kann. Abb. 7-53: Solarfarm mit 128 MWp bei Templin, 2013; Quelle: Hersteller BELECTRIC Der Hersteller Beletric hatte mit 2012 ein Jahr zuvor das seinerzeit größte und modernste Dünnschicht-Freiflächen-Solarkraftwerk Europas in Templin, Brandenburg, an das Netz angeschlossen. Mit 128 MW p installierter Nennleistung war das Kraftwerk auf dem ehemals größten russischen Militärflughafen Gross Dölln installiert worden, s. Abb. 7-53. Freiflächenanlagen gehören inzwischen in Deutschland zum Landschaftsbild. Relativ neu sind schwimmende Solarfarmen, die sich eher für Binnengewässer eignen, s. Abb. 7-54. 152 7 Aktionsfelder 87 Was auch, aber nicht nur aufgrund der höheren Einstrahlung verständlich ist. Abb. 7-54: Schwimmende Photovoltaikanlege mit 750 kW Leistung bei Renchen / Baden, 2019; Quelle: Fraunhofer ISE, Ossola GmbH, Foto: Jörg Wilhelm Abb. 7-55: Solarkarte Deutchland nach installierter Leistung kWh/ qm a; Quelle: Käuferportal PV-Anlagen sind inzwischen in beiden Anwendungsformen verbreitet, der Einzelanlage und der Solarfarm. Der Ausbau der Photovoltaik war in den vergangenen Jahren vor allem im Süden und Osten Deutschlands stark ausgeprägt Während in Bayern, Baden-Württemberg und Rheinland-Pfalz viele kleinere Anlagen mit Dichten von über 25 Netzanschlüssen pro 10 Quadratkilometer dominieren, sind es im Osten Deutschlands vor allem größere Freiflächenanlagen, was auch mit der Verfügbarkeit großer Brachen nach der Wiedervereinigung zusammenhängt. Die geografische Verteilung installierter Anlagen zeigt eine Konzentration im Süden Deutschlands, s. Abb. 7-55. 87 153 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind 88 So Körnig, C., Hauptgeschäftsführer des BSW-Solar. pv magazine, 16. Dezember 2016. 89 Zubau in 2019: 1.525 MW. 90 VDI nachrichten, Nr. 32/ 33, 7. August 2020. Die Einrichtung von Photovoltaikanlagen hat im nördlich gelegenen Deutschland mit dem Problem geringer Einstrahlung zu kämpfen. Sie konnte sich nur aufgrund hoher Förderung aus dem EEG etablieren, also letztlich über die vom Verbraucher gezahlte EEG-Umlage. Es überrascht nicht, dass mit der Absenkung der auf je 20 Jahre garantierten Einspeisevergütung die Investitionen in zellulare Solartechnik massiv abgesunken sind, vgl. Abb. 7-56. Abb. 7-56: Der Zusammenhang von Investition und Förderung bei Photovoltaikanlagen; Quelle: https: / / strom-report.de/ Infografik Daten BMWi, Bundesnetzagentur Wie sich die Investitionen nach den einschneidenden Änderungen in den Förderbedingun‐ gen einstellen werden, steht dahin. Für Freiflächenanlagen größer 750 kWp wird danach seit Wirksamwerden des EEG 2017 die Förderung über Ausschreibungen bestimmt; nur für kleine Anlagen ohne die Pflicht zur Direktvermarktung sind noch feste Einspeisever‐ gütungen vorgesehen. Der Bundesverband Solarwirtschaft (BSW-Solar) erwartete, dass die Zahl neu installier‐ ter Solarstromanlagen nach fünfjähriger Stagnation wieder spürbar wachsen würde. 88 Diese Hoffnung hat sich allerdings bis zum Jahr 2019 nur sehr bedingt erfüllt. 89 Im ersten Halbjahr 2020 ergab sich jedoch eine Steigerung von 20 % gegenüber dem Vorjahr - eine Entwicklung, die der Branchenverband u. a. auf die Streichung des „Solardeckels“ zurückführte, die in Kap. 7.4.10, Brauchen Erneuerbare Energien eine Regulierung? näher erläutert ist. 90 Trotz der mehrfachen Veränderungen in Förderung einerseits und Zwängen aus dem Marktumfeld andererseits hat sich Photovoltaik in Deutschland zu einem festen Bestandteil der Erneuerbaren Energien mit kontinuierlich wachsender Bedeutung entwickelt, was zu 154 7 Aktionsfelder der optmistischen Prognose der Abb. 7-57 führt, die durch das novellierte EEG 2020 gestützt wird, s. auch Kap. 7.4.9, EE brauchen Förderung. Abb. 7-57: Photovoltaik in Deutschland, Entwicklung und Prognose; Quelle: BWK Jahresausgabe 2020, S. 75 In der Zusammenfassung ergibt sich für Deutschland: ▸ Photovoltaik hat sich entgegen ursprünglicher Skepsis einen festen und vorderen Platz unter den Regenerativen Energien erobert. ▸ Die gilt sowohl für Freiflächenanlagen wie auch für den privaten Bereich (Aufdach‐ anlagen). 7.4.3 Bioenergie-Anlagen Der Anbau nachwachsender Rohstoffe gehört mit zum Handlungsspektrum der Bemühun‐ gen, einem Klimawandel vorzubeugen bzw. ihn zu kontrollieren. Der Anbau von Pflanzen oder Wäldern und das Speichern des von ihnen aus der Atmo‐ sphäre aufgenommenen CO 2 scheint zunächst ein brauchbares Mittel zur Stabilisierung unseres Klimas zu sein, da die Photosynthese die Pflanzen und den Wald zu einer CO 2 -Senke werden lässt: • 6 CO 2 + 12 H 2 O + Sonnenenergie und Chlorophyll -> C 6 H 12 O 6 (Zucker) + 6 O 2 (Sauerstoff) + 6 H 2 O (Wasser) • Zucker wird von Pflanze und Baum zu Zellulose verwertet, sodass das Kohlendioxid in Form von Kohlenstoff im Plunzenbzw. Holzkörper gespeichert wird. Das gilt jedoch nur solange, wie Pflanze und Holz erhalten bleiben - im Pflanzenkörper gespeichert, im Boden absorbiert, in Baustoffen oder Textilien gebunden sind oder einer anderen Verwendung ohne CO 2 -Emission zugeführt werden. Pellet-Verbrennung oder auch Biodiesel sind nur halbe Lösungen, da hier das aufgenommene CO 2 wieder in die 155 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind Atmosphäre zurückgeführt wird. Immerhin entlasten bzw. befreien solche CO 2 -neutralen Bioverwendungen die Umwelt von der Nutzung fossiler Brenn- und Treibstoffe, die einseitig nur Produzenten von CO 2 sind. So kann der Anbau von Biomasse auf gut ausgesuchten Flächen und mit verstärkter Bewässerung oder Düngung eine Klimapolitik unterstützen, indem damit der Bestand an Treibhausgasen zumindest nicht erhöht wird. Abb. 7-58: Nachwachsende Rohstoffe in Deutschland bis 2012; Quelle: Fachagentur für nachwach‐ sende Rohstoffe FNR) In Deutschland wird seit dem Beginn des Jahrtausends der Anbau nachwachsender Rohstoffe gefördert. Er dient nach Abb. 7-58 i. A der Produktion von sog. Energiepflanzen. Aus ihnen werden • Zucker und Stärke für Bioethanol, • Biogas, • Biodiesel und Pflanzenöl gewonnen. Biomasse gehört zu den ältesten Energiequellen, die von den Menschen verwendet werden. Sie ist seit Jahrtausenden zum Heizen und Kochen in Gebrauch und war damit eine der wichtigsten Voraussetzungen für die Entwicklung unserer Zivilisation. In Kap. 2, Ressourcen, wurde bereits der Raubbau des Mittelalters am europäischen Wald und der Übergang zur Forstwirtschaft beschrieben. Mit der Forcierung der Regenerativen Energien gegen Ende des 20. Jahrhunderts hat Biomasse nicht nur als Brennstoff eine Renaissance erlebt, sondern ihr Verwendungsspektrum deutlich erweitert. Sie ist zu einem universellen Primärenergieträger mit vielfältigen Verarbeitungsmöglichkeiten geworden und liefert neben der stofflichen Verwendung Wärme, Strom und Kraftstoffe, s. Abb. 7-59. 156 7 Aktionsfelder Abb. 7-59: Biomasse: Vielfältige Möglichkeiten; Quelle: DPG (Hg): Klimaschutz und Energieversor‐ gung in Deutschland, Urquelle Kaltschmitt 1997, verfügbar über: http: / / www.fnr-server.de/ pdf/ liter atur/ lfgesamt.pdf Energiebereitstellung aus Biomasse hat gegenüber Photovoltaik und Windenergie einen grundsätzlichen Vorteil: Biomasse ist, da gut speicher- und lagerbar, nicht von Tages- und Jahreszeiten und von wetterbedingten Wind- und Einstrahlungsverhältnissen abhängig: sie ist in ihrer Verfügbarkeit nicht volatil. Sie hat allerdings den Nachteil großen Flächenverbrauchs, s. Abb. 7-60, und würde deshalb nicht ausreichen, unsere Energieversorgung zu sichern. Abb. 7-60: Verfügbare Energie/ a bei der Gesamtnutzung des deutschen Waldes (11 x 106 ha) und der deutschen Ackerfläche (12 x 106 ha); Quelle: Unger, J,: Alternative Energietechnik, Wiesbaden 2009, Tab. 8 157 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind Abb. 7-61: Wirtschaftliche Impulse aus Erneuerbare-Energie-Anlagen 2019; Quelle: FNR 2020, nach BMWi und AGEE Abb. 7-62: Entwicklung des Wärmeverbrauchs aus erneuerbaren Energien, nach Energieformen, bis einschl. 2014; Quelle: UBA, AGEE Die mit Holz aus dem gesamten deutschen Wald maximal erreichbare Abdeckung des jähr‐ lichen Ölverbrauchs von 1210 x 10 9 kWh läge bei etwa 25 %, die aus der gesamten deutschen Ackerfläche gewinnbare elektrische Energie würde maximal 17 % des Strombedarfs von rd. 600 x 10 9 kWh (mit η = 40 %) sichern. Der Umsatz aus dem Betrieb von Anlagen im Bereich der Erneuerbaren Energien betrug 2017 etwa 16,2 Mrd. Euro. Mit insgesamt 10,5 Mrd. Euro belief sich der Umsatzanteil aus Biomasse in der Summe aus Strom, Wärme und Kraftstoffen auf ca. 65 %, s. Abb. 7-61. 158 7 Aktionsfelder 91 DPG (Hg): Klimaschutz und Energieversorgung in Deutschland 1990 - 2020, B. Honnef 2005, S. 52. Der hohe Anteil ist zwar bemerkenswert, täuscht aber darüber hinweg, dass der Beitrag der Biomasse zur regenerativen Energielieferung in den letzten Jahren kaum noch Wachstum, eher sogar Stillstand zeigt, s. Abb. 7-62 und Abb. 7-63. Abb. 7-63: Entwicklung der Bruttostromerzeugung aus erneuerbaren Energien, nach Energieformen, Stand 12/ 2019; Quelle: BMWi, AGEE Der Schluss liegt nahe, dass Bioenergie sich Ausbaugrenzen nähert. Das ist einmal vor dem Hintergrund zu sehen, dass nach einem starken Zubau der Biogasanlagen in den Jahren 2007-2014 die Förderung für Biogasanlagen mit dem EEG 2014 gesenkt wurde. Zum anderen gilt grundsätzlich, dass sich die verfügbare Fläche nicht beliebig vermehren lässt. Hinzu kommt, dass der Anbau von Energiepflanzen auf Flächen erfolgt, die der landwirtschaftlichen Produktion entzogen wurden. Der Wettbewerb zwischen Energiepflanzen und Nahrungsmitteln ist damit bis zum Erreichen eines neuen Gleichgewichtes vorprogrammiert. Immerhin gibt es im dicht besiedelten Deutschland zusätzlich zu den bisher schon genutzten Quellen noch Raum zur weiteren Erschließung. Man rechnet mit etwa 0,75 EJ/ a, neuerdings optimistisch sogar bis zu 2 EJ/ a als verfügbarem Gesamtpotential, was jedoch nur etwa 5-15 % unseres gegenwärtigen Primärenergieverbrauchs entspräche. 91 Ein technisch wichtiger Teil der Verwertung von Biomasse ist die Biogasanlage. Hier werden die Rohstoffe, z. B. Bioabfall, Gülle, Klärschlamm, Fette oder Pflanzen in einen luftdicht verschlossenen Fermenter eingebracht. Dort entsteht durch anaerobe Gär- oder Fäulnisprozesse das Biogas, das je nach Ausgangsstoff aus 40-75 % Methan, 25-55 % Koh‐ lendioxid, bis zu 10 % Wasserdampf sowie darüber hinaus aus geringen Anteilen Stickstoff, Sauerstoff, Wasserstoff, Ammoniak und Schwefelwasserstoff besteht. Das Prinzip einer Biogasanlage mit ihren alternativen Versorgungswegen und ebenso alternativen Produkten zeigt Abb. 7-64. 159 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind Abb. 7-64: Arbeitsprinzip einer Biogasanlage; Quelle: Agentur für Erneuerbare Energien 160 7 Aktionsfelder Biogas wird vor allem zur dezentralen gekoppelten Strom- und Wärmeerzeugung in Blockheizkraftwerken genutzt (Kraft-Wärme-Kopplung). Dazu wird der Wasseranteil im Biogas reduziert, durch Einblasen einer kleinen Menge Frischluft entschwefelt und dann einem Generator-gekoppelten Verbrennungsmotor zugeführt. Der produzierte Strom wird ins Netz eingespeist. Die unvermeidlich freigesetzte Wärme wird zurückgewonnen und dient (teilweise) der Beheizung des Fermenters, da dessen Reaktionen am besten zwischen 37 und 55 °C ablaufen. Überschüssige Wärme des Motors kann zur Beheizung von Gebäuden oder zum Trocknen der Ernte (Getreide) verwendet werden. Besonders effektiv arbeitet die Anlage, wenn die überschüssige Wärme ganzjährig genutzt wird. Abb. 7-65: Stromerzeugung aus Biomasse 2018; Quelle: BMWi, AGEE 02/ 2019 Abb. 7-66: Nutzung von Biokraftstoffen; Quelle: BWK Jahresreport 2020, S. 86 Das Biogas kann nach Aufbereitung ins Erdgasnetz eingespeist werden oder/ und dient als Treibstoff für gasbetriebene Fahrzeuge. Die vergorenen Rohstoffe werden als landwirt‐ 161 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind 92 Die Treibhausgas-Quote (kurz THG-Quote) gibt CO 2 -Einsparziele für Kraftstoffe vor. Um die Treib‐ hausgas-Bilanz von Diesel und Benzin zu verbessern, werden den fossilen Kraftstoffen zusätzlich Anteile an Biokraftstoffen in Höhe der Quote beigemischt. schaftliche Düngemittel verwendet. Sie sind chemisch weit weniger aggressiv als Rohgülle, die Stickstoffverfügbarkeit ist besser und der Geruch weniger intensiv. Die Stromerzeugung aus Biomasse nutzt überwiegend den Weg über das Biogas, s. Abb. 7-65, jedoch auch über die Verbrennung von Holz oder Holzprodukten, s, Kap. 7.4.3.1, Wald und Holz. Biokraftstoffe wurden lange Zeit als Weg der Zukunft angesehen. Technische Probleme in der Motorenverträglichkeit und, damit zusammenhängend, die mangelnde Akzeptanz beim Verbraucher haben jedoch bewirkt, dass auch hier im Wesentlichen Stagnation herrscht, s. Abb. 7-66. Eine Veränderung der regulatorischen Vorgaben für den Verkehrs‐ sektor, etwa die Steigerung der THG-Quote 92 über 6 % hinaus oder die Auswirkung der Covid-19-Pandemie, könnten hier für einen erneuten Anstieg sorgen. Abb. 7-67: Entwicklung des Anbaus von Energiepflanzen für Biogas; Quelle: FNR, BMEL (2019) Dass der Anbau von Energiepflanzen für Biogas seit einigen Jahren nach Abb. 7-67 stagniert, bestätigt die These vom (vorzeitigen und selbst gewählten) Erreichen von Ausbaugrenzen. Das führt letztlich zu dem Schluss: ▸ Der Beitrag der Bioenergie zum deutschen Energiehaushalt bleibt auf Dauer be‐ grenzt. 162 7 Aktionsfelder 93 VDI nachrichten: Algen für grünen Kraftstoff, Nr. 7, 2020, S. 6/ 7. Einen grundsätzlich neuen Weg bioenergetischer Erzeugung bieten Algenkulturen, wie sie z. Z. an der TU München und anderen Orten untersucht werden. Reizvoll ist daran, dass Algen zehnmal schneller wachsen als Landpflanzen. Das Anwendungsspektrum für die Algenernte legt in vielfach möglicher Umwandlung zu Kunststoffen oder auch Flugbenzin (Kerosin). Um den europäischen Verbrauch an Kerosin vollständig aus Algenproduktion zu decken, würde allerdings eine Fläche von der Größe Spaniens benötigt - auch Algenkultu‐ ren haben ihre Ausbaugrenzen. 93 7.4.3.1 Wald und Holz Wald und Holz gehören zu den nachwachsenden Rohstoffen und bilden somit eine Untergruppe zur Bioenergie, zumindest unter dem Aspekt ihrer energetischen Nutzung. Holz und seine Bedeutung als Energieträger war schon Thema in Kap. 2, Die Anfänge: Ressourcen, und wurde dort unter dem Gesichtswinkel von Nachhaltigkeit und deren Entwicklung behandelt. Hier steht seine Funktion als Produzent regenerativer Energie (und Energiespeicher) im Vordergrund. Holz ist der älteste Energielieferant der Menschheit. Es wurde spätestens im Mittelalter zum Handelsgut. Am Holzhandel verdienten Umschlagsorte wie Wien, Bern, Zürich, Köln, Magdeburg, Danzig, Hamburg, Bremen, Maastricht oder Brügge; auch für die Hanse zählte Holz zu den wichtigsten Massengütern. Die an den Handelsplätzen angelegten Holzlager mussten meist abgetrennt und mit Sicherheitsabständen versehen werden - die Brandgefahr war zu groß. Die vor Ort, also bei Bürgern und Handwerkern gelagerten Vorräte waren meist auf einen Jahresbedarf abgestimmt; auf dem Land konnte ein Bauer auch schon einmal mehrjährige Vorsorge treffen. Der wesentliche Speicherort für Holz war und blieb der Wald, der lange unter Über‐ nutzung leiden musste. Das reicht weit zurück. Der Wald im römisch besetzten Germa‐ nien (Provinzen Germania Superior und Inferior) wurde weit intensiver genutzt als im unbesetzten Teil. Für den Städtebau, für den Hausbrand und den Betrieb der Bäder mit ihren Hypokaustenheizungen und Warmwasserbecken mussten stetig große Holzmengen bereitgestellt werden. Nachdem die Eroberung Germaniens fehlgeschlagen war, wandten sich die Römer dem Bau des über 500 km langen Limes zu, der mehr ein Holzdenn ein Steinwall war, und schlugen so eine breite Schneise in die Wälder. Auf einigen Standorten entstanden Heideflächen, die sich bis heute erhalten haben. Die römische Kolonisierung war ein einschneidender Eingriff in die ehemaligen Wald‐ gesellschaften Mitteleuropas. Es verblieben waldfreie Zonen, die sich von der Beweidung nicht mehr erholten; das Artengefüge in vielen Waldgesellschaften war durch die selektive Nutzung gestört und eingeführte Arten wurden Bestandteil der Vegetation. In der Zeit der Völkerwanderung kam nach dem Rückzug der Römer der Ackerbau in weiten Teilen zum Erliegen. Aufgegebene römisches Siedlungen wurden wieder Waldland. Dauerhafte Siedlungen entstanden nicht neu, die Eroberer bevorzugten halbsesshafte Besiedlungsformen. War der Wald und Boden um eine Siedlung erschöpft, zogen die Bewohner weiter. Das gab dem Wald neue Chancen: Auf den Kulturflächen der römischen Kolonisation konnte er oft wieder Fuß fassen. Mit der abnehmenden Siedlungsdichte 163 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind begann auf vielen Flächen wieder eine Zeit von Waldgesellschaften, in der sich auch die fast ausgerottete Buche wieder stark ausbreitete. Das frühe und hohe Mittelalter brachte großflächige Rodungen - sowohl für neue Siedlungsflächen wie auch zur Gewinnung von Bau- und Brennholz. Diese Phase hat die Landschaften großer Teile Mitteleuropas bis heute geprägt. Eine erste Rodungsperiode dauerte von etwa 500 bis etwa 800, danach stockte die Besiedlung und auch die Rodung der Wälder in Mitteleuropa, nicht zuletzt wegen stagnierender Bevölkerungsdichte. Etwa ab 1100 setzte eine zweite Rodungsperiode ein. Menschliche Besiedlungen drangen nun auch in entlegenere Täler der Mittelgebirge vor. Waldflächen wurden bis zum Ende des 12. Jahrhunderts gerodet bzw. landwirtschaftlich so intensiv genutzt, dass sie ihren Waldcharakter verloren. Am Ende des 14. Jahrhunderts war der Wald dann schon weit zurückgedrängt. Mit dem Bergbau auf Erz, den Salinen zur Salzgewinnung und der Holzköhlerei für die Aufbereitung des Erzes traten in dieser Zeit neue Holzverbraucher hinzu. Sie hatten Anrecht auf riesige Holzmengen zu geringen Preisen, was große Entwaldungen und immer längere Transportwege nach sich zog. Dies führte zu den in Kap. 2 bereits geschilderten ersten Eingriffen der Obrigkeit. Mit dem Übergang zur Nutzung der Kohle als Brenn- und Treibstoff im 19. Jahrhundert verlor der Wald als Energielieferant dann seine Bedeutung. Es verblieb die Verwendung als Kaminholz, was sich neben der Hauptnutzung des europäischen Waldes zur Gewinnung von Bauholz jedoch nur als eine kleine Nische darstellte. Mit der Energiewende am Ende des 20. Jahrhunderts kam es jedoch zu einer Renaissance: die Verwendung von Holzschnitzeln oder weiterverarbeiteten Pellets als umweltfreundli‐ che Alternative zur Öl- und Gasheizung eröffnete eine neue Perspektive. Beide Heizungsty‐ pen erfordern zwar erhebliche Investitionen, sind jedoch in den Brennstoffkosten deutlich günstiger als Heizöl oder Erdgas, siehe Abb. 7-68. Abb. 7-68: Vergleich der Brennstoffkosten bei verschiedenen Heizungstypen; Quelle: Energieheld GmbH © 2018 Hinzu kommt die Holznutzung in Biomasseanlagen (BMA) und, in kleinen Umfang, die Aufbereitung zu flüssigen Treibstoffen (BTL). Insgesamt ergibt sich ein deutlicher Anstieg, 164 7 Aktionsfelder 94 Mantau, U.: Holzrohstoffbilanz Deutschland, Entwicklungen und Szenarien des Holzaufkommens und der Holzverwendung 1987 bis 2015, Hamburg 2012, S. 15. 95 Nach anderen Quellen 16,3 TWh. 96 So Ibisch, P. L., in seinem Beitrag „Unter allen Wipfeln ist keine Ruh“, Z. FAZ Nr. 204, 2018. sogar eine Vervielfachung der energetischen Nutzung des Holzes seit Ende der 1980er Jahre, s. Abb. 7-69. Der Anstieg in der energetischen Nutzung geht vor allem auf die gestiegene Energie‐ holznutzung in privaten Haushalten (+11,9 Mio. m³) und in Biomasseanlagen (+8,3 Mio. m³) zurück. Hierbei ist jedoch auch zu berücksichtigen, dass die Jahre 2009 und 2010 lange kalte Winter aufwiesen. Unabhängig davon setzt sich der Trend zur energetischen Holznutzung mit verminderten Zuwachsraten fort (U. MANTAU). 94 Auf der Basis einer hohen Holzverfügbarkeit und einer daraus resutierenden hohen Restholzmenge in den Sägewerken nimmt in Deutschland auch die Produktion von Holzpellets seit Jahren stetig zu, s. Abb. 7-70. Abb. 7-69: Zur Renaissance der energetischen Nutzung des Holzes; Quelle: Mantau, Holzrohstoffbi‐ lanz Deutschland, S. 15 Die klasische Form der Verbrennung und auch die Holzvergasung wird in Heizkraftwerken genutzt. Abb. 7-71 zeigt das Ergebnis, wonach im Jahr 2019 knapp 11 TWh elektrischer Energie ins Netz eingespeist wurden. 95 Auch hier zeigt sich eine Stagnation in den letzten Jahren. Dass seit dem Jahr 2010 ebenso viel Holz zur Energiegewinnung wie stofflich genutzt wird, hat die ohnehin unter Schädlingsbefall und Klimawandel leidenden Forstökologen alarmiert. Sie beklagen die im Zeichen der Energiewende wieder zunehmende ökonomische Ausrichtung der Waldnutzung, da sie sowohl die Plantagenkultur wie den Verlust ökolo‐ gisch bedeutsamer Laubholzarten befördere. 96 Deutschland ist in der Gegenwart eines der waldreichen Länder der Europäischen Union. Mit 11,4 Millionen Hektar und über 90 Milliarden Bäumen ist knapp ein Drittel der Gesamtfläche mit Wald bedeckt. In den letzten zehn Jahren hat die Waldfläche um 50.000 ha und damit um 0,4 % zugenommen. 165 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind Abb. 7-70: Pelletproduktion und -verbrauch in Deutschland; Quelle: Z. BWK Jahresausgabe 2020, S. 84 Abb. 7-71: Bestand und Netzeinspeisung von/ aus (Heiz-)Kraftwerken auf der Basis biogener Fest‐ brennstoffe; Quelle: Z. BWK Jahresausgabe 2020, S. 80 Im Durchschnitt kommen auf einen Hektar Wald sieben Einwohner. Die waldreichen Nachbarländer kommen auf ca. sechs (Schweiz), ca. zwei (Österreich), ca. vier (Frankreich), 0,3 (Schweden) und 0,2 (Finnland) Einwohner je Hektar Wald. Der deutsche Wald ist trotz aller Nostalgie keine deutsche Domäne. 166 7 Aktionsfelder Abb. 7-72: Waldverteilung in Deutschland und Einwohner pro ha Waldfläche; Quelle: Bundesamt für Naturschutz 2016 nach Bundesamt für Kartographie und Geodäsie Der Wald in Deutschland besteht zu 99 % aus Hochwald. Er erneuert sich durch Naturverjün‐ gung, Saat und Pflanzung. Zum Hochwald gehört auch der Plenterwald, der fast ausschließlich in Bayern, zu 64,9 % und in Baden-Württemberg zu 31,6 % vorhanden ist. Eine weitere Waldform ist der Niederwald mit 0,7 %. Der deutsche Wald besteht zu 56 % aus Nadelwald und 44 % aus 167 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind 97 Schutzgemeinschaft deutscher Wald (Hg): Waldwissen, https: / / www.sdw.de/ waldwissen/ oekosystem-w ald/ was-ist-wald/ index.html , Abruf 23. Mai 2020. 98 BMEL (Hg): Statistik und Berichte, Art. Forstwirtschaft. Laubwald. 97 Der Nadelbaumanteil nimmt seit einigen Jahren ab, der Mischwaldanteil steigt. Abb. 7-72 zeigt die Verteilung des Waldes und der Waldformen über Deutschland. Der Holzvorrat in deutschen Wäldern hat eine Höhe erreicht wie seit Jahrhunderten nicht mehr. Innerhalb von zehn Jahren ist er um weitere 7 % gestiegen. Deutschland ist das Holzland Nr. 1 in Europa. Die Ergebnisse der 2014 veröffentlichten dritten Bundeswaldinventur und die Empfehlungen des Wissenschaftlichen Beirates für Waldpolitik bestätigen: Der Wald wird nachhaltig und naturnäher bewirtschaftet denn je, es wächst kontinuierlich mehr Holz nach als genutzt wird. Deutschland verfügt derzeit über einen Holzvorrat von 3,7 Milliarden Kubikmetern. 98 Der Holzzuwachs ist mit 11,2 m 3 je Hektar und Jahr oder 121,6 Millionen m³ pro Jahr weiterhin auf einem hohen Niveau. Allerdings hat sich die in den 1990er Jahren beobachtete Beschleunigung des Wachstums nicht fortgesetzt. Von den weit verbreiteten Baumarten wächst die Fichte mit 15,3 m 3 pro Jahr und Hektar am schnellsten. Mit 10,3 m 3 pro Jahr und Hektar folgt die Buche. Den größten Zuwachs haben jedoch Douglasien mit 18,9 m 3 pro Jahr und Hektar und Tannen mit 16,3 m 3 pro Jahr und Hektar, die jedoch zusammen aber kaum vier Prozent der Waldfläche ausmachen. ▸ Wald und Holz sind wertvolle, nachwachsende Ressourcen, die auch bei energeti‐ scher Nutzung unmittelbar zur CO 2 -Neutralität beitragen. ▸ Bestandsvergrößerung wie Wiederaufforstung und nicht-energetische Holzverwen‐ dung (Bauholz, beständige Zelluloseprodukte etc.) bewirken eine CO 2 -Minderung in der Atmosphäre. 7.4.4 Solarthermie Wie solare Strahlung in der Form der Photovoltaik zur regenerativen Stromerzeugung genutzt wird und hierfür inzwischen durchaus nennenswerte Beiträge leistet, ist bereits in Kap. 7.4.2, Photovoltaik, beschrieben. Eine zweite Art der Nutzung solarer Strahlung ist die unmittelbare, gezielte Überführung der Einstrahlung in nutzbare Wärme, die Solarthermie. Sie hat eine längere, bis in die Antike reichende Vorgeschichte. Erste Anwendungen waren Brennbzw. Hohlspiegel für die Fokussierung von Lichtstrahlen. Praktische An‐ wendung fand die „Sonnenwärme“ und auch deren Vermeidung in der Architektur ihrer Bauwerke, so z. B. im alten Ägypten, in Mesopotamien und in den frühen südamerikani‐ schen Hochkulturen. Der Legende nach soll ARCHIMEDES mithilfe von Hohlspiegeln, die das Sonnenlicht ähnlich einer Lupe konzentrierten und Schiffsegel in Brand setzen konnten, die Flotte der Römer vernichtet haben. Schon seit den frühen Hochkulturen und bis heute wurde und wird die Sonnenwärme bei der Salzgewinnung aus dem Meer genutzt. Technische Anwendungen waren jedoch der Neuzeit vorbehalten. Im 18. Jahrhundert erfand der Naturforscher H.-B. DE SAUSSURE einen Vorläufer der heutigen Solar-Kollek‐ toren, s. Kap. 5, Klimadiskussion: Treibhausgase. Eine ernsthafte Nutzung beginnt jedoch wohl erst mit E. P. BROWN und C: GUNTHER, die 1905 das Patent für einen „solaren 168 7 Aktionsfelder 99 Nach Iatarola, L. M., Historical Society of Tacony, 1997. Wasserkocher“ erhielten. 1907 wurde W. MAIER und A. REMSHARDT vom Kaiserlichen Patentamt das Patent Nr. 231294 für eine „Vorrichtung zur unmittelbaren Verwendung der Sonnenwärme zur Dampferzeugung“ zugesprochen. 1908 installierte W. J. BAILLEY von der Carnegie Steel Company in einer isolierten Kiste Wasser führende Kupferrohre, im Prinzip schon ähnlich heutigen Solarkollektoren. Bis 1941 sollen von The Day and Night Solar Water Heater Company, Florida, über 60.000 Stück solcher Kästen hergestellt und installiert worden sein. Im gleichen Jahr 1908 konstruierte der Berliner Privatdozent A. STOCK einen Son‐ nen-Vakuumofen, an dem das Unternehmen Carl Zeiss, Jena, weitere Versuche durchführte und den es auch 1922 zum Patent anmeldete. Um 1910 betrieb J. A. HARRINGTON in New Mexico eine Dampfmaschine mit Sonnenkraft, um tagsüber Wasser in einen Hochspeicher zu pumpen, der dann über eine Wasserturbine Strom für die nächtliche Beleuchtung einer Erzmine erzeugte. Das erste „richtige“ Solarkraftwerk wurde 1912/ 1913 von dem Deutschamerikaner F. SHUMAN im ägyptischen Meadi, etwa 25 km südlich von Kairo, als Versuchsanlage errichtet, und erste Tests verliefen erfolgreich. Im Juli 1913 arbeitete die Anlage mit voller Kapazität und gab eine Leistung von 55 PS ab. Vom Erscheinungsbild und vom Grundaufbau her waren die als parabole Rinnen ausgeführten Anlagen den heutigen bereits erstaunlich ähnlich, s. Abb. 7-73. Materialprobleme und andere technische Schwierigkeiten beendeten jedoch im Jahr 1914 kurz vor Ausbruch des ersten Weltkriegs die ersten Ansätze einer großtechnischen solaren Stromerzeugung. 99 Der US-amerikanische Astrophysiker CH. G. ABBOT baute 1916 einen Solarofen, der mit einen Öl-Zirkulationssystem ausgestattet war und über 150 °C erreichte. Indem er einen Aluminium-Reflektor sowie Maschinenöl als Wärmeträger und als Wärmespeicher nutzte, konnte der Ofen 24 Stunden am Tag genutzt werden. Aus der Zusammenarbeit mit ABBOT im Observatorium auf dem Mt. Willson erhielt auch der „Vater der amerikanischen Raketentechnik“, R. GODDARD, das erste von fünf Solarpatenten. 1919 trug sich das Bayerische Innenministerium mit der Gründung eines Solar-For‐ schungsinstituts und stellte dafür eine Startfinanzierung bereit. Nach langen Diskussionen wurde das Projekt 1922 jedoch wieder aufgegeben. Auch die Idee H. OBERTHS, mithilfe eines großen Spiegels eine solare Energieversorgung aus dem Weltraum zu installieren, blieb ohne realistische Chance - 1930 war die Raketentechnik noch lange nicht so weit, auch wäre die Energieübertragung zur Erde ein Problem geworden. Während der 1930er Jahre entstanden in Japan aufgrund des Mangels an eigenen fossilen Brennstoffen Konzepte für solarbetriebene Warmwasserbereiter, die in großer Zahl auch gebaut und betrieben wurden. Die Entwicklung solarthermischer Kraftwerke erhielt 1946 neue Impulse aus Frankreich. Dort begann 1946 das Centre National de la Recherche Scientifique die verschiedenen Methoden zur Nutzung der Solarenergie zu untersuchen und machte Tests an großen Solaröfen nach dem Parabolprinzip. In Meudon wurde ein 2-kW-Ofen errichtet, der 1958 seinen Betrieb aufnahm und Temperaturen zwischen 3.000 und 4.000 °C erreichte. 169 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind Abb. 7-73: Parabolrinnenanlage in Ägypten, 1913; Quelle: The Electrical Experimenter, Volume 3, May 1915 - April 1916 In den östlichen Pyrenäen wurde schließlich das Odeillo-Projekt begonnen, das 1970 in den Probebetrieb ging und bis zur Gegenwart arbeitet. Sein riesiger parabolischer Spiegel bedeckt die gesamte Fassade eines elfstöckigen Gebäudes und erreicht im Brennpunkt Temperaturen bis zu 3.800 °C, s. Abb. 7-74. In Kalifornien wurden in den späten 1970er Jahren erste Projekte für Parabolrinnenkraft‐ werke begonnen. Im Jahr 1978 wurden dort die öffentlichen Stromversorgungsgesellschaf‐ ten durch Gesetz verpflichtet, Strom von unabhängigen Produzenten zu klar definierten Kosten abzunehmen. Nachdem sich die Stromkosten infolge der Ölkrisen in wenigen Jahren mehr als verdoppelt hatten, bot das kalifornische Elektrizitätsversorgungsunternehmen Southern California Edison (SCE) langfristige Einspeisekonditionen an. In Verbindung mit steuerlichen Vergünstigungen wurde so der Bau von Solarkraftwerken finanziell interessant. Abb. 7-74: Der Sonnenofen von Odeillo. Als Einrichtung des CNRS arbeitet das System an Material‐ untersuchungen für Weltraumeinsätze, die Umweltproblematik und die Energiegewinnung; Quelle: Foto Gerlinde und Reinhard Schielicke, Jena 170 7 Aktionsfelder 100 Nach Quaschning, V., Geyer, M.: Konzentration auf die Sonne, in : Sonne Wind & Wärme 4/ 2000, S. 0-53. Im Jahr 1984 folgte dann die Errichtung des ersten kommerziellen solarthermischen Parabolrinnen-Kraftwerks in der kalifornischen Mojave-Wüste. Bis zum Jahr 1991 wurden auf einer Landfläche von über 7 km² insgesamt neun sogenannte SEGS-Kraftwerke (Solar Electric Generation Systems) mit einer elektrischen Leistung von 354 MW installiert, s. Abb. 7-75. Die solaren Stromgestehungskosten konnten von 0,27 US$/ kWh beim ersten Kraftwerk auf etwa 0,12 bis 0,14 US$/ kWh bei den zuletzt installierten Anlagen gesenkt werden. Abb. 7-75: Luftbild der solarthermischen Parabolrinnen-Kraftwerke bei Kramer Junction in der Mojave-Wüste in Kalifornien, USA; Quelle: NextEra Energy Resources, Betreiber Die Blüte hielt jedoch nicht an. Mitte der 80er Jahre fielen die Energiepreise wieder dras‐ tisch. Nachdem Ende 1990 auch die Steuerbefreiungen ausliefen, ging die Betreiberfirma in Konkurs. 100 Über längere Zeit gab es in USA dann keine neuen Initiativen. Auch in Europa gab es Ansätze, allerdings nur dank öffentlicher Förderung. In den frühen 1980er Jahren entstand Europas größte Forschungsplattform für Solarenergie, die „Plataforma Solar“ im spanischen Almeria. In den Jahren 2008 bis 2011 gingen drei Parabolrinnenanlagen im Andalusien ans Netz: die im Wesentlichen baugleichen Kraft‐ werke Andasol I bis III. Die Kraftwerke nutzen Thermoöl (Thermalöl) als Wärmeträger, wurden mit einem Salzspeicher für einen quasi-kontinuierlichen Betrieb ausgestattet und liefern über Wärmetauscher und Dampfturbine jeweils 50 MW an elektrischer Leistung. Abb. 7-76 gibt eine Vorstellung von der Größe der verwendeten Module. Der deutsche Projektentwickler von Andasol III, die Erlanger Solar Millennium AG, musste 2011 zwar Insolvenz anmelden, jedoch konnte das Kraftwerk, das von einer spanischen Gesellschaft betrieben wird, an der mehrheitlich deutsche Unternehmen beteiligt sind, trotz Kürzungen der nationalen Einspeisevergütung in Betrieb gehen. Das Beispiel zeigt exemplarisch, 171 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind dass die Mobilisierung privaten Kapitals bei diesen und vergleichbaren Vorhaben mit erheblichen Risiken verbunden ist. Abb. 7-76: Helio Trough, eine neue Generation von Kollektoren; Quelle: Ferrostaal Ebenfalls in Spanien entstanden kleinere Solarturmkraftwerke. Bei den beiden Solarturm‐ kraftwerken PS 10 und 20 im spanischen Sevilla erhitzt sich der Dampf lediglich auf 250 °C und treibt ein Dampfkraftwerk an. Die beiden Anlagen sind mit ihren Inbetriebnahmen in den Jahren 2007/ 2009 die ersten für den kommerziellen Betrieb gedachten solarthermischen Kraftwerke in Europa. Die erste Anlage versorgt mit einer Leistung von elf MW 6000 Haushalte, die zweite, PS 20, ist mit 20 MW etwas größer und hat einige technische Verbesserungen. Beide Anlagen sind mit erheblicher öffentlicher Förderung errichtet worden. Abb. 7-77 zeigt den Turm von PS 10 im Betrieb. Nicht nur im sonnenverwöhnten Spanien sind solarthermische Anlagen möglich. In Jülich startete 2009 ein Versuchskraftwerk, das als Solarturm konzipiert ist. 2000 Spiegel reflektieren das Sonnenlicht auf einen 60 Meter hohen Turm, s. Abb. 7-78. Auch hier nimmt ein Wärmetauscher die gebündelte Wärmestrahlung der Spiegel auf. Er wird von Luft durchströmt, die sich auf bis zu 700 °C aufheizt. Mit der heißen Luft wird Dampf erzeugt, der wiederum eine Turbine antreibt. Es wird gegenwärtig noch daran gearbeitet, die Speicherung der Wärme zu verbessern, die dann auch in sonnenscheinärmeren Phasen einen begrenzten Strombedarf decken soll. Ein 2015 begonnenen zweiter Turm am gleichen Standort erweitert die Forschungsmöglichkeiten, die sich auch auf die Erzeugung von Was‐ serstoff, Methan oder anderen Energieträgern in einem Turmkraftwerk richten. Das bereits existierende Spiegelfeld wird so erweitert, dass es beiden Türmen dienen kann. Allerdings sind die Jülicher Arbeiten auf Grundlagenforschung und Industrieförderung ausgerichtet - die Errichtung kommerzieller thermischer Solarkraftwerke ist für Deutschland wegen der geografischen Lage nicht sinnvoll. 172 7 Aktionsfelder Abb. 7-77: Der Turm der Anlage PS10 in Spanien; Quelle: Andalousie tour solaire.jpg, Wikimedia Commons Abb. 7-78: Die Solarturm-Versuchs-Anlage in Jülich; Quelle: DLR, Institut für Solarforschung Sinnvoll war dagegen die Idee eines prominent besetzten Konsortiums vom Sommer 2009, mit großzügig angelegten Solarkraftwerken Strom in Nordafrika zu produzieren. Bis zum Jahr 2050 sollte der dort erzeugte Strom 15 % des Bedarfs in Europa decken. Ein Großteil des Stroms sollte in den afrikanischen Staaten bleiben und so die Entwicklung vor Ort fördern. Das Vorhaben, bekannt geworden unter dem Kürzel DESERTEC, hat viel Furore gemacht, ist es doch ein alter Traum, den Solarstrom dort zu produzieren, wo garantiert die Sonne scheint. Mit ca. 1 % der Fläche der Sahara ließe sich theoretisch der gesamte weltweite Strombedarf decken. Doch der Plan scheiterte: Ende 2014 musste die DESERTEC-Initiative ihre Zentrale in München schließen. An die Stelle von DESERTEC traten nationale Initiativen, insbesondere in Marokko. Neben den solarthermischen Kraftwerken Noor 1 (Parabolrinnen) und Noor 2 (Solar Tower), 173 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind 101 Z. SZ vom 21. Dezember 2016. die nahe der Wüstenstadt Ouarzazate liegen und seit 2017 betrieben werden, sind dort weitere Projekte in Vorbereitung. 101 Neu belebt wurde der Gedanke, Afrika in die Energieversorgung Europas einzubinden, mit den 2020 veröffentlichten nationalen und EU-Strategien für die Herstellung und Nutzung grünen Wasserstoffs, jedoch ist dies ein anderer Ansatz, der in der ersten Stufe nicht auf Stromerzeugung gerichtet ist, s. Kap. 8, Die Politik der (deutschen) Energiewende. Abb. 7-79. Produzierende Solarwärmekraftwerke, Stand 2017; Quelle: www.wikipedia.org/ wiki/ Art. Solarthermie, Abruf 12. Dezember 2018, ergänzt *Dampf nur teilweise von der Sonne, Solaranteil Weltweit gesehen, ergibt sich trotz zahlreicher Rückschläge und aufgegebener Projekte dennoch eine positive Bilanz für die Nutzung der Solarthermie. Die vorstehende Tabelle der Abb. 7-79 zeigt mit Stand von 2017 die produzierenden Werke mit > 100 MW elektrischer Leistung. Ende 2016 existierten Solarwärmekraftwerke zur Stromerzeugung nach vorläufigen Anga‐ ben weltweit mit einer Gesamtleistung von 4,8 GW. Solarthermische Kollektoren mit in der Summe 456 GW waren für die Warmwassergewinnung installiert, mit ca. 325 GW ein großer Teil davon in China. 2008 hatte eine Studie der IEA noch einen weltweiten Energiebeitrag 174 7 Aktionsfelder der Solarthermie von 105 Gigawatt ermittelt, sodass insgesamt eine positive Bilanz in der Entwicklung dieser Technik mit Aussicht auf weiteres Wachstum zu ziehen ist. Unter den Solarkraftwerken sind die wesentlichen Bauprinzipien: • die Parabolrinnenanlage, • die Solarturm-Anlage. Als Wärmeträger wird bei den Parabolrinnenanlagen Thermoöl oder seltener Wasser mit Zusätzen verwendet. Bei den Turmanlagen werden unterschiedliche Wärmeträger genutzt, z. B. flüssiges Nitratsalz, Wasserdampf, Heißluft. Abb. 7-80 zeigt beide Funktionsprinzipen. Solarthermie wird heute in Deutschland fast ausschließlich im privaten Bereich verwen‐ det, i. A. durch die Installation von Auf-Dach-Kollektoren. Solarthermische Kollektoren arbeiten nach einem denkbar einfachen Grundprinzip: Einfangen der Strahlung über einen auf dem Dach montierten Kollektor, Speicherung in einem geeigneten Medium (meist Wasser, mit einem geeigneten Frostschutzmittel versetzt) und dessen Abführung über ein geeignetes Leitungssystem. Damit die gewonnene Wärme nicht verloren geht, muss der Kollektor gut gedämmt sein. Abb. 7-80: Überblick über die Arbeitsweisen solarthermischer Grossanlagen, rechts der schon oben besprochene „Solarofen“; Quelle: A. Albarbar, A. Arar: Performance Assessment and Improvement of Central Receivers Used for Solar Thermal Plants, August 2019 Dazu gibt es zwei Möglichkeiten: • Der Kollektor wird an den Seiten und auf der Rückseite mit einer Wärmedämmung versehen (sog. Flachkollektoren). • Der Bereich zwischen Röhre und Absorber wird evakuiert. Nach diesem Prinzip arbeiten die sog. Vakuumröhrenkollektoren. Das Ergebnis ist in beiden Fällen das gleiche: Stark aufgeheiztes Wasser (bis zu 900 °C bei der Verwendung konzentrierender Kollektoren für die Energiegewinnung), mit geeigneten zusätzlichen Komponenten (Speicher, Zusatzheizung etc.) nutzbar für Raumheizung und Warmwasserversorgung, s. Abb. 7-81. Eine thermische Solaranlage für den privaten Gebrauch besteht aus den Komponenten: 175 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind • Sonnenkollektoren: Die Kollektoren werden auf dem Hausdach befestigt. Warmwas‐ ser-Solaranlagen erfordern meist eine Kollektorfläche von 3 bis 7 qm, während eine heizungsunterstützende Anlage eine Dachfläche von durchschnittlich 7 bis 15 qm benötigt. Wie groß der Solarertrag ausfällt, hängt nicht nur von den Kollektoren ab. Auch Dachausrichtung und Dachneigung spielen eine wichtige Rolle. • Solarflüssigkeit: Das Wärmemedium ist meist eine Mischung aus Wasser und Frost‐ schutzmittel, welche durch die Solarpumpe zwischen Kollektor und dem Speicher für Warmwasser bewegt wird. Es nimmt die Wärme an den Kollektoren auf und gibt sie über einen Wärmetauscher an den Speicher ab, um dann wieder zu den Kollektoren gepumpt zu werden. • Solarregler: Die Steuerungseinheit erkennt, wenn der Speicher nicht voll geladen ist und setzt bei Bedarf die Solarpumpe in Gang, um die Wärme vom Dach in den Speicher zu transportieren. Ist der Wärmebedarf gedeckt, wird die Pumpe ausgeschaltet. Der Regler übernimmt auch weitere Zusatzfunktionen wie Urlaubs‐ schaltung, Drehzahlregelung oder Legionellenschaltung. • Wärmetauscher: Der Solarwärmetauscher überträgt Energie vom aufgeheizten Wärmeträgermedium auf ein anderes und heizt bei vollständiger hydraulischer Trennung den Speicher auf. Ein Solarwärmetauscher kann außen am Speicher oder intern installiert werden. • Solarspeicher: Der Speicher ist ein zentrales Element der Solaranlage. Da eine thermische Solaranlage die Wärme oft dann bereitstellt, wenn sie nicht benötigt wird, muss sie bis zur Verwendung zwischengespeichert werden. Er sollte groß genug ausfallen, um auch für einen bewölkten Folgetag noch genügend Wärme vorrätig halten zu können. An diesen Speicher wird auch das Hauptheizsystem angebunden. • Trinkwasserspeicher: Häufig wird auch die Trinkwasserversorgung eingebunden. Dies geschieht über einen separaten Trinkwasser-Pufferspeicher. • Basisheizsystem: Ein Basisheizsystem ist bei praktisch allen thermischen Solaranla‐ gen erforderlich. Eine Solarwärmeanlage leistet ihren größten Ertrag in den sonnen‐ reichen Monaten. Allerdings ist der Heizwärmebedarf zu dieser Zeit am geringsten. In den kälteren Monaten deckt die thermische Solaranlage nur einen kleinen Teil des Energiebedarfes. Deshalb muss ein gesonderter Heizkessel vorgesehen werden, der die Hauptlast übernimmt. • Ausgleichsbehälter / Ausdehnungsgefäß: Es gleicht Änderungen an Druck und Vo‐ lumen innerhalb des Solarkreislaufes aus und vermeidet Schäden an der Verrohrung oder anderen Komponenten. 176 7 Aktionsfelder Abb. 7-81: Solarthermie für den privaten Gebrauch; Quelle: Watter, H.: Nachhaltige Energiesysteme, Wiesbaden 2009, Bild 3.2 Die Zahl der kleinen solarthermischen Anlagen in Deutschland ist beträchtlich und hat die Millionengrenze seit 2007 hinter sich gelassen. Die zum Ende des Jahres 2017 insgesamt in der Bundesrepublik installierte Solarwärme-Leistung hat dem Bundesverband Solarwirtschaft (BSW-Solar) zufolge 14,4 GW th (Gigawatt thermisch ) betragen. Die gesamte installierte Fläche lag im Jahr 2019 bei rd. 21 Mio. qm, s. Abb. 7-82. Wie die Abbildung weiter ausweist, hat sich jüngst nach sinkenden Jahresinvestitionen eine Sättigung in der Wärmebereitstellung ergeben. Hier macht sich offenbar bei begrenzt verfügbaren Dachflächen die Konkurrenz der Photovoltaik bemerkbar. ▸ Während im privaten Sektor Solarthermie immer öfter zur Bereitstellung von Trinkwarmwasser oder Heizungsunterstützung installiert wurde, haben andere Anwendungsbereiche (in Deutschland) bisher keine Bedeutung. ▸ Eine Marktsättigung im privaten Bereich scheint inzwischen erreicht. Als künftiger Markt für die Nutzung thermischer Solarenergie wird beispielsweise der industrielle Sektor gesehen. ▸ Solarthermie im sonnenreichen Süden, z. B. Afrika, bleibt trotz des misslungenen DESERTEC-Projektes ein sinnvoller Ansatz, der inzwischen auch von der deutschen Energiepolitik unterstützt wird. 177 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind 102 R. Sonnemann (Hg.): Geschichte der Technik, Leipzig 1978, S. 99. Abb. 7-82: Solarwärmeanlagen in Deutschland, Flächenmenge und Wärmebereitstellung bis 2022; Quelle: BKW Jahresausgabe 2020, S. 81 7.4.5 Windenergie Die Nutzung der Windenergie ist ein altes Kulturgut, verbunden mit dem Begriff der Windmühle. Erste historisch belegte Windmühlen findet man im Grenzgebiet zwischen Iran und Afghanistan. Bis heute existieren hier noch Überreste dieser frühesten Mühlen, die teilweise bis ins 7. Jahrhundert n. Chr. rückverfolgbar sind. Ihr Zweck war primär das Mahlen von Getreide. Verfolgt man die Geschichte der Windmühlen weiter, so trifft man auf China. Dort wurden ab 1000 n. Chr. Windräder zur Entwässerung von Reisfeldern verwendet. Wie im Iran arbeiteten auch diese Mühlen mit einer vertikalen Drehachse. Die Rotoren bestanden jetzt aus Stoff. Ihre Konstruktion basierte auf dem Prinzip des Widerstandsläufers. Ein Wi‐ derstandsläufer entnimmt dem Wind Leistung nach dem Widerstandsprinzip und wandelt diese in brauchbare mechanische Energie um. Dem Wind wird eine Fläche entgegengestellt, die mit ihrem Strömungswiderstand eine Kraft erzeugt, die die Fläche in Windrichtung dreht. Die Windmühle in der uns bekannten spätmittelalterlichen Form scheint dagegen eine europäische Neukonstruktion gewesen zu sein, auch wenn es Hinweise gibt, dass dieser Mühlentyp, zunächst der Zuckerrohrverarbeitung dienend, über Ägypten nach Spanien und von dort aus weiter nach Mitteleuropa gelangte. 102 Sie besaßen jetzt eine horizontale Drehachse. Ihr Antriebsprinzip beruhte auf der Schrägstellung der Fläche, wodurch eine Querkraft erzeugt wird, die das Flügelrad in Rotation versetzt - der gleiche Vorgang, der ein Segelschiff bei Seitenwind antreibt. 178 7 Aktionsfelder 103 Die Denkfigur wird in ihrer Herkunft oft E. Bloch zugeschrieben. Abb. 7-83: Die Mühle am Park von Sanssouci, Rekonstruktion einer 1787 bis 1791 unter Friedrich Wilhelm II. erbauten Holländerwindmühle vom Typ Galerieholländer; Quelle: Postkarte um 1900 Die ersten Windmühlen wurden um 1200 in Westeuropa erbaut, technisch im Typus der Bockwindmühle. In Ostfriesland wurde die erste Bockwindmühle vor rund 500 Jah‐ ren errichtet: Bei der Bockwindmühle (oder auch Ständermühle) wird die ganze Mühle (einschließlich Mahlgang), die auf einem Bock (oder Ständer) ruht, mit in der Regel menschlicher Arbeitskraft in den Wind gedreht. Die Kappenwindmühle (Holländermühle), bei der sich nur der Flügelträger und damit der obere Teil der Mühle dreht, war um 1600 eine holländische Entwicklung, die noch 200 weitere Jahre brauchte, bis sie nach Deutschland (Ostfriesland) gelangte. Ein mit FRIEDRICH II bekannt gewordenes Beispiel zeigt Abb. 7-83. Aber auch diese Windmühlen waren nicht nur Mehlmühlen - sie wurden z. B. in den Niederlanden sehr umfangreich zur Entwässerung eingedeichter Areale und zur Neulandgewinnung eingesetzt, wo die anlagenspezifische Leistung 35 kW erreichte. Ein großer Fortschritt für den Mühlenbetrieb war die Erfindung des Seitenrades. Bei seitlichem Wind drehte sich das Seitenrad und setzte eine Mechanik in Gang, die den großen Rotor wieder in die Windrichtung drehte. Noch Ende des 19. Jahrhunderts waren in Deutschland ca. 20.000 Windmühlen in Betrieb. Das änderte jedoch nichts daran, dass die Zeit der historischen Windmühlen auslief. Im 19. Jahrhundert verdrängten zunächst die Dampfmaschine, ab den 1890er Jahren der neu verfügbare Elektromotor, neben dem Wasser auch den Wind als Antriebsquelle. Das war allerdings ein jeweils langsamer Prozess, der sich bis weit ins 20. Jahrhundert erstreckte - Historiker sprechen in solchen Zusammenhängen oft von der „Gleichzeitigkeit des Ungleichzeitigen“. 103 Während und nach dem 2. Weltkrieg kamen echte Windmühlen zeitweise wieder in Gebrauch, da andere Antriebe nicht verfügbar waren. Windräder erlebten jedoch ihre Renaissance. Strom aus Wind - dieser Gedanke ist fast so alt wie die Nutzung des elektrischen Stroms zu Beleuchtung und motorischem Antrieb. Der Schotte J. BLYTH, Dozent am Glasgow and West of Scotland Technical College, war 179 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind 104 Bllyth, J.: Arbeit für die Philosophical Society of Glasgow, Glasgow 2. Mai 1888. 105 Veröffentlicht in: Betz, A.: Wind-Energie und ihre Ausnutzung durch Windmühlen, Göttingen 1926. einer der ersten Windstrom-Anwender. Sein Windrad versorgte 10 Glühlampen für seinen privaten Bedarf ab 1887. Er beschrieb es später so: „Ein Dreibein, mit einem rund zehn Meter großen Rotor, vier je vier Meter langen Streben mit Baumwollsegeln daran und einem Bürgin-Dynamo, der vom Schwungrad über ein Seil angetrieben wird.” 104 Im gleichen Jahr erbaute der US-Erfinder CH. BRUSH in Cleveland eine Windturbine, die Gleichstrom für 350 Glühbirnen und mehrere Elektromotoren erzeugte. Abb. 7-84: Die Aerodynamik beim heutigen Rotor; Quelle: Copyright © 2018 BWE 1891 erreichte der Windstrom dann auch Europa. Der dänische Physiker P. LA COUR errichtete in Askov, Süddänemark, eine Versuchsanlage. Resultate seiner Versuche waren eine aerodynamische Formgebung der Flügel und eine Reduzierung ihrer Zahl, um die Rotation zu beschleunigen. Damit löste das Auftriebsprinzip das Widerstandsprinzip endgültig ab, s. Abb. 7-84. In den Folgejahren vergrößerte sich das Interesse; Wissenschaftler begannen, die Grundlagen zu erforschen. Der wichtigste war wohl A. BETZ, Leiter der Aerodynamischen Versuchsanstalt Göttingen, der die heutige Flügelform vorgab und vor allem die Formulie‐ rung der Berechnungsgrundlagen voranbrachte. Das 1919 entstandene BETZSCHE Gesetz, nach dem maximal 59,3 % der kinetischen Energie des Windes genutzt werden können, ist noch heute gültig. 105 In den 1930er Jahren enervierte H. HONNEF mit seinem Projekt von 500 m hohen und 20 MW liefernden Windtürmen die Öffentlichkeit und auch die nationalsozialistische Prominenz - ohne praktische Folgen, es blieb bei einer Idee, die in Abb. 7-85 skizziert ist, und einem Modell. 180 7 Aktionsfelder Abb. 7-85: HONNEFS Windtürme, Skizze aus den Dreißigerjahren; Quelle: Sammlung Rauch / Interffoto Abb. 7-86: Die erste große WEA, die Smith Putnam 1941 in den USA; Quelle: United States Department of Energy 181 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind 106 Die SMITH PUTNAM war 1945 demontiert worden. Anders in den USA: Die zweiflügelige Smith Putnam, 1941 bis 1945 in Vermont in Betrieb, war mit einem Rotordurchmesser von 53,3 m und einem Generator mit 1,25 MW Nennleistung die weltweit erste Windturbine der Megawattklasse, s. Abb. 7-86. Sie war vom Projektingenieur P. C. PUTNAM konstruiert worden, speiste auch in die lokale Stromversorgung ein - und geriet mit dem Fortschreiten des Krieges aus den Schlagzeilen. In den 1950er Jahren legte in Dänemark der Ingenieur J. JUUL die Basis der späteren Windkraftindustrie. Von ihm stammt das „Dänische Design”, charakterisiert durch drei Flügel, Getriebe und einen direkt ins Netz einspeisenden Generator. In der legendären WEA von Gedser, die er für die Elektrizitätsgesellschaft SEAS gebaut hatte (s. Abb. 7-87) probierte JUUL seine Ideen aus. Hierzu gehörte auch die Regelung durch Strömungsabriss (Stall-Regelung) und die aerodynamische Blattspitzenbremse, die bei zu hoher Drehzahl durch die Fliehkraft automatisch betätigt wurde. Die Anlage mit ihren 200 kW war lange Zeit die größte der Welt 106 und lief 11 Jahre lang ohne Wartung. In den USA erforschte die NASA Multimegawattanlagen, ebenso erneuerte sich die Forschung in Deutschland, wo 1983 die „Große Windkraftanlage” (GROWIAN) in Betrieb ging, ausgelegt für drei MW Nennleistung, s. Abb. 7-88. Lange galt die zweiflügelige GROWIAN als die größte Windenergieanlage der Welt. 1988 wurde sie nach zahlreichen Pannen und Störungen wieder abgebaut, hatte jedoch wertvolles Know-how erbracht. Der folgende Paradigmenwechsel zu kleinen oder mittleren Anlagen war ein Schlüsselergebnis für die weitere Entwicklung von Windkraftwerken in Deutschland. Die Ölpreiskrisen und das entstandene Umweltbewusstsein waren ursächlich für die weitere Durchsetzung der Windenergie. In Kalifornien z. B. ließ die Steuergesetzgebung der 1980er Jahre viele kleine Windkraftanlagen entstehen. In Europa ging Dänemark voran, wo 1991 der erste kleine Offshore-Windpark der Welt mit elf Windrädern ufernah errichtet wurde. Abb. 7-87: Die Gedser WEA, errichtet 1956/ 1957; Quelle: Bryan Demal et alii, Wind Witz Miller, supportet Form Thek Danis Ministry of Education, The Danish Ministry of the Environment and Energy, and the Danish Wind Industry Association., 2001 182 7 Aktionsfelder Abb. 7-88: GROWIAN 1984, links zwei Windmessmasten; Quelle: IFB Uni Stuttgart Auch in Europa spielte die Politik hinein. In Deutschland wurde mit dem Stromein‐ speisungsgesetz 1991 ein wichtiger Schritt getan, mit dem die Stromnetz-Betreiber zur Abnahme des erzeugten Windstroms zu definierten Preisen verpflichtet wurden. Weil sich Unterschiede im Ertrag nun deutlicher bemerkbar machten, wurden nicht nur mehr, sondern auch bessere Anlagen errichtet. Investoren achteten darauf, dass Versprechungen der Hersteller über die Leistung in Abhängigkeit von der Windgeschwindigkeit und über geringe Ausfallzeiten vertraglich festgeschrieben wurden. Den weiteren Ausbau verstärkte im Jahr 2001 das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) noch einmal, sodass gegen Ende des Jahres 2003 etwa zwei Drittel der europäischen Windkraftanlagen in Deutschland installiert waren. Windkraft hat sich in den letzten beiden Jahrzehnten in mehrfacher Hinsicht entwickelt: • Verbesserte Anlagentechnik, • Ausdehnung der Standorte, • Anstieg der Installierten Leistung. Anlagentechnik: Lag die durchschnittliche Größe der installierten Windenergieanlagen 1987 bei weniger als 50 kW, so betrug sie 2010 mit rund 2,1 MW mehr als das Vierzigfache. Die Grafik der Abb. 7-89 zeigt dies bis zum Jahr 2016. Heute verfügen die größten Anlagen über eine Leistung von 7,5 MW. Der Ertrag einer solchen Anlage entspricht dem jährlichen Stromverbrauch von bis zu 6.000 Haushalten. Die Windindustrie hat dazu inzwischen standortbezogene Designs entwickelt, sodass auch windschwache Standorte infrage kom‐ men (Schwachwindanlagen). 183 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind Abb. 7-89: Größen- und Leistungsverbesserung der Onshore WEA; Quelle: BWE, Factsheet 2017 Standorte: Windenergie an Land ist in Deutschland weit entwickelt; zunehmend ergeben sich jedoch Standortprobleme, s. Kap. 13, Akzeptanz. Mit Windenergie vom Meer hat sich ein neues Standortfeld ergeben. Deutschland ist erst spät in die Offshore-Windenergie eingestiegen. Mit dem Testfeld alpha ventus ging der erste Offshore-Windpark mit 12 WEA und 60 MW erst im Jahr 2010 in Betrieb. In den letzten Jahren hat der nationale Offshore-Ausbau aber an Umfang gewonnen. Ende 2018 waren für Deutschland Offshore-Windparks mit einer Gesamtleistung von knapp 6.400 MW am Netz. Deutschland liegt damit hinter Großbritannien auf dem zweiten Platz. Windkraft hat offshore großes Wachstumspotential: Einmal sind die Ertragsverhältnisse dort erheblich günstiger, s. Abb. 7-90, zum anderen lässt sich dort die Erschließung weitgehend ungehindert von regionaler Politik, Akzeptanzproblemen in der Bevölkerung und (zu) anspruchsvollen Umweltschutzauflagen betreiben. Abb. 7-90: Jahreserträge an typischen Standorten von WEA; Quelle: Fraunhofer ISE Installierte Leistung: Die Windenergie hat in den letzten Jahren große Beiträge zur Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien geleistet und lag im Jahr 2019 nochmals über dem Rekordergebnis des Vorjahres. Abb. 7-91 zeigt die langfristige Entwicklung bei onshore-, Abb. 7-93 bei Offshore-Anlagen. 184 7 Aktionsfelder Abb. 7-91: Die Entwicklung bei onshore-WEA; Quelle: BWK Jahresausgabe 2020, S. 75 Abb. 7-92: Jährliche Installation von onshore-Windleistung in Deutschland; Quelle: ISE Fraunhofer. Der jährliche Zubau in den onshore-WEA unterlag allerdings starken Schwankungen, wie die Abb. 7-92 in den Einzelheiten demonstriert: Ein erstes Zubaumaximum konnte die Windbranche im Jahr 2002 mit einer neuinstallierten Windenergieleistung von etwa 3.100 MW verzeichnen. Danach ist der Anlagenneubau in Deutschland zunächst aufgrund von Anpassungen im EEG deutlich zurückgegangen. Bedingt durch den EEG-Systemwechsel auf ein Ausschreibungssystem und damit verbundene Vorzieheffekte hat die Windbranche beim Ausbau an Land 2017 das bislang beste Branchenjahr erlebt (Bruttozubau: rd. 1.800 WEA, > 5.300 MW). Im Jahr 2018 ist der Ausbau der Windenergie an Land dagegen stark zurückgegangen (rd. 2.400 MW), 2019 setzt sich dieser Trend mit 1.078 MW fort. Mit dem neuen Wind-Energie-See-Gesetz, verabschiedet im November 2020, soll sich das ändern. Über den dort festgeschriebenen Zubau von mind, 20 GW bis 2030 Ist die Branche hoch erfreut. Allerdings tun sich hier neue Probleme auf: Die Bereitstellung bebaubarer Meeresflächen hinkt deutlich nach. Zwar entspricht die Zubauplanung der EU nur 3 % der Meeresfläche, jedoch sind 60 % bereits durch andere Nutzungen belegt (Fischerei, 185 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind Schifffahrt, Marine, Touristik, Öl- und Gasförderung, Schutzgebiete). Eine durchgreifende, die Energieerzeugung stützende maritime Raumplanung wird dringend benötigt. Der Zubau offshore zeigt erst 2010 messbare Werte und die offshore installierte Leistung erreichte 2019 mit gut 7 GW einen Anteil von 5,5 % an der gesamten installierten Windkraftleistung, s. auch Abb. 7-93. Abb. 7-93: Entwicklung der Offshore-Windenergie in Deutschland, mit Netzeinspeisung; Quelle: Status des Offshore Windenergieausbaus in Deutschland, Deutsche Winguard 2019 In der Summe von onshore und offshore zeigt die jährlich neu installierte Windkraft-Leis‐ tung seit 2017 eine deutlich abnehmende Tendenz, s. Abb. 7-94. Abb. 7-94: Jährlich neu installierte Windenergie-Leistung in Deutschland, * vorläufig; Quelle: DeutscheWindGuard GmbH 186 7 Aktionsfelder 107 statista 3. November 2020. 108 EnBW/ aerodyn (Hg): Hintergrundpapier, 2. Juni 2020. 109 VDI nachrichten 6. November 2020. ▸ Das ändert jedoch nichts daran, dass Windenergie in der Summe der onshore- und offshore-Standorte in Politik und Öffentlichkeit als die maßgebliche Technik zur Gewinnung regenerativer Energie gilt, insbesondere zur Erzeugung grünen Stroms. ▸ Dazu passt: Die Windindustrie wird laut Prognosen von Bloomberg-Wirtschafts‐ dienst ihre weltweite Kapazität von aktuell 25 GW bis zum Jahr 2025 auf rd. 60 GW steigern, im Wesentlichen durch offshore-Zubau. 107 ▸ Andere aus der Windkraft gewinnbare Energieformen spielen nur eine begrenzte Rolle. Mechanische Windpumpen, historisch bedeutsam, werden heute gern in Entwicklungsländern eingesetzt; die Western Mills werden auch in der Gegenwart noch verwendet, z. B. in Staaten wie Australien, Argentinien oder den USA. Abb. 7-95: Der Flettner-Rotor auf der Ostseefähre Copenhagen spart 4‒5 % Treibstoff ein; Quelle: Michael Lemwig Olsen, VDI Die Schifffahrt unter Segeln ist auf den Segelsport begrenzt, jedoch machen Sonderformen wie der Flettner-Rotor gelegentlich auch in der kommerziellen Schifffahrt auf sich aufmerksam, s. Abb. 7-95. Ähnlich exotisch sieht die schwimmende WEA aus, die im Maßstab 1: 10 derzeit in der Ostsee getestet wird, s. Abb. 7-96. „Durch die beiden nebeneinander liegenden Rotoren liegt der Angriffspunkt für den Wind deutlich tiefer als bei nur einem großen Rotor. Dadurch gewinnt das Modell an Stabilität im Wasser.“(EnBW) 108 EnBW will eine solche Anlage in Originalgröße mit einer Leistung von 15 M W im Jahr 2021 vor China verwenden. 109 Abb. 7-96: Versuchsanlage für eine schwimmende WEA; Quelle: EnBW Werkphoto 187 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind 7.4.6 Erneuerbare Energien in der Bilanz Dass die Nutzung Erneuerbarer Energien den gewünschten Effekt hat, steht außer Frage. Abb. 7-97 gibt einen Überblick über die durch ihren Einsatz gewonnenen Einsparungen an Treibhausgasen, i. e. hier CO 2 . Die Abbildung lässt die relative Stellung der regenerativen Energieformen zueinander nur indirekt erkennen. Hierfür eignet sich eher ihr Betrag zur Stromerzeugung, wie sie Abb. 7-98 ausweist. Abb. 7-97: Vermiedene Treibhausgasemissionen in Mio. t durch den Einsatz regenerativer Energien in Deutschland im Jahr 2018; Quelle: UBA, 2020 Die Entwicklung zeigt die eindrucksvolle Vermehrung der regenerativen Stromerzeugung, die im Jahr 2019 bereits einen Anteil von rd. 42 % am deutschen Bruttostromverbrauch erreicht hat. In der Relation überwiegt eindeutig der Beitrag der Windenergie-Anlagen, und hier wiederum liegt die onshore-Windkraft deutlich vorn, vor den offshore-Anlagen. Letztere sind allerdings spät in den Markt „gestartet“, und für die Zukunft könnten sie die Anlagen an Land aus den in Kap. 7.4.5, Windenergie, genannten Gründen nicht nur ein-, sondern überholen. Beide Standorte haben größeres Entwicklungspotential. Der zweitgrößte Beitrag stammt aus der Bioenergie. Er bleibt allerdings seit 2012 im Wesentlichen konstant. Wie in Kap. 7.4.3, Bioenergie, begründet, wird ihr relativer Anteil auch zukünftig weiter zurückfallen. Falls der Verkehrssektor auf dem Verordnungswege strenger zur Verwendung regenerativer Treibstoffe verpflichtet wird, könnten sich hier 188 7 Aktionsfelder 110 Beispiele: elektrisch angetriebene Wärmepumpen, batterieelektrische Pkw. jedoch neue Perspektiven ergeben. Bisher spielen sie aus den oben erörterten Gründen nur eine Nebenrolle. Abb. 7-98: Stromproduktion aus Erneuerbaren Energien in ihrer Quelle; Quelle: V. Quaschning, www.volker-quaschning.de An dritter Stelle liegt die Photovoltaik, die allerdings in den letzten Jahren begrenzten Ausbau erfahren hat und in Deutschland mit der ungünstigen Topologie kämpfen muss. Ihre Zukunft dürfte neben der Einspeisung ins öffentliche Netz aus Freiflächenanlagen auch im Eigenverbrauch des privaten Sektors liegen und wird grundsätzlich positiv gesehen, s. Kap.7.4.2, Photovoltaik. Wasserkraft hat nur einen geringen und relativ sinkenden Stellenwert. Sie lässt sich kaum weiter ausbauen, s. Kap. 7.4.1.3, Wasserkraft in der Bilanz, und wird ihre frühere Bedeutung langsam verlieren. Abb. 7-96 bezieht sich nur auf die Stromproduktion und lässt die Bedarfssektoren Wärme (für den industriellen Verbrauch und die Gebäudeversorgung) und Mobilität außen vor. Nur ein sehr kleiner Teil dieser Sektoren ist bisher elektrifiziert. 110 Die Behauptung „Die Zukunft ist elektrisch“ ist zwar einprägsam, aber zunächst nichts weiter als ein Slogan. Zwar hat auch der Wärmeverbrauch inzwischen regenerative Komponenten, im We‐ sentlichen durch Biomasse und Solarthermie. Der regenerative Anteil am Wärmeverbrauch stagniert jedoch bei rd. 13 %, s. Abb. 7-99. Es dominieren immer noch die nicht-regenerati‐ ven Quellen, wenn sich auch hier z. B. im Wohnungssektor zwischen Bestand und Neubau deutliche Verschiebungen ergeben, s. Abb. 7-100. Dass im Neubau das Öl praktisch vollständig eliminiert ist, besagt jedoch nicht viel: der Bestand dominiert in der Quantität und wird sich in seiner Struktur nur (sehr) langsam anpassen 189 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind ▸ Bei Wärme und Mobilität bleibt es deshalb bis auf Weiteres bei der weit überwiegend nicht-regenerativen, auf fossile Quellen gestützten Energiebereitstellung - Erdöl und Erdgas. Dies gilt für den privaten wie auch den industriellen Sektor. ▸ Die Umstellung auf Wasserstoff ist noch keine Option. Abb. 7-99: Regenerative Beiträge zum Wärmemarkt; Quelle: AGEE-Stat 190 7 Aktionsfelder 111 Bedingt, da Nahrungsmittel wenigstens grundsätzlich saisonabhängig sind. Die globalisierte Welt hat diese Abhängigkeiten jedoch weitgehend zum Verschwinden gebracht. Nur langfristig zeichnen sich hier Änderungen in die Richtung regenerativer Versorgung ab. „Blaues“ und erst recht „grünes“ Gas, synthetische Kraft- und Heizstoffe, der Einsatz von Wärmepumpen, vermehrter Einsatz von Kraft-Wärmekopplung und Elektromobilität sind hier die Perspektiven (der Zukunft, nicht der Gegenwart), s. auch Kap. 7.5, Geothermie und Wärmepumpe, Kap. 7.6.1, Kraft-Wärmekopplung, Kap. 7.6.2, Brennstoffzellen, Kap. 7.6.3, Von Powerto-Gas zu Power-to-X, und Kap. 7.6.4, Sektorkopplung. Abb. 7-100: Heizungsversorgung im Wohnungsbestand und im Neubau, Stand 2019; Quelle: BWK Jahresausgabe 2020, S. 105 7.4.7 Erneuerbare Energien brauchen Speicher Den Erneuerbaren Energien ist ein Grundproblem gemeinsam: sie stehen nicht kontinu‐ ierlich zur Verfügung, sind volatil: • Wasserkraft ist an Jahreszeiten und Niederschlagshäufigkeit gebunden. • Photovoltaik und Solarthermie unterliegen als Solare Energie dem Tag-Nacht-Rhythmus und dem Wolkenbedeckungsgrad. • Windenergie ist wetterabhängig. • Bioenergie ist ernteabhängig und damit auf Jahresbzw. Erntezeiten bezogen. Versorgung für Private wie Unternehmen ist jedoch an Verfügbarkeit und Abrufbarkeit gebunden. Das gilt für Waren, Rohstoffe, Arbeitskraft, Dienstleistungen, Wasser und Nah‐ rungsmittel 111 - und eben auch Energie, sogar spezieller: die Energie in ihren gewünschten oder notwendigen Formen, z. B. als elektrische Energie, als Heiz- oder Treibstoff, als Wärme. Die offensichtliche Zeitlücke zwischen Erzeugung und Verbrauch schließt sich durch • Speicherung und • Wandlung. 191 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind 112 S. ausführlichen Text in Erbslöh, F. D.: Energietransport, Kap. Bewegungsenergie. Die Umwandlung von einer Energieform in eine andere ist durch die verfügbare Technik beherrscht und nur ein Problem der Verluste (Wirkungsgrade). Speicherung ist dagegen • einerseits essenziell notwendig, • andererseits nicht beliebig möglich. Das Problem der Speicherbarkeit betrifft vor allem die elektrische Energie aus Photovoltaik und Windkraft, in geringerem Maße auch die Wasserkraft und die Wärme, gar nicht dagegen die chemische Energie in den Formen feste Brennstoffe, Gas und Treibstoff, wie sie in der Inanspruchnahme von Bioenergie entstehen. Speicher sind hier nach den zu speichernden physikalischen Energieformen behandelt. In den Unterkapiteln wird jeweils der Bezug zu den Aktionsfeldern und speziell zu den Regenerativen Energien behandelt, wie sie in Kap. 7.4.1-7.4.5 oben diskutiert wurden. 7.4.7.1 Bewegungsenergie 112 Bewegte Körper, Flüssigkeiten und Gase sind zugleich auch Energiespeicher. Unter die bewegten Körper fällt im hier gewählten Zusammenhang die Rückgewinnung kinetischer oder Bewegungsenergie (Rekuperation), wie sie heute unter Gesichtspunkten einer Ver‐ brauchsminderung z. B. in Kraftfahrzeugen serienmäßig genutzt wird. Rückgewinnung von Bewegungsenergie bedeutet zugleich eine Abbremsung der Bewegung, was zum gebräuchlichen, aber irreführenden Terminus „Rückgewinnung von Bremsenergie“ geführt hat. Abb. 7-101 erläutert die grundsätzliche Funktionsweise. Abb. 7-101: Rückgewinnung von Bremsenergie oder Nutzbremse; Quelle: Mazda 3 Betriebsanleitung 192 7 Aktionsfelder 113 So Töfflinger, K., in: Die Nutzbremse, Neue Elektrische Bremsverfahren für Straßen- und Schnell‐ bahnen, Berlin/ Heidelberg 1934, S. 16. Der Begriff Nutzbremse wird heute nicht mehr verwendet, obwohl er fachlich korrekt wäre. 114 Dieser und folgende Absätze unter Verwendung von: Bundesministerium für Verkehr und digitale Infrastruktur (Hg): FIS, Forschungs- und Innovationssystem für Verkehr und Mobilität, Stand 2017. 115 Nach Verband Deutscher Verkehrsunternehmen (VDV). Technisch gut machbar ist die Wiedergewinnung, besser: Nutzbarmachung von Brems‐ energie in der Form elektrischer Energie. So ist es nicht erstaunlich, dass sich die ersten Anwendungen bei elektrischen Bahnen finden. „Wenn man sich schon in der Frühzeit des elektrischen Bahnbetriebs mit der Aufgabe befasste, die beim Bremsen frei werdende Arbeit nicht mehr nutzlos an den Bremsklötzen oder in Widerständen zu vernichten, sondern sie in die Fahrleitung zurückzugeben, so wollte man vor allem den großen Stromverbrauch der steigungsreichen Strecken herabsetzen, die Nutzbremse also als Gefällebremse verwen‐ den.“ 113 Ein erstes erfolgreiches Beispiel ist die Elektrolok Ce 6/ 8 (Krokodil) der Schweizer Bundesbahn (SBB), deren 1918 erstelltes Pflichtenheft die Bereitstellung und Einspeisung von Rekuperationsenergie vorsah. Abb. 7-102 zeigt das Krokodil im Einsatz im Gebirge. Anfangs wurde eine Rückgewinnung von etwa 5 % der eingespeisten Energie erreicht. Versuche und auch Umsetzungen der Rekuperation wurde in der Folge von vielen Bahn‐ unternehmen unternommen. So erhielt die Ende der 1970er Jahre entwickelte Drehstrom‐ lokomotive der DB-Baureihe 120 eine Rückspeisung der Bremsenergie in die Oberleitung. Nach vierjähriger Erprobung wurden 1984 insgesamt 60 Serienlokomotiven der Baureihe 120.1 zu einem Stückpreis von 5,5 Mio. D-Mark bestellt. Sie wurden nach der Auslieferung ab 1987 für Intercity- und Interregio-Züge und nachts für schnelle Güterzüge eingesetzt. Auch die Mitte 1994 bei ADtranz (heute Bombardier) für den Schnellzugdienst bestellten 145 Lokomotiven der Baureihe 101 haben die Technik für die Rückspeisung der Bremsenergie ins Versorgungsnetz integriert. Abb. 7-102: Das Krokoddil der Schweitzerischen Bahn hier wegen der besseren Übersichtlichkeit im Modell, Quelle .bemo-modellbahn Die Energierückspeisungsfunktionalität ist bei Elektrotriebfahrzeugen heute gängige Pra‐ xis 114 und gilt seit etwa 1990 als Stand der Technik. 115 Dabei werden Motoren elektrischer und auch dieselelektrischer Traktionen während eines Bremsvorgangs als Generator 193 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind 116 Bombardier Transportation (Hg): Steiner, M.: MITRAC Energy Saver, 2006. verwendet, sodass sich die gewonnene elektrische Energie in den Fahrdraht oder in andere Energie verbrauchende Zugsysteme rückübertragen lässt. Bei diesem Vorgang werden verschiedene Netzrückspeisetechniken verwendet. In der Verwendung besonders geeignet sind Bahn-Wechselstromnetze, da Rückspeiseprozesse bei Gleichstrombahnen höhere Kosten und geringere Energieeinsparquoten verursachen. Fallen allerdings im Einzelfall zu hohe Rückspeiseströme an, muss die überschüssige Bremsenergie freigesetzt werden, oft in Form von ungenutzter Wärme. Um in Wechsel‐ stromnetzen Überschüsse aus der Rekuperation dennoch nutzbar zu machen, kann auch auf streckenseitige Speichersysteme zurückgegriffen werden. Energie, die durch bremsende Fahrzeuge in das Stromnetz eingespeist und nicht von anfahrenden oder sich in einer Steigung befindlichen Lokomotiven oder Triebwagen abgenommen wird, lässt sich somit stationär zwischenspeichern. Mögliche ortsfeste Energiespeicherlösungen sind dabei im Wesentlichen Schwungräder und Doppelschichtkondensatoren, auf die noch gesondert einzugehen ist. Nach Angaben der Deutsche Bahn AG betragen die Einsparpotenziale im Schienenver‐ kehr durch die Rückspeisung von Bremsenergie gegenwärtig bis zu 13 %. Das mag als nicht viel erscheinen, jedoch ist zu berücksichtigen, dass dies ein Mittelwert über alle Einsätze und eine Vielzahl von Betriebszuständen ist. Nur unter besonderen Bedingungen und auf einzelnen Strecken lässt sich eine Rückgewinnung bis zu 40 % erzielen. Eine größere Energieersparnis als bei den Fernbahnen lässt sich im Schienenperso‐ nennahverkehr erreichen. Die Bombardier Transportation GmbH gibt für ihr Doppel‐ schichtkondensatoren-System, welches mittlerweile in fast 20 Straßenbahnen im Rhein-Ne‐ ckar-Raum im Einsatz ist, jahreszeitabhängige Reduktionseffekte von 27 bis 30 % der aufzuwendenden Traktionsenergie an. 116 Die Berliner Verkehrsgesellschaft war dagegen nicht ganz so erfolgreich und formulierte in ihrem Bericht zur Verkehrsentwicklung 2010‒2011: „Straßenbahnen und U-Bahnen sind in der Lage, Strom beim Bremsen in das Fahrleitungsnetz zurück zu speisen. Ein Teil der gewonnenen Energie wird dabei auch für die Innenbeleuchtung und Heizung der Fahrzeuge genutzt. Im Berichtszeitraum konnte die effiziente Nutzung dieser rückgespeisten Energie durch infrastrukturelle Maßnahmen erhöht werden. Bis zu 18 % der für das Fahren benötigten Energie können so wieder zurückgespeist werden.“ Kraftfahrzeuge sind das andere große Anwendungsfeld der Rekuperation, insbesondere in der Auslegung als Elektroauto. Als erstes Beispiel gilt hier der Toyota Prius, das seit 1997 in Serie produzierte Auto mit Hybridantrieb, dessen zwei elektrische Antriebsmotoren auch als Generator arbeiteten. BMW führte im Jahr 2007 unter dem Schlagwort Efficient Dyna‐ mics eine Rückgewinnung der Bremsenergie für viele seiner Benzin- und Dieselfahrzeuge ein, die sich allerdings, da es sich nicht um Elektrofahrzeuge oder Hybride handelte, auf das Nachladen der Bordbatterie beschränkte. Im Übergang zur Elektromobilität wird der Effekt spürbarer: So verbraucht ein BMW i3 bei 100 km/ h-Konstantfahrt 13,9 kWh auf 100 Kilometer. Um das 1345 Kilogramm schwere Fahrzeug aus dem Stand auf dieses Tempo zu beschleunigen, sind 204 Wh nötig. Bremst 194 7 Aktionsfelder 117 Z. SPS-Magazin HMIS, 07. April 2016. man den Wagen mit der gleichen Vorgabe (negative gleich positive Beschleunigung) ab, werden 129 Wh oder 62,5 % für die Antriebsbatterie generiert. Abb. 7-103: Ein Tesla Model S P85+ baut seine Geschwindigkeit von aktuell 209 km/ h mit über 60 kW durch seine Nutzbremse ab, angezeigt auf dem Leistungsindikator rechts unten; Quelle: L. Klundin, eigenes Foto Sept. 2013 Ein Beispiel für die Nachladung der Antriebsbatterie ist auch der Tesla, dessen bekanntestes Model S im Jahr 2012 auf den Markt kam, s. Abb. 7-103. Wie beide Beispiele zeigen, ist die Nutzung der Bremsenergie für den Vortrieb von BEV inzwischen Stand der Technik. Die Nutzung von Bremsenergie ist nicht auf Fahrzeuge gleich welcher Art beschränkt. Auch bei Lastaufzügen, Krananwendungen und industriellen Hubanwendungen kann sie verwendet werden, indem ein Energieaustausch zwischen bremsenden und beschleuni‐ genden Antrieben über einen Zwischenkreis organisiert wird. Diese Methode führt bei Anwendungen mit hohem Bewegungsanteil wie Bediengeräten in Hochregallagern oder auch Förderanlagen zu spürbaren Effizienz-Verbesserungen. Ein Anlagenbeispiel für einen solchen Energieaustausch zeigt Abb. 7-104. Um die Bremsenergie von Maschinen effizient zurückzugewinnen, wäre ein Hybridspei‐ cher hilfreich, der die sich ergänzenden Eigenschaften von Batterien und Kondensatoren vereint. Die Entwicklung solcher Powercaps genannten Hybride treiben das Karlsruher Institut für Technologie (KIT) und seine Partner im Projekt FastStorage BW II seit 2016 voran, s. Kap. 7.4.7.7.2, Powercaps. Powercaps können etwa die doppelte Energie wie klas‐ sische Kondensatoren speichern und gleichzeitig mehr elektrische Leistung bereitstellen als eine konventionelle Batterie. 117 195 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind Abb. 7-104: Eine Übersicht der unterschiedlichen Arten an gespeisten Antrieben (Ausleger, Hebe‐ werk, Fahrantriebe) sowie ihre Verbindung untereinander, geeignet für einen Energieaustausch; Quelle: M. Cerny, ETZ 12/ 2013 ▸ Die Rückgewinnung von Bewegungsenergie ist sektor- und branchenübergreifend ein guter Weg, die Effizienz von Geräten, Prozessen und Systemen zu verbessern und so einen Beitrag zum Aktionsfeld 7.1, Energieeffizienz, zu leisten, auch wenn die Einsparungen im Einzelfall wie erst recht insgesamt numerisch überschaubar bleiben. 7.4.7.2 Potenzielle Energie Der Energieversorgung dienen Talsperren und Pumpspeicherwerke: sie speichern jeweils potenzielle Energie und wandeln sie über Druckleitungen bzw. Fallrohre in elektrische Energie um. Talsperren speichern ausschließlich von der Natur zur Verfügung gestellte Energie und sind insofern kein Kandidat für das zu diskutierende Problem. Die Speicherung als potenzielle Energie hat ihren Stellenwert in der Energieversorgung in anderer Form gefunden, häufig zur Zwischenspeicherung von anderen Energieformen, insbesondere der elektrischen Energie. Bei Pumpspeicheranlagen ist das Speichermedium das Wasser, jedoch sind auch andere Medien denkbar und in der Projektierung. 7.4.7.2.1 Pumpspeicherwerke Pumpspeicheranlagen tauschen das Wasser zwischen einem Unter- und einem Oberwasser aus. Abb. 7-105 lässt die Fallrohre eines Pumpspeicherkraftwerks erkennen, die das Oberwasser zum Speicherkraftwerk leiten und im Gegenzug der Wiederauffüllung des normalerweise künstlich angelegten Oberwassers dienen. 196 7 Aktionsfelder 118 Aufstellung Bründer, F., Tübingen, in: www.bruender.de/ gminder, Abruf 5. Mai 2019. Abb. 7-105: Zum Prinzip eines Pumpspeicherkraftwerks; Quelle: Frank Pöhler, Energiedialog Bayern, 10. Januar 2015 Pumpspeicherkraftwerke haben bauartbedingt grundsätzlich in ihrem Oberwasser deutlich kleinere Speicherkapazitäten als Speicherkraftwerke. Sie kamen auch später als die Spei‐ cherkraftwerke zur Verwendung und sind geringer an der Zahl. Sie sind wohl ursprünglich eine deutsche Innovation gewesen. Eine Liste der frühen Pumpspeicher-Anlagen sieht so aus: 118 • 1908 Heidenheim an der Brenz: Das erste Pumpspeicherwerk Deutschlands wurde von Fa. VOITH im Jahr 1908 in Betrieb genommen. Es handelte sich um eine Versuchsanlage zum Testen von Wasserturbinen. Der Hochbehälter lag auf dem Heidenheimer Schlossberg und das Testgelände befand sich knapp 100 m tiefer auf dem Gebiet der Brunnenmühle. Die gesamte Anlage steht heute unter Denkmal‐ schutz. • 1914 Neckartenzlingen: Die Anlage der Firma GMINDER war die erste Pumpspei‐ cheranlage Deutschlands, die zum alleinigen Zweck der Stromerzeugung errichtet wurde. • 1921 Fridingen an der Donau: Das Speicherbecken befand sich auf der Bergnase Gansnest, rund 170 Höhenmeter oberhalb des Fridinger Kraftwerks. Die Anlage wurde mangels Rentabilität im Jahr 1960 zurückgebaut. • 1923 Tübingen: Das Speicherbecken befand sich auf dem Österberg und die Turbinen waren im 125 m tiefer gelegenen Turbinenhaus des Neckarwerks untergebracht. 1945 wurde das Speicherbecken bei einem Bombenangriff schwer beschädigt und danach nicht wiedererrichtet. Besonders bekannt geworden ist das Koepchenwerk bei Herdecke, benannt nach seinem Planer A. KOEPCHEN, Vorstandsmitglied des Rheinischen Elektrizitätswerkes (heute RWE AG), der die Technik großdimensionierter Pumpspeicherwerke entscheidend geprägt hat. KOEPCHEN verblüffte seinerzeit mit seinen Ideen die gesamte Fachwelt und führte die Energiewirtschaft in eine neue Zeit. 197 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind 119 Koepchenwerk, in: www.wikipedia.org/ wiki/ K, Abruf 12. Dezember 2018. Abb. 7-106: Rechts das „alte” Koepchenwerk (bis 1994), links das neue - die Fallrohre sind hier unterirdisch verlegt und damit nicht mehr sichtbar; Quelle: Regionalverband Ruhr (RVR) Damals, in den 1920er Jahren, bestand ein großes Problem der Elektrizitätswirtschaft darin, die Wirtschaftlichkeit und Auslastung von Kohlekraftwerken zu verbessern und auch in Zeiten von Spitzenbedarf genügend elektrische Leistung bereitzustellen. Mit dem sächsischen Pumpspeicherwerk Niederwartha lieferten sich zur Bauzeit die Ingenieure beider Werke einen Wettlauf um die erste Inbetriebnahme des neuen Kraftwerk‐ typs. Schließlich ging das Pumpspeicherwerk Niederwartha bereits am 27. November 1929 mit einer Maschine ans Netz, seine endgültige Fertigstellung und die Inbetriebnahme des letzten Maschinensatzes erfolgte jedoch erst im März 1930. Das Koepchenwerk dagegen wurde am 28. Januar 1930 mit der vollen geplanten Leistung von 132 MW in Betrieb genommen. Entsprechend wurden damals - je nach Unternehmenssicht - beide Kraftwerke in der technischen Öffentlichkeit als „erste ihrer Art“ und „technische Neuerung“ vorge‐ stellt. 119 Abb. 7-106 zeigt „altes“ und „neues“ Koepchenwerk in seinem Stand nach 1989. In diesem Jahr war der Neubau bereits in Betrieb genommen und das Ursprungswerk auf dem Weg zum Technischen Denkmal. Wie groß der zu betreibende Aufwand ist, demonstriert das Beispiel des Pumpspeicher‐ werks Hohenwarte, s. Abb. 7-107 und mehr noch das Beispiel der Schluchsee-Kaskade, deren Druckleitungen in Stollenbauweise ausgeführt sind, mit Durchmessern von bis zu 3 m. Die sukzessive bis 1951 errichtete Gesamtanlage, die im Turbinenbetrieb eine Leistung von 470 MW abgibt, zeigt Abb. 7-108. Die Pumpspeichertechnologie hat sich weltweit durchgesetzt - auch, weil sie eine der wenigen Möglichkeiten darstellt, elektrische Energie in nennenswerten Mengen zu speichern und sie auch kurzfristig verfügbar zu machen. Ihre Rentabilität wird stark beeinflusst von der Tarifstruktur - ein Pumpbetrieb mit dem billigeren Nachtstrom brachte die größten Vorteile. Ein Beispiel erreichbarer Größenordnungen zeigt Abb. 7-109. 198 7 Aktionsfelder Abb. 7-107: Das Fallrohrsystem des Pumpspeicherwerks Hohenwarte II mit rd. 300 m Fallhöhe; Quelle: Vattenfall GmbH, Werkfoto Abb. 7-108: Die dreistufige Anlage des Schluchsee-Pumpspeicherwerks, errichtet 1929-1951; Quelle: Universität Kassel, Vorlesung Hydromechanik 199 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind Abb. 7-109: Jährliche Kosteneinsparungen in der Stromerzeugung durch den Einsatz des geplanten (noch nicht realisierten) Pumpspeicherwerks Atorf; Quelle: Lehrstuhl für Energiewirtschaft und Anwendungstechnik, TU München Pumpspeicherwerke (PSW) sind heute weltweit verbreitet, mit einer installierten Gesamt‐ leistung von ca. 130 GW. Als größtes PSW gilt das Werk in Fengning, VR China, mit 3,6 GW elektrischer Leistung. Die nachfolgende Abb. 7-110 gibt eine Übersicht zur Verbreitung von Pumpspeicherwerken in Mitteleuropa; sie enthält nur Anlagen mit mehr als 50 MW elektrischer Leistung. Pumpspeicherwerke spielen auch im Rahmen der Energiewende beim Ausbau und der Integration erneuerbarer Energien eine wichtige Rolle. Sie sind derzeit die einzig verfügbare großtechnische, praxiserprobte und im Grundsatz auch verfügbare Technik für die Speicherung von elektrischer Energie, die dann bei gefülltem Oberwasser und mit Nennleistung für sechs Stunden zur Verfügung steht. Das ist eine von der Größe durchaus begrenzte Speicherkapazität, s. auch den Vergleich mit den Speicherkraftwerken in Abb. 7-35, jedoch prädestiniert die schnelle Verfügbarkeit die Pumpspeicherkraftwerke für die Bereitstellung von Regelenergie. 200 7 Aktionsfelder Abb. 7-110: Pumpspeicherwerke in Deutschland, Österreich, Schweiz und Luxemburg > 300 MW, Quelle: BDEW Abb. 7-111: Kenndaten des deutschen Pumpspeicher-Kraftwerksparks 2020; Quelle: FZ Jülich in: BWK, Jahresausgabe 2020 201 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind 120 Stenzel, P. et al.: Energiespeicher, in: BWK Jahresausgabe 2020, S. 41. 121 Z. BWK 80, Bd. 71 Nr. 12, 2019. Damit leisten Pumpspeicherwerke auch aus der Sicht der Deutschen Energieagentur (dena) einen wesentlichen Beitrag für den sicheren und stabilen Betrieb der Stromnetze. Allerdings verschiebt sich unter den neuen liberalisierten Bedingungen ihre Betriebsweise, und auch die Wirtschaftlichkeit sinkt, z. B. aufgrund steigender Netzentgelte. Den Bestand an Pumpspeicherwerke in Deutschland zeigt die vorstehende Abb. 7-111. Auffällig ist das beträchtliche Durchschnittsalter der Anlagen. Der Wirkungsgrad liegt zwischen 68 und 75 %. Zu- und Neubauten sind möglich, die geografischen und geologi‐ schen Bedingungen lassen in Deutschland mindestens 23 weitere PSW zu, wenigstens grundsätzlich. Mangelnde Aussicht auf Wirtschaftlichkeit, fehlende Investitionspartner, Flächenpro‐ bleme und Schwierigkeiten im Genehmigungsverfahren haben jedoch dazu geführt, das derzeit nur fünf Neubauprojekte ernsthaft verfolgt werden, s. Abb. 7-112, während 18 (! ) Vorhaben in den letzten Jahren gestoppt oder aufgegeben wurden. 120 Abb. 7-112: Projekte von PSW in Deutschland, Stand April 2020; Quelle: FZ Jülich, in: BWK, Jahresausgabe 2020 Möglicherweise helfen für die Zukunft phantasievolle Lösungen weiter, wie sie derzeit im Naturstromspeicher Gaildorf umgesetzt werden. Dort werden die Oberbecken am Standort der WEA realisiert, indem die Sockel der 4 Türme und ein kleines Becken um jeden Turm das Pumpwasser aufnehmen. Auch im Bereich der verwendeten Strömungsmaschinen lassen sich noch Fortschritte er‐ zielen. An der TH Nürnberg wurde eine Pumpturbine entwickelt, die mithilfe mechanischer Verstellung den Wechsel vom Pumpauf den Lastbetrieb ohne Drehrichtungsumkehr und damit verbundene Umschaltzeit- und Energieverluste erlaubt. 121 Turbine, Motorgenerator und Pumpe sind auf der gleichen Welle angeordnet, s. Abb. 7-113. 202 7 Aktionsfelder 122 Pöhler, F.: Energiedialog Bayern, 10. Januar 2015. 123 U Duisburg-Essen et al. (Hg): Nutzung von Anlagen des Steinkohlebergbaus als unterirdische Pumpspeicherkraftwerke, Abschlussbericht 2015. Abb. 7-113: Pumpturbine ohne Drehrichtungswechsel; Quelle: L. Westphal / BWK ▸ Pumpspeicheranlagen stellen eine der wenigen Großtechniken für die (indirekte) Speicherung elektrischer Energie dar. ▸ In der Bewertung für die Energiewende und deren Folgen ist die Pumpspeichertech‐ nik wegen ▸ bewährter Technik, hoher Verfügbarkeit, sehr langer Lebensdauer, ▸ hoher Speicherleistung, hohem Wirkungsgrad, kleinen Speicherverlusten, ▸ geringen Investitions- und Betriebskosten, ▸ schnellem Einsatz, hohem Leistungsgradienten, gutem Teillastverhalten, ▸ Bereitstellung aller Regelenergiearten (Systemdienstleistungen), ▸ Spannungshaltung und Schwarzstartfähigkeit 122 eine wertvolle Ressource bei der Beherrschung von volatiler Erzeugung und volati‐ lem Verbrauch. ▸ Zur Langfristspeicherung und zur Speicherung großer Energiemengen sind PSW jedoch kaum geeignet. 7.4.7.2.2 Neue Projekte Seit einigen Jahren wird die Nutzung von Anlagen des Steinkohlebergbaus als unterirdische Pumpspeicherkraftwerke diskutiert. Für eine Machbarkeitsstudie hat sich ein Konsortium mit elf Partnern zusammengefunden. Beteiligt sind die Universität Duisburg-Essen, die Ruhr-Universität Bochum, der Bergbaubetreiber RAG AG und die DMT GmbH & Co. KG. Die Ergebnisse sind vielversprechend, eine Umsetzung bleibt abzuwarten. 123 Einigermaßen originell ist das Projekt des Meerespumpspeichers. Das öffentlich geför‐ derte Projekt StEnSEA, das seit 2011 läuft und dessen erste Phase 2017 endete, umfasst Entwicklung und Erprobung eines neuartigen Pumpspeicherkonzeptes zur offshore-Spei‐ cherung großer Mengen elektrischer Energie. Das Konzept nutzt das Meer selbst als oberes Speicherreservoir. Das untere „Speicherbecken“ ist ein künstlich hergestellter Leerraum auf dem Meeresgrund, etwa ein Hohlkörper, der zunächst geflutet ist. Im Pumpbetrieb wird gegen den Wasserdruck leer gepumpt, wodurch die gesamte Einrichtung zum Energiespei‐ 203 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind 124 Z. FAZ, S. Technik und Motor, 28. Juli 2020. cher wird. Im Entladebetrieb füllt sich der Leerraum wieder mit Wasser, die gespeicherte Energie wird über eine im Zulauf angeordnete Turbine abgeführt. In der Projektphase wurde vom Fraunhofer Institut für Energiewirtschaft und Ener‐ giesystemtechnik (IEE) ein vierwöchiger Modellversuch im Maßstab 1: 10 im Bodensee durchgeführt. Abb. 7-114 zeigt das hierbei verwendete Testgerät. Abb. 7-114: Das Projekt Meerespumpwerk vor dem Beginn des Modellversuchs im Bodensee; Quelle: Fraunhofer-Institut für Energiewirtschaft und Energiesystemtechnik (IEE) Auch hier bleibt abzuwarten, ob das Vorhaben eine Chance zur Realisierung in großem Maßstab erhält. Gedacht ist es für große Wassertiefen von 600‒800 m im offenen Meer, da erst hier die zwischengespeicherte Energie eine sinnvolle Größe erreicht. Als optimale Größe der Kugeln wurde ein Durchmesser von 30 m errechnet. Hierauf abgestimmt ist inzwischen die Planung für einen Offshore-Test angelaufen, der mit einem Modell im Maßstab 1: 3 durchgeführt werden soll. 124 Die zu Grunde gelegten Untersuchungen und Berechnungen zum Speicherinhalt gehen von einem Lade-Entlade-Wirkungsgrad von 80 bis 85 % aus. Abb. 7-115: Projekt Lageenergiespeicher; Quelle: Prof. Dr. Eduard Heindl, Hochschule Furtwangen Ähnlich exotisch ist das Projekt eines Lageenergiespeichers, dessen Funktionsweise die Beschriftung der Abbildung beschreibt, s. Abb. 7-115. Eine elektrisch versorgte Hydraulik hebt eine Felsmasse. Bei hohem Strompreis wird die Energie dem Stromnetz über Turbine + Generator wieder zugeführt. 204 7 Aktionsfelder ▸ Auch bei diesen Projekten geht es um indirekte Speicherung elektrischer Energie, vermutlich jedoch nur in kleinen oder doch begrenzten Mengen. ▸ Bemühungen dieser Art verdeutlichen, wie wichtig das Problem der flexiblen Speicherung volatiler Energie geworden ist. 7.4.7.3 Rotationsenergie: Schwungräder Die Speicherung von Rotationsenergie ist aus historischer Sicht gleichbedeutend mit der Aufrechterhaltung drehender Bewegung. Die nachgewiesene Nutzung rotierender Massen geht weit zurück auf das 6. Jahrtausend v. Chr. In China wurden kleine Spindeln für die Herstellung von Fäden verwendet. Sie bestanden aus einem hölzernen Stock als Achse und einer kleinen Scheibe aus Stein, Holz, Metall, Ton, Glas oder Knochen, die als Schwungmasse diente und in der Mitte mit einer Bohrung versehen war (Abb. 7-116). Die Spindel verlängerte die zu spinnenden Fäden und wurde von Hand in Rotation gebracht - eine Energiespeicherung also. Sie verbreitete sich bis zum 3. Jahrtausend v. Chr. bis nach Europa. Eine weitere frühe Anwendung von Schwungrädern ist die Töpferscheibe. Sie kam um 4000 v. Chr. in Gebrauch, den Funden nach in Vorderasien. Erst 400 v. Chr. fand sie den Weg nach Mitteleuropa. Die ersten Töpferscheiben bestanden aus Holz, und ihre Existenz lässt sich heute direkt nur noch anhand der steinernen Lager nachweisen. Einfacher ist der indirekte Nachweis anhand der Töpfererzeugnisse, denen man leicht ansieht, ob sie auf einer schnell rotierenden Scheibe hergestellt wurden. Fast kann man angesichts der Funde vermuten, dass das Schwungrad früher als das Rad erfunden wurde und damit die älteste „Maschine“ der Technikgeschichte ist. Abb. 7-116: Die ältesten Schwungräder; a: 6000 Jahre alte Spindel aus Stein mit wenigen Zentimetern Durchmesser, China; b: Töpferscheibe aus Mesopotamien, Alter 4000 Jahre, Durchmesser 900 mm, Dicke 80 mm; Quelle: Strößenreuther, F. Dipl.-Arbeit RWTH Aachen 1996, Bild 1 Das Material für Töpferscheiben aus späteren Jahrhunderten variierte von Stein über Holz, Lehm und Ton bis hin zu Verbundmaterialien; auch die maschinelle Technik erfuhr eine Entwicklung. Aus in Indien gefundenen Überresten wurde ein Töpferrad mit ringförmiger Schwungmasse rekonstruiert, dessen Scheibe mit Fuß oder Hand angetrieben wurde und die Rotation über mehrere Minuten aufrechterhalten konnte, bei Drehzahlen bis zu 100/ min. Mit der Einführung von Kurbeltrieben im Mittelalter wurden die Schwungmassen unentbehr‐ lich zur Glättung der ungleichförmigen Antriebsbewegung. Die sich immer weiter verbreiten‐ den Wind- und Wassermühlen machten sich die in ihren drehenden Teilen gespeicherte Energie zunutze, um die unstetigen Antriebskräfte oder Lasten zu glätten und eine gleichmäßigere Rotation zu erreichen. Wenn das nicht reichte, wurden zusätzliche rotierende Massen auch bei von Menschenkraft oder von Tieren angetriebenen Geräten angebracht. Es geschah dies allein 205 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind aus Erfahrung, ohne theoretische Grundlage. Drehmoment, Drehimpuls, Rotationsenergie waren bis G. GALILEI und I. NEWTON unbekannte Begriffe. Wieweit die Zeichnung von LEONARDO DA VINCI, die in Abb. 7-117 Kurbeltrieb und Schwungmasse bei einer Drehbank zeigt, ein Beispiel für reale Technik am Ausgang des Mittelalters sein kann, muss hier offenbleiben. Bei G. AGRICOLA findet sich jedenfalls eine Anwendung in der bergbaulichen Förderung, s. Abb. 7-118. Abb. 7-117: Kurbeltrieb und Schwungmasse bei einer Drehbank nach Leonardo da Vinci; Quelle: Leonardo, Codex Atlanticus F 170 Transmissionen waren im Mühlenwesen und später in der gesamten Industrie eine unverzichtbare Installation für den Betrieb des Maschinenparks. Schwungräder dienten hier in den meisten Anwendungsfällen als zusätzlicher Bestandteil zur Verstetigung des Betriebs, s. Abb. 7-119. Abb. 7-118: Handbetriebenes Schwungrad in der Förderung bei Agricola; Quelle: Agricola, De Re Metallica, Buch VI 206 7 Aktionsfelder Mit der Entwicklung der Dampfmaschinen im 18. Jahrhundert gewannen die Schwungräder weiter an Bedeutung. Beispiele sind die alten einzylindrigen Dampfmaschinen, später auch die Dampfmobilen bis hin zu den Straßenwalzen oder auch die Exzenterpressen. Auch die Materialien änderten sich: Viele Schwungräder wurden gegossen, andere wiederum geschmiedet. Und sie wurden im 19 Jahrhundert riesengroß, entsprechend der abzurufen‐ den Leistung. Abb. 7-120 zeigt ein eindrucksvolles Beispiel aus der Maschinenstation der Tower Bridge, London (eröffnet 1894). Es ist zusammenfassend zu wiederholen, dass sich die Aufgaben der Schwungräder im Laufe der Zeit gewandelt haben. Waren sie in Form der Töpferscheibe und der Spindel als Energiespeicher zur Aufrechterhaltung der Bewegung benutzt worden, so wurden sie seit dem Mittelalter bis ins 20. Jahrhundert als träge Drehmasse zur Vergleichmäßigung von Drehbewegungen eingesetzt. Oft übernahmen die Schwungräder auch gleichzeitig die Aufgabe von Riemenscheiben. Abb. 7-119: Schwungrad als Bestandteil einer Mühlentransmission; Quelle: Schäfermeier Mühle Verne, Förderverein für historische Bauten und Bauwerke Salzkotten e. V. Diese Entwicklung spiegelt sich auch in der Form der Räder wider. Zunehmend wurde die Masse auf dem größten Durchmesser konzentriert und die Verbindung zur Achse mit Hilfe von Speichen hergestellt. Die Auslegung der Schwungräder zielte damit auf ein möglichst hohes Trägheitsmoment und niedrige Drehzahlen ab. Die Abmessungen der Dampfmaschinenschwungräder nahmen mit der Zeit beträchtliche Ausmaße an - s. auch Abb. 7-120 - und die Fliehkraftbelastungen überstiegen manches Mal die Festigkeit der meist aus Gusseisen bestehenden Räder. 207 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind 125 Dieser Abschnitt nach: Strößenreuther, F.: Konzept einer stationären Schwungradanlage zur dezen‐ tralen, verbraucherorientierten Energiespeicherung, Dipl.-Arbeit Aachen 1996. Abb. 7-120: Schwungrad im Dampfmaschinen- Antriebssystem für die Hydraulik der Hubteile der Tower Bridge, London (1894); Quelle: N. Goodman, Privatfoto So wird von einem Schwungrad der Firma Corliss Steam Engine Co. berichtet, das 1891 in Manchester, New Hampshire, U.S.A., auseinanderbrach und dabei drei Arbeiter tötete. Das gusseiserne Schwungrad hatte einen Durchmesser von über 9 m, eine Breite von 2,80 m, eine Masse von 52 t und wurde von 10 Speichen getragen. Der Unfall geschah, als die Antriebsriemen durchrutschten und somit die Last abgeworfen wurde. Das Schwungrad beschleunigte auf eine Überdrehzahl von 61 min -1 und barst. 125 Auch in der Gegenwart haben sich Schwungräder ihre Bedeutung zur Verstetigung von Bewegung in Nischen bewahrt, z. B. in der Kraftfahrzeugtechnik oder auch in der Feinme‐ chanik. Ein Beispiel für das letztere Segment ist die Verwendung massiver Drehmassen (Drehteller) für die anspruchsvolle analoge Audiotechnik, wie sie heute wieder gepflegt wird. Auch als reiner Energiespeicher mit Ausspeisung in andere Energieformen war das Schwungrad gefragt, dies allerdings erst seit dem 19. Jahrhundert. Ein frühes Beispiel ist das Stahlschwungrad von J. A. HOWELL von 1884, das Torpedos über eine Strecke von 1,5 km mit Antriebsenergie versorgte. 1911 wurde ein 44 t schweres Schwungrad mit einem Speicherinhalt von 34 kWh an einer elektrifizierten Bergeisenbahnstrecke in Italien installiert. In den 1920er Jahren war das Problem zu lösen, die Lastspitzen bei großen, Walzwerke und Fördermaschinen antreibenden Gleichstrommaschinen abzufangen, insbesondere de‐ ren Rückwirkungen auf das versorgende Netz zu unterdrücken. Die Lösung war der ILGNER-Umformer, ein um ein großes Schwungrad ergänzter LEONHARD-Satz. 1924 lieferte die AEG einen solchen, dessen Schwungrad einen Durchmesser von 4 m und eine Breite von 1 m hatte und der 166 kWh speicherte. 208 7 Aktionsfelder In den ersten Jahrzenten des 20. Jahrhunderts gab es vielfache Versuche, das Schwungrad auch für mobile Zwecke als Antriebs-Speicher oder zur Speicherung von Bremsenergie zu verwenden. Nach den Quellen sind hier umfangreiche Investitionen, auch der öffentlichen Hand bis hin zur EU getätigt worden. Geblieben ist hiervon nicht viel. Als Beispiel sei der Gyrobus genannt, den 1950 die Maschinenfabrik Oerlikon vorstellte. Es war dies ein mit einem Schwungradspeicher ausgerüsteter Elektrobus. An Haltestellen wurde der Speicher elektromotorisch aufgeladen. Das nach Abb. 7-121 unterflur in Chassismitte angeordnete Schwungrad aus Stahl hatte einen Durchmesser von 1,6 m und eine Masse von 1.700 kg. Rund zwanzig Busse sowie einige Grubenlokomotiven wurden nach diesem Prinzip gebaut. Danach wurde diese Technik wieder aufgegeben. Geblieben sind Kleingyroanlagen, die die Bremsenergie nicht direkt in die Fahrleitung oder an Bremswiderstände abgeben, sondern in einer Schwungmasse speichern, um sie beim erneuten Beschleunigen in Form zusätzlicher Energie fast verlustfrei nutzen zu können. Auch einige Nischenanwendungen hatten Erfolg. A. A. ROBINSON bei der ESA baute 1986 ein magnetisch gelagertes Schwungrad in den französischen SPOT- Satelliten ein. Hintergrund war, dass bei Satelliten die Solarversorgung ausfällt, wenn sie in den Erdschatten eintauchen, sodass ein Speicher benötigt wird. Abb. 7-121: Chassis des ersten MFO Gyrobus mit Schwungradspeicher, Schwungradmontage; Grafik: Copyright © 2020 Wonderful Engineering. In den letzten Jahrzehnten hat sich die Situation jedoch grundlegend geändert. Hochfeste Verbundwerkstoffe, wie mit Kevlar- oder Kohlefasern armierte Kunstharze, versprechen leichtere und wegen ihrer Festigkeit viel rascher drehende Schwungräder. An einer hohen Rotationsgeschwindigkeit sind die Ingenieure besonders interessiert - die gespeicherte Energie hängt quadratisch von der Winkelgeschwindigkeit ab: E = ½ θ ω 2 209 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind 126 Z. The Star, 7. November 2014. Darauf beruhende Speicher sind seit 2011 im weltweit ersten Schwungrad-Kraftwerk Stephentown, New York, im kommerziellen Einsatz. Die Anlage besteht aus 200 „flywheels“ mit insgesamt 20 MW abrufbarer Leistung und dient der Frequenz- und Leistungsregu‐ lierung des Regionalversorgers. Der Zweck der Anlage wurde voll erreicht, sodass der Betreiber Beacon Power inzwischen zwei weitere Anlagen errichtet hat. Abb. 7-122 zeigt die dort verwendeten Rotoren, die in ihrem Aufbau nicht mehr viel mit der herkömmlichen Vorstellung von einem Schwungrad zu tun haben. Von ähnlicher Funktion ist das virtuelle Kraftwerk, das die Stadtwerke München seit 2015 einsetzen. Es dient unter anderem zur Bereitstellung von Regelenergie und zum Aus‐ gleich von Prognoseabweichungen aus erneuerbarer Energieerzeugung. Der eingesetzte kinetische Energiespeicher erbringt eine Leistung von bis zu 600 kW und besteht aus 28 Schwungrädern, die auf eine Geschwindigkeit von bis zu 45.000 U/ min beschleunigt werden können. Abb. 7-122: Die Flywheels im Schwungradkraftwerk Stephentown; Quelle: Beacon Power, LLC, Energy Storage Systems Damit ist die Münchener Anlage zwar deutlich kleiner als jene von Stephentown, dient jedoch auch einem etwas anderem Zweck. Abb. 7-123 gibt einen Einblick in den kompakten Aufbau der in einem Container installierten Anlage. In Ontario, Canada, hat Temporal Power Ltd. 2014 ein Schwungrad-Speicherkraftwerk errichtet. Die 10 Schwungräder sind große stählerne Zylinder von 4 t Gewicht, die bis zu 11.500 U/ min hochgefahren werden und dann 2 MW abgeben können, mit einer Reaktionszeit von 0,25 sec. 126 In einem gemeinsamen Projekt mit dem japanischen Engineering-Unternehmen Nippon Koei hat STORNETIC, die auch die Münchener Anlage eingerichtet hatte, Ende 2019 die Schwungräder mit einer Lithium-Ionen-Batterie gekoppelt und so ein Hybrid-Speichersys‐ 210 7 Aktionsfelder 127 Pressemitteilung STORNETIC,12. Dezember 2019. tem erstellt, das die Vorteile von Kurzzeit- und Langzeit-Energiespeichern in einem System miteinander verbindet. 127 Abb. 7-123: Dynamischer Stromspeicher in München; die einzelnen Module im Container speichern Strom mittels Rotationsenergie; Quelle: Werkphoto Stornetic GmbH ▸ Schwungräder dienen zunächst zur Zwischenspeicherung von Rotationsenergie und deren weiterer Verwendung. ▸ Sie können auch zur indirekten Speicherung elektrischer Energie verwendet wer‐ den. ▸ Die Speicherkapazität von Schwungrad-Speicherkraftwerken ist sehr begrenzt (z. B. 5 MWh, Stephentown) und liegt damit um rd. den Faktor 1.000 unter den Pumpspei‐ cherwerken (z. B. 6 GWh, s. Abb. 7-111). ▸ Ihr Vorteil der sehr kurzen Reaktionszeit kommt bei Maßnahmen der Netzstabilisie‐ rung (Pufferung) und bei Sonderanwendungen zum Tragen 7.4.7.4 Volumenenergie Der naheliegende Gedanke, Luft oder allgemein Gase zu komprimieren und das kompri‐ mierte Gas als Energiespeicher zu verwenden, ist schon älter und hängt ursprünglich mit der Waffentechnik zusammen. Dies änderte sich jedoch im 19. Jahrhundert. 7.4.7.4.1 Druckluftspeicher Druckluftspeicher für die Zwischenspeicherung und Rückgewinnung von Energie sind seit dem 19. Jh. vielfach in Gebrauch, sei es für die Versorgung von Pressluftwerkzeugen, als Starthilfe für Verbrennungsmotoren, für druckluftbetriebene Fahrzeuge oder andere, z. T. sehr spezielle Zwecke. Abb. 7-124 zeigt die Druckkessel, die in Kinnaird Head, Schottland, seit 1903 das Nebelhorn versorgten. 211 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind Abb. 7-124: Druckkessel zur Versorgung eines Nebelhorns an der schottischen Küste, historisch; Quelle: privates Foto Mathias, 2007 Druckluft und deren technische Verfügbarkeit bedeutete auch einen (vorübergehenden) Schub für die Mobilität. Ein neues, 1838 von M. ANDRAUD und T. DU MOTAY in Paris entworfenes System, bei dem ein Fahrzeug mit Kolbenmotor und einem Drucklufttank ausgestattet war, der an bestimmten Punkten der Strecke aufgefüllt wurde, bewies erstmals die Machbarkeit druckluftbetriebenen Fahrens. Sein Tank speicherte die Luft bei einem Druck von 17 Atmosphären, während der Arbeitsdruck im Zylinder 3 Atmosphären betrug. 1840 führten beide schließlich ein mit Druckluft betriebenes Fahrzeug vor, das Lokomotive und Waggon in einer Einheit zusammenfasste, s. Abb. 7-125. Bei einer Versuchsfahrt mit acht Personen schaffte es das Fahrzeug immerhin 1000 m weit, bevor der Druckluftvorrat aufgebraucht war. 1842 brachten die beiden Erfinder noch den Vorschlag ein, eine „Locomotive atmosphérique“ auf den Eisenbahnstrecken von Lille fahren zu lassen. Ein Erfolg blieb ihnen jedoch versagt. Ihre Schrift De L’air Comprimé von 1840 machte noch weitere Anwendungen der Druckluft publik. Abb. 7-125: `Das Versuchsfahrzeug von ANDRAUD und DU MONTAY, 1840; Quelle: Automotor Journal, 1896 1872 begann der Franzose L. MĖKARSKI mit seinen Arbeiten, Straßenbahnen der Creu‐ sot-Werke für den Druckluft-Betrieb umzubauen. Die Versuche liefen von 1876 an über drei 212 7 Aktionsfelder Jahre, bis schließlich im Februar 1979 die Compagnie des Tramways in Nantes einen regulären Dienst mit 22 Fahrzeugen über 6 km zwischen Doulon und dem Gare Maritime eröffnete, der 1880 bis Chantenay verlängert wurde. Abb. 7-126 zeigt eine der Bahnen in Nantes. Abb. 7-126: Die erste Druckluftbahn in Nantes 1879, hier an einer Ladestation; Quelle: L. Prentice, 1994 & 2003 Im Laufe der folgenden zehn Jahre wurden noch weitere Ortschaften an das Druckluft-Stra‐ ßenbahnnetz angeschlossen, sobald dort die benötigten Nachfüllstationen aufgebaut wa‐ ren. Ähnliche Drucklufttrams wurden auch in Paris (1887), Bern (1890), Vichy (1895), Aix-les-Bains (1896), La Rochelle (1899), und Saint-Quentin (1901) eingesetzt. Die Bahn in Paris - nach dem System MĖKARSKI - überlebte bis zum Jahr 1914. Es lag nahe, Druckluftmotoren auch für andere mobile Anwendungen zu verwenden. Viele Versuche und auch Patente beschäftigten sich seit den 1920er Jahren mit dem Druckluftautomobil - bis heute letztlich erfolglos. Anders verhält es sich mit Lokomotiven für spezielle Zwecke. Der Amerikaner HODGES entwarf im Jahre 1911 eine pneumatische Lokomotive und verkaufte das Patent auf die HK Porter Unternehmen in Pittsburgh für den Einsatz in Kohlebergwerken. Weil Luftmotoren keine Verbrennungsvorgänge oder Funkenbildung kennen, sind sie eine explosionssichere Option in der Kohleindustrie geworden. HODGES‘ zweiphasiges System besaß einen Wärmetauscher, der die teilweise expandierte Druckluft durch die Nutzung der Umgebungsluft wieder aufwärmte. In Europa wurde HODGES’ Patent weiterentwickelt, sodass eine jetzt höhere Reichweite bzw. längere Betriebsdauer die kommerzielle Verwendung erleichterten. Lokomotiven dieser Art waren bis ins 3. Jahrzehnt des 20. Jahrhunderts in großer Zahl in belgischen, deutschen und französischen Bergwerken in Gebrauch. Stationäre Druckluftanlagen haben eine begrenzte Bedeutung für die Versorgung von Werkstätten und Fabriken erlangt und bis heute behalten; auch die heute noch gelegentlich und früher häufiger anzutreffenden Rohrpostanlagen zählen hierzu, ebenso der Gebrauch in Werkzeugen wie z. B. den Presslufthämmern. Alle diese technischen Verwendungen kennen die von Kompressoren versorgte Behälterspeicherung, meist zur Pufferung der von Kompressoren erzeugten Druckluft. Druckluft wie auch andere Gase werden für den Kleingebrauch in unter hohem Druck stehenden Gasflaschen gespeichert und transportiert. Von 1890 an wurden die anfänglich 213 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind 128 CAES = Compressed Air Energy Storage. gusseisernen Flaschen durch die leichteren Stahlflaschen, die sog. Mannesmannflaschen, ersetzt. Mit fortschreitender technischer Entwicklung fanden auch andere Werkstoffe für die Speicherung und den Transport von Druckgasen Verwendung. Für Druckgasflaschen gelten strenge Sicherheitsvorschriften, s. auch Abb. 7-127. Ihre Explosion infolge falscher Materialien oder durch unsachgemäße Handhabung haben schon oft schwere Schäden verursacht, auch Menschenleben gekostet. Abb. 7-127: Kennzeichnungspflicht für Druckluftflaschen seit 2015; Quelle: Bundesanstalt für Ar‐ beitsschutz und Arbeitsmedizin (baua) Seit einigen Jahrzehnten dient Druckluft auch zur Speicherung großer Energiemengen und findet Anwendung im Rahmen der öffentlichen Energieversorgung. Vor 30 Jahren ging in Huntorf, Niedersachsen ein 290-MW CAES-Kraftwerk 128 ans Netz, um Grundlaststrom des Kernkraftwerks Unterweser zu Spitzenlaststrom zu veredeln. Das Kraftwerk arbeitet als Minutenreserve bis heute mit hoher Verfügbarkeit, allerdings bei einem relativ geringen Gesamtwirkungsgrad. Etwa 1,6 kWh Gas und 0,8 kWh Grundlaststrom werden benötigt, um 1 kWh Spitzenlaststrom zu erzeugen. Wesentliche Ursache ist, dass die bei der Kompression erhitzte Luft vor Einlagerung in die Kaverne heruntergekühlt werden muss. Umgekehrt muss die bei der Expansion in der Turbine auftretende Abkühlung durch Erdgaseinsatz kompensiert werden, s. Prinzipschaltbild der Anlage in Abb. 7-128. Eine Ansicht des Werks zeigt Abb. 7-129. Der Gesamtwirkungsgrad beläuft sich aufgrund aufwendiger Kühlung und der nachfolgenden Erwärmung auf etwa 40 %. Ein ähnliches Kraftwerk in McIntosh, USA, nutzt Wärme der Turbinenabgase über einen Wärmetauscher für die Vorwärmung der Druckluft. Dadurch erzielt das Kraftwerk, das 1991 in Betrieb ging, mit 54 % etwas höhere Wirkungsgrade. Bei der Koppelung mit Windkraftsystemen können CAES Leistungsschwankungen von mehreren Stunden kompensieren, was die die Stromeinspeisung aus Windenergieer‐ 214 7 Aktionsfelder zeugung somit besser planbar macht. Zusätzlich können CAES-Anlagen zur Frequenz- und Spannungsregelung in Stromversorgungssystemen beitragen. Die Energiedichte ist verglichen mit den Pumpspeicherkraftwerken geringer, was entsprechend große Speicher‐ volumen notwendig macht. Aktuell liegt der Leistungsbereich von Druckluftspeichern bei einigen 100 MW. In der Planung sind jedoch schon Anlagen im GW-Bereich. Abb. 7-128: Das CAES-Kraftwerk in Huntorf, Entladungsphase; Quelle: KKB, Underground Techno‐ logies GmbH, Hannover Die RWE AG entwickelte seit 2013 mit weiteren Partnern ein sog. adiabates CAES (AA-CAES, ADELE) als Prototypanlage in Staßfurt. Als Zukunftsprojekt sollte durch ADELE eine Leistung von 300 MW mit Speichervolumen von 1.000 MWh verfügbar sein. Anders als in Huntorf sollte bei ADELE in der Gasturbine kein Brennstoff zugefeuert werden; die Gasturbine war vielmehr als eine reine Expansionsturbine ausgelegt. Die entscheidende Verbesserung im Vergleich zu Huntorf bestand darin, dass die Wärme aus der Kompression der Luft zwischengespeichert und später bei der Entspannung wieder zurückgespeist werden sollte. Hierdurch sollte der Wirkungsgrad auf bis zu 70 % gesteigert werden. Die Anlage sollte zum einen für den Lastausgleich und zum anderen als Regelenergieanlage verwendet werden. Für den großtechnischen Einsatz dieser Technologie sollte laut Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie (BMWi) das Jahr 2020 vorgesehen sein. Im Frühjahr 2015 gab der Energiekonzern RWE, einer der Haupt-Träger des ADELE-Projektes und der designierte Betreiber der Pilotanlage, jedoch bekannt, die Planungen für die Pilotanlage in Staßfurt seien mangels konkreter Marktperspektive eingestellt worden. Abb. 7-130 gibt einen Vergleich beider Anlagentypen. 215 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind Abb. 7-129: CAES Huntorf im Luftbild; Quelle: Forschungsgesellschaft für Energiewirtschaft Zukünftige „Adiabaten Speicherkraftwerke” (AA-CAES) sollen gänzlich ohne fossile Brennstoffe auskommen und für die Erzeugung von 1 kWh Spitzenlaststrom etwa 1,4 kWh Schwachlaststrom benötigen. Die Investitionskosten für ein konventionelles CAES-Kraftwerk werden voraussichtlich in der gleichen Größenordnung wie bei vergleichbaren Spitzenlast-Kraftwerken liegen. Das Gleiche gilt für die Betriebskosten. Für die großen Stromkonzerne könnte es sich womöglich bei steigenden Brennstoffpreisen schon sehr bald und entgegen der Einschätzung von RWE lohnen, mit Pressluftspeichern billigen Überschussstrom in wertvolle Reserveenergie zu verwandeln, sofern geeignete unterirdische Speichermöglichkeiten (Kavernen) vorhanden sind. Eine weitere Möglichkeit ist, den Druckluftspeicher als Teil eines Windparks einzusetzen und so das wechselnde Stromangebot von Windkraftanlagen regelbar zu machen. Die zu überbrückenden Zeiträume hängen dann direkt von der Speichergröße ab. Anlagen dieser Art wurden bisher noch nicht realisiert. Abb. 7-130: CAES und ADELE im Vergleich; Quelle: E. Mahnke, J. Mühlenhoff, (2012) 216 7 Aktionsfelder Druckluft hat eine ganze Reihe technischer Anwendungen im kleinen Leistungsbereich gefunden, s. oben. Die Versorgung geschieht in diesen Fällen üblicherweise über Verdichter (Kompressoren). Immer dann, wenn der Bedarf an Pressluft periodisch schwankt, reicht oft die Leistung der Hochdruckkompressoren nicht aus. Um zeitnah diesen gestiegenen Bedarf schnell zu decken, hat Druckluft aus dem zugeschalteten Speicher an Bedeutung gewonnen. So reduziert sich die Anzahl der Starts und Stopps der Kompressoren erheblich, was zur Verlängerung der Nutzungsjahre des Kompressors beiträgt. ▸ Druckluftspeicher können wie Pumpspeicheranlagen der Zwischenspeicherung elektrischer Energie dienen. ▸ Es ist angesichts der vielen aufgegebenen Projekte und der vergleichsweise großen Verluste von > 30‒40 % zweifellhaft, ob sich CAES oder AA-CAES am Markt gegen andere Speicher wie Pumpspeicheranlagen durchsetzen können. Zudem benötigen sie luftdichte Salzstöcke oder ähnliche spezielle Gegebenheiten und sind deshalb an geologisch geeignete Standorte gebunden. ▸ Als Kleinspeicher für Werkzeuge oder Werksanlagen behalten Druckluftspeicher ihre Bedeutung. 7.4.7.5 Wärme Schon in der Steinzeit kamen Menschen auf die Idee, Steine ins Lagerfeuer zu geben, um die Wärme des Feuers eine Zeit lang zu speichern. In Japan entwickelte sich daraus im 14. Jahrhundert der „Kotatsu“. Dabei handelte es sich um ein mit Glut und Steinen gefülltes Erdloch, über dem ein Tisch stand, der mit einer großen Decke abgedeckt war. Noch heute sind (jetzt elektrisch betriebene) Kotatsus im japanischen Alltag zu finden. Neben festen Körpern werden schon lange flüssige oder auch gasförmige Medien zur Speicherung von Wärme genutzt, insbesondere Wasser. Zugehörige Geräte heißen Heißwasserspeicher mit den Unterscheidungen • sog. echte Warmwasserspeicher (zur Speicherung von Brauchwasser) • und Wärmespeicher, die Wasser oder Wasserdampf (oder andere Stoffe) lediglich als Medium nutzen, um darin Wärmeenergie zu speichern - nur diese stehen hier im Fokus. 7.4.7.5.1 Feste Körper Durch die Erfindung des Eisengusses wurde im 15. Jahrhundert die Entwicklung geschlosse‐ ner Eisenöfen möglich. Sie waren aus mehreren gusseisernen Platten zusammengesetzt und hatten oft einen steinernen Aufsatz, da das Metall die Wärme schlecht speichern konnte. Deutlich effizienter in ihrer Wärmespeicherfähigkeit waren die ebenfalls im 15. Jahrhun‐ dert aufkommenden Kachelöfen mit ihren aus einer speziellen Tonmischung gefertigten Ofenkacheln. Im 18. Jahrhundert wurde die Heiztechnik bei Kachelöfen deutlich verbessert, indem der Ofen direkt an den Schornstein angeschlossen wurde. Dies ermöglichte den Einbau von Rauchgaszügen in die Kachelöfen. Kachelöfen haben sich bis heute gehalten, wenn auch die Zentralheizung längst Standard des Wohn- und Arbeitsklimas geworden ist. Heutige Ausführungen von Kaminöfen haben stark verbesserte Speichereigenschaften, wie es Abb. 7-131 zeigt. 217 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind Abb. 7-131: Der Kaminofen als Entwicklungsobjekt; Quelle: ORANIER Heiztechnik In den 1950er- und 1960er-Jahren wurden Speicherheizungen als Alternative zu mit Kohle oder Heizöl betriebenen Öfen propagiert. Ihr Prinzip war und ist noch heute die Nutzung des preiswerten Nachtstroms zur Aufheizung eines Wärmespeichers, dessen Wärme dann tagsüber sukzessive abgegeben wird. Als Speichermedium diente Schamott (feuerfestes Gestein mit hohem Aluminiumoxid-Anteil) oder Wasser. Abb. 7-132: Funktionsprinzip einer Speicherheizung; Quelle: Joachim Herz Stiftung, LEIFI Physik, Art. Speicherung von thermischer Energie Die Abb. 7-132 zeigt das Funktionsprinzip. Mit den durch die Energiewende veränderten Tarifen und der Liberalisierung des Strommarktes durch das Unbundling der vormals integrierten Unternehmen wurde der Nachtstromspeicherheizung zunächst weitgehend 218 7 Aktionsfelder 129 Abgewandelt nach Rosenkranz, A.: Nachtspeicherheizung: Verbot der Stromheizung? , Viessmann Climate Solutions Berlin, 30. November 2020. 130 Sie hierzu Gilson, N.: Speicher für die Elektrizitätsversorgung, in: Braun, H.-J. (Hg.): Technische Netzwerke und Energiespeicher, Georg-Agricola-Gesellschaft, Freiberg 2014. ihre wirtschaftliche Grundlage entzogen. Man begegnet ihr noch in Altbauten, wo eine Umrüstung zu teuer wäre. Es gibt jedoch auch in der Gegenwart noch Argumente für diesen Heizungstyp. Im Jahr 2009 passte der Gesetzgeber das Energieeinspargesetz (EnEG) so an, dass mit der Energieeinsparverordnung (EnEV 2009) ein Nachtspeicherheizungs-Verbot eingeführt werden konnte. Verboten waren künftig die Nachtspeicheröfen dabei vor allem in großen Gebäuden (mehr als vier Wohneinheiten) mit geringem Wärmeschutz. Ausnahmen vom Nachtspeicherheizungs-Verbot bestanden, wenn die Maßnahme sich nicht in einer ange‐ messenen Zeit rechnete. Lange hielt das Verbot der Nachtspeicheröfen nicht. Denn schon am 13. Juli 2013 wurde es mit einer Novelle des Energieeinspargesetzes (EnEG 2013) wieder aufgehoben. Gründe für diese Wende lieferten unter anderem die Energieversorger. Sie sehen diese spezielle Elektroheizung als wichtigen Energiespeicher. Die Geräte lassen sich über die vorhandene Rundsteuertechnik ansprechen und bei Bedarf mit überschüssigem Solar- oder Windstrom beladen. 129 ▸ Elektrospeicherheizungen passen grundsätzlich mit ihren Möglichkeiten der Spei‐ cherung und Lastverschiebung in die Neuorientierung der Stromversorgung. ▸ Mit nachinstallierter moderner Regeltechnik und der Erweiterung der Niedertarif‐ zeiten kann die Elektrospeicherheizung wieder interessant werden. 7.4.7.5.2 Ruthsspeicher Heißwasserbzw. Dampfspeicher haben sich in den 1920er Jahren in der industriellen Anwendung in der Form von Pufferspeichern etabliert, insbesondere bekannt geworden unter der Bezeichnung Ruthsspeicher. Der 1908 an der TH Hannover promovierte Schwede J. RUTHS hatte 1913 seine Erfindung zum Deutschen Reichspatent angemeldet, nach der in Kraftwerken Siedewasserspeicher die Funktion von gesonderten Spitzenlastkesseln übernehmen können, um Spitzenlasten im Verbrauch abzudecken. 130 Das Prinzip der Anwendung zeigt die Abb. 7-133.. Abb. 7-133: Kraftwerksprozess, links ohne, rechts mit Ruthsspeicher; Quelle: Gilson, Speicher, S. 91 219 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind 131 Gilson, Speicher, S. 94. 132 s. auch Glück, B., in: https: / / berndglueck.de/ waermespeicher.php, Abruf 13. Mai 2020. Die in Spitzenlastzeiten zur Anwendung kommenden Wärmespeicher arbeiteten oft auf ge‐ sonderte Turbinen (Ruthsspeicher-Turbinen, vor allem AEG). Erste Anwendungen fanden Ruthsspeicher 1922 in zwei schwedischen Elektrizitätswerken, danach wurden in Deutsch‐ land Bahnkraftwerke hiermit ausgerüstet. Als erstes ging die Anlage im Bahnkraftwerk Altona 1925 in Betrieb. Im Ergebnis konnte ein Kessel vollständig eingespart werden, und bei den übrigen Kesseln wurden der Betrieb deutlich vereinfacht. Die Technik war so erfolgreich, dass bereits 1927 weltweit 340 Ruthsanlagen in Betrieb waren, darunter 78 in Deutschland. 131 Sie waren insbesondere für Einzelanlagen gedacht und geeignet; deshalb verlor sich ihre Bedeutung mit dem Ausbau der integrierten Versorgungsnetze und der Flexibilisierung der Anlagentechnik moderner Kraftwerke. Abb. 7-134: Die Ruthssspeicher-Batterie im Berliner Kraftwerk Charlottenburg, heute Technisches Denkmal; Quelle: Gilson, Speicher, S. 104 Die weltgrößte Ruthsanlage entstand 1929 in Berlin im Charlottenburger Kraftwerk. Der aus 19 stehenden Einzelgefäßen bestehende Speicher konnte 60 MWh abgeben, was einen eineinhalbstündigen Betrieb der beiden Stromerzeuger ermöglichte. In Berlin mit seiner lange isolierten Lage war das besonders wertvoll, sodass die Speicher bis 1995 in Betrieb blieben - eine ungewöhnlich lange Zeit für eine technische Anlage. Abb. 7-134 zeigt sie heute als Technisches Denkmal. Heute wird Dampf fast ausschließlich verfahrenstechnisch genutzt. Hier haben Ruths‐ speicher (Gefällespeicher) bei intermittierender Betriebsweise ihre Bedeutung behalten. 132 ▸ Im Rahmen der Energiewende können Ruthsspeicher nur im Rahmen ihrer indus‐ triellen Verwendung begrenzte Bedeutung erlangen. 7.4.7.5.3 Warm- und Heißwasser Wärmespeicher auf Wasserbasis wurden in spezieller Form auch für zentrale Heizungsan‐ lagen entwickelt und liegen damit parallel zu deren Ausbreitung im 20. Jahrhundert. Mit dem Vordringen von Solaranlagen in den 1990er Jahren bekamen Pufferspeicher eine neue Anwendung als temporäre Zwischenspeicher in haustechnischen Anlagen. 220 7 Aktionsfelder Die Abb. 7-135 vereint die elektrische und die thermische Nutzung von Photovoltaik, jedoch konzentriert sich der dargestellte Einsatz von Wasserspeichern heute zunehmend auf die Solarthermie. Warmwasserspeicher gibt es in verschiedenen Bauformen und Größen. Sie sind durch‐ weg wärmeisoliert, um zu möglichst langen Standzeiten zu kommen. Niedertemperatur‐ speicher arbeiten bis knapp unter 100 °C, Druckspeicher darüber mit bis zu 135 °C. Abb. 7-135: Nutzung von Wasserspeichern zur Zwischenspeicherung von solartechnisch erzeugter Wärme; Quelle: TST Photovoltaik Nach den kleinen Hausanlagen sind inzwischen sehr große Wärmespeicher entstanden, so z. B. der Speicher der Stadtwerke Dresden, der 1987 und damit noch vor der Wende in Betrieb ging und in ein Fernwärmenetz eingebunden ist. Er besteht aus 40 Behältern mit jeweils 165 Kubikmeter Speichervolumen. Die Wassertemperatur im Speicher wie auch im Fernwärmenetz beträgt bis zu 130 °C. Diese hohen Temperaturen sind nur in einem Druckspeicher möglich, da das Wasser bei Normaldruck bereits bei 100 °C verdampfen würde. Abb. 7-136 zeigt die Druckbehälter der Speicherbatterie. Abb. 7-136: Der Wärmespeicher der Dresdener Stadtwerke; Quelle: ENSO Energie Sachsen Ost AG 221 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind Der Heißwasserspeicher in Friedrichshafen, der mit seinen 12.000 m 3 seit 1996 Teil der zentralen, solargestützten Nahwärmeversorgung eines Neubaugebiets ist, kam, da drucklos, mit einer einfacheren Bauweise zurecht. Geladen wird er über solarthermische Flachkollektoren von 4.050 m 2 Fläche. Die Abb. 7-137 zeigt das Gesamtkonzept. Abb. 7-137: Friedrichshafen, Einbindung des Speichers in das Gesamtkonzept; rechts im Bild der noch im Bau befindliche Speicher; Quelle: Steinbeis Transferzentrum und Ingenieurgesellschaft für Energie-,Ge‐ bäude- und Solartechnik mbH Abb. 7-138: So funktioniert das neue unterirdische Wärmekonzept; Quelle: Hamburger Wasserwerke GmbH Seit 2015 bereitet die Stadt Hamburg in einem anderen Projekt eine unterirdische Speicher‐ lösung vor. In erreichbarer Tiefe gibt es - umgeben von Salzstöcken und wasserundurch‐ lässigen Tonschichten - wasserführende Schichten, die als Trinkwasserquelle unbrauchbar sind. Für die Wärmespeicherung im Rahmen der Fernwärmeversorgung sind sie jedoch 222 7 Aktionsfelder ideal. Hierfür werden zwei Brunnen gebohrt. Aus dem einen wird kaltes Wasser entnom‐ men, an der Oberfläche durch kostenlose Industrie-Abwärme erhitzt und andernorts zurück unter die Erde gepumpt. Bei Bedarf wird das warme Wasser wieder an die Oberfläche befördert. „Erfreulich sind die geringen Wärmeverluste. Diese liegen im Mittel bei 12 %“, so das Ergebnis eines Vorversuchs. Die Entnahmetemperatur liegt bei 65 °C. Das Wasser muss noch weiter erhitzt werden, da das Fernwärmenetz bis zu 130 °C erfordert. Aber: Kaltes Wasser würde dafür deutlich mehr Energie benötigen. Mit sechs Doppelbrunnen könnten 8.000 Haushalte mit Fernwärme beliefert werden. Abb. 7-138 zeigt das Arbeitsschema. ▸ Warm- und Heißwasserspeicher sind eine technisch einfache und kostengünstige Speicherlösung, insbesondere für Haus- und Fernwärmesysteme. Besonders inter‐ essant werden sie im Rahmen von Power-to-Heat, s. Kap.7.6.3.3. 7.4.7.5.4 Andere Medien Effiziente und kostengünstige thermische Speicher stellen eine interessante Option dar, um den Bedarf an elektrischen Speichern zu minimieren. Während Niedertemperaturspeicher (ca. 60 bis 100 °C) sehr gut mit den beschriebenen Wasserspeichern abgedeckt werden können, gibt es für thermische Hochtemperaturspeicher (> 200 °C), wie sie insbesondere für die Stromerzeugung interessant sind, einige, jedoch bisher noch wenige Anwendungsfälle. Die solarthermischen Andasol-Kraftwerke in Südspanien beispielsweise, die seit 2008 bzw. 2009 in Betrieb sind, verfügen über thermische Speicher auf der Basis einer Salzlösung, mit denen die Kraftwerke planbar wurden, also auch ohne direkte Einstrahlung betrieben werden können. Die dazu benötigte Wärme wird in einem Flüssigsalzgemisch aus 60 % Natriumnitrat {NaN0 3 ) und 40 % Kaliumnitrat (KN0 3 ) gespeichert. Beide Stoffe kommen unter anderem als Dünger sowie zur Konservierung bei der Lebensmittelproduktion zum Einsatz. Abb. 7-139: Prinzipschaltbild der Anlage Andasol 1; Quelle: Solar Millenium AG Die Flüssigsalzspeicher arbeiten bei Atmosphärendruck und bestehen aus zwei Tanks von 14 m Höhe und 36 m Durchmesser. Beim Umpumpen vom „kalten“ (Ausgangstemperatur von ca. 290 °C) in den „heißen“ Tank nimmt das Flüssigsalzgemisch über einen Wärmetau‐ 223 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind 133 Die 2-Tank-Lösung ist dem Umstand geschuldet, dass die Salzlösung immer bei Temperaturen > 240 Grad gehalten werden muss, um ein Auskristallisieren zu vermeiden. 134 Die Solar Millenium AG ist inzwischen insolvent, die Anlagen werden jedoch weiterbetrieben. scher aus dem Betriebsöl zusätzliche Wärme auf, so dass es auf ca. 390 °C erhitzt wird. 133 Ein voller Speicher kann über den gleichen Wärmetauscher die Turbine ca. 8 Stunden betreiben, s. Prinzipschaltbild der Abb. 7-139. Salzschmelzen werden seit 60 Jahren in verschiedenen Industriezweigen, z. B. bei der Galvanisierung, eingesetzt. Über 3000 (? ) Anlagen, die mit Salzschmelzen arbeiten, wurden seitdem nach Angaben der Betreiberfirma Solar Millennium AG in Betrieb genommen. 134 Als Referenzprojekt für das Design der Wärmespeicher in den Andasol-Kraftwerken diente das Demonstrationskraftwerk Solar Two in Barstow, Kalifornien, das mit einem kleineren Speicher des gleichen Salzgemischs ausgestattet war. Beim Rückbau der Kraft‐ werke am Ende der Laufzeit können die Salze wieder auskristallisiert und in ihrer Rohform für andere Zwecke weiterverwendet werden, beispielsweise in der Landwirtschaft. Abb. 7-140: Illustration der TESIS-Testanlage mit vertikalem Eintank-Schichtspeicher mit Füllmate‐ rialien und vier Vorlagenbehältern mit einer Gesamtsalzmasse von 115 Tonnen. Die liegenden Tanks dienen dazu, das Salz im Forschungsbetrieb zu pendeln und sind für die Zielanwendung nicht erforderlich. Quelle: DLR (CC-BY 3.0) In Köln-Porz untersuchen Forscher des Deutschen Zentrums für Luft- und Raumfahrt (DLR) seit 2017 mit einer neuen Testanlage, wie Speicher mit nur einem Tank die bisher übliche Zweispeichertechnik ersetzen können. Die Testanlage auf dem Gelände des DLR in Köln unterscheidet sich schon optisch von den flachen Zylindertank-Zwillingen der Solarkraft‐ werke in südlichen Klimazonen, s. Abb. 7-140. Solaranlagen zur Warmwasserbereitung machen das Speicherprinzip vor: In den schlanken, hohen Wassertanks schichtet sich das leichtere warme Wasser im oberen Speicherbereich, während sich das kalte Wasser im unteren Tankvolumen befindet. Auch im Salzspeicher spielen stabile Temperaturschichten eine entscheidende Rolle. Hier sind jedoch die Herausforderungen ungleich komplexer. Die Größe des Testspeichers erlaubt die Skalierung, Modellvalidierung und Systemintegration von innovativen Flüssigsalzspeichern. Im Vergleich zu marktverfügbaren Systemen kann das Einspeicher-Konzept die Kapitalkosten deutlich senken. Nach Ansicht der Wissen‐ schaftler liegt das Kostensenkungspotenzial im zweistelligen Prozentbereich. 224 7 Aktionsfelder 135 Sauer, D.: Optionen zur Speicherung elektrischer Energie in Energieversorgungssystemen mit regenerativer Stromerzeugung, ISEA RWTH Aachen 2005. Dass verschiedene Salzschmelzen oder Materialien mit einem Phasenwechsel im in‐ teressanten Temperaturbereich (typischerweise Übergang vom festen in den flüssigen Aggregatzustand) interessante Optionen darstellen, hat D. SAUER schon früh betont. 135 Inzwischen gibt es sog. Latentspeicher, die meist spezielle Salze oder Paraffine als Spei‐ chermedium verwenden. Beim Aufladen des Inhalts solcher Latentwärmespeicher wird das Medium, z. B. Dikaliumhydrogenphosphat, geschmolzen und nimmt dabei sehr viel Wärmeenergie als Schmelzwärme auf. Das Entladen erfolgt umgekehrt durch Erstarren, wobei die gespeicherte Wärme im Vorgang des Erstarrens wieder frei wird. Ein Beispiel dieser Art ist auch der sog. Eisspeicher, der den Gefriervorgang des Wassers im beschriebenen Sinne ausnutzt, im Allgemeinen im Zusammenwirken mit einer Wärmepumpe, die aus dem Wasserspeicher bei 0 ºC solange Energie ziehen kann, bis er völlig vereist ist und durch Wärmezufuhr aus der Umgebung wieder aufgeladen werden muss. Abb. 7-141 zeigt Prinzip und Komponenten. Abb. 7-141. Wärmepumpenheizung mit Eisspeicher, Bereitstellung von Heizwärme und Warmwasser, Quelle Informattionsportal heizung.de Für Wasser liegt die Schmelzwärme bei 334 kJ/ kg und die spezifische Wärmekapazität bei nur ca. 4,19 kJ/ kg. Damit ist das Speichervermögen im Vergleich zu Heißwasserspeichern, deren Arbeitsbereich in der Regel bei < 50 ºC liegt, erheblich größer, was die Zweckmäßig‐ keit solcher Systeme begründet. Eisspeicher werden inzwischen kommerziell angeboten; sie können im Umkehrprinzip auch zur Kühlung im Sommer verwendet werden. 225 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind ▸ Flüssigsalzspeicher sind sowohl im Bereich solarthermischer Kraftwerke wie auch im Rahmen der haustechnischen Energieversorgung etabliert und marktfähig. ▸ Latentwärmespeicher sind sowohl im Bereich (kleinerer) solarthermischer Kraft‐ werke wie auch im Rahmen der Haustechnik zukunftsfähig. 7.4.7.6 Chemische Energie Die Speicherung von Energie in chemischer Form ist historisch mit Wald und Holz und aktuell mit Kohle, Öl und Gas von zentraler Bedeutung. Steinkohle, Braunkohle, Erdöl und Erdgas sind chemische Energiespeicher mit in allen Verwendungsstufen ausentwickelten und umfangreichen Speichermöglichkeiten. Als nicht-regenerative Ressourcen haben Kohle und Öl für eine Energiewende jedoch keinen Stellenwert und werden hier infolgedessen nicht behandelt. ▸ Das trifft zwar auch auf Erdgas zu, jedoch ist diese chemische Energie für den Übergang akzeptiert und (regenerativ erzeugtes) Gas darüber hinaus eine universelle Energieform mit großer Bedeutung für eine nachhaltige Energiewirtschaft. Seine Speicherung - und im späteren Kap. 7.4.8.2, Gasnetze, sein Transport - müssen deshalb hier mit diskutiert werden. ▸ Dies ist auch vor dem Hintergrund zu sehen, dass Wasserstoff als Gas eine Revolu‐ tion für die Energieversorgung bedeuten kann, wie in einem eigenen Unterkapitel und später noch in Kap. 7.6.3, Von Power-to-Gas zu Power-to-X, gezeigt wird. Für seine Speicherung und seinen Transport gibt die beim Erdgas verwendete Technik zumindest partielle Lösungen vor. Batterien und Akkumulatoren sind schon des Langen unverzichtbar, und Uran als chemi‐ scher Energiespeicher ist wegen der Emissionsfreiheit der Kernkraftwerke für viele Länder noch weit in die Zukunft interessant. 7.4.7.6.1 Speicherung von gasförmigem Kohlenwasserstoff Brennbare Gase wie Stadtgas und Erdgas lassen sich vergleichsweise leicht speichern. Historisch älter in seiner Verwendung ist das Stadtgas, das hier zunächst im Mittelpunkt steht, weil die heutige Erdgasverwendung auf den hier entwickelten Techniken aufbaut. Abb. 7-142: Cleggs erster Gasometer mit noch rechteckiger Tauchglocke und Gewichtsausgleich; Quelle: Körting, Gasindustrie, S. 72 226 7 Aktionsfelder Die Speicherung von Gas mithilfe einer Tauchglocke geht - je nach Autor - auf A. L. LAVOISIER oder sogar schon CHR. HUYGHENS zurück, im Labormaßstab wenigstens. Die Bezeichnung Gazomètre brauchte LAVOISIER erstmals 1789. Die Übertragung ins Große, eine genuin ingenieurmäßige Leistung, gelang W. CLEGG, der 1812 den ersten „richtigen“, in Abb. 7-142 wiedergegebenen Gasometer erstellte Gasometer wurden danach in runder Ausführung errichtet, mit einer einfachen Tauch‐ glocke aus Stahl. Geometrie und technische Ausführung wurden dabei von der zweiten Aufgabe der Gasometer mitbestimmt, die Druckverhältnisse im anschließenden Leitungs‐ netz sicherzustellen. Der Gedanke, Gasometer mehrstufig auszuführen, sie zu „teleskopieren“, entstand schon früh (TAIT 1824), die Umsetzung in der Breite ließ jedoch auf sich warten. 1834 griff die City of London Gas Co. diese Bauweise auf, danach die Gas Light und Coke Company im Jahre 1836. Abb. 7-143: Das Teleskopprinzip beim Gasometer; Quelle: Verein Gaswerksfreunde Augsburg e. V., Oliver Frühschütz In Deutschland ist der erste Gasbehälter mit Teleskop 1846 von E. BLOCHMANN in Berlin errichtet worden. Das Arbeitsprinzip eines solchen Teleskops zeigt Abb. 7-143. Beim Befüllen wird zunächst die voll eingetauchte Kuppel angehoben, bei weiterer Fortsetzung der Füllung folgen die am unteren Rand jeweils einhakenden weiteren Segmente sukzessive nach. Die Abdichtung zwischen den Segmenten kommt durch einen umlaufenden, mit Wasser gefüllten Ringspalt zustande. Lange Zeit war umstritten, ob die Gasbehälter unbedingt mit Mauerwerk umbaut werden müssten. Technisch notwendig war eine äußere Verkleidung nicht. Es war dies eher eine stadtpolitische Entscheidung, um die doch großen Anlagen in die Umgebung einzufügen. Nebenbei war es auch eine Frage der Kosten - die Stadt Bremen verzichtete z. B. mit dem Auftrag an LEPRINCE auf die Umbauung und kam so deutlich billiger davon als mit dem konkurrierenden Angebot von BLOCHMANN, das eine solche vorgesehen hatte. In Wien setzten sich dagegen beim Neubau des städtischen Gaswerks 1896‒1899 wieder die Ästheten durch - die vier zweistufigen Großbehälter erhielten eine repräsentative 227 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind Ummantelung, s. Abb. 7-144. Beim späteren Zubau eines fünften Behälters war man sparsamer - er wurde ohne Mauerwerk errichtet. Abb. 7-144: Zwei der vier Wiener Gasometer vor der Fertigstellung; Quelle: F. Kapaun, Die Erbauung des Wiener städtischen Gaswerkes, Wien 1901, Abb. 24 1913 wurde von der Firma MAN Gustavsburg das neue Prinzip des Scheibengasbehälters entwickelt und zum Patent angemeldet, das fortan überwiegend verwendet wurde. Der Scheiben-Gasbehälter ist vergleichbar mit einem hohlen, oben und unten geschlossenen Metallzylinder, der mit einem beweglichen „Deckel“ im Inneren versehen ist. Dieser Deckel wird Scheibe oder Abdichtscheibe genannt, s. Abb. 7-145. Der innere Überdruck unter der Scheibe wird durch das Gewicht der Scheibe erreicht und liegt meist bei etwa 230 mm WS (Wassersäule) also etwa 23 mbar. Die Abdichtscheibe trennt den unteren mit Gas gefüllten Bereich des Behälters von dem oberen unter Atmosphärendruck stehenden Raum über der Scheibe. Die Scheibe bewegt sich je nach Gasinhalt an den Führungsschienen im Inneren des Zylinders nach oben oder unten. Zur Stabilisierung der Scheibe ist ein rollengelagertes Führungsgerüst montiert, das etwa 1/ 10 des Scheibendurchmessers hoch ist und somit ein Kippen der Scheibe verhindert. Die Vorteile gegenüber einem Teleskop-Gasbehälter stellten sich so dar: • Kein Wasserbassin, das im Winter zu heizen und sehr schwer war. • Es musste lediglich das Abdichtöl angewärmt werden. • Das Gas hatte stets nahezu konstanten Druck bei verschiedenen Inhalten. • Der Behälter ist aufstockbar, man konnte den Behälter einfach vergrößern. • Speichermengen von über 100.000 m³ waren kein großes Problem. • Unterkellerung z. B. als Lagerraum war möglich. Die gasdichte Abdichtung der Scheibe war nicht ganz einfach. Eine ölbasierte Lösung war letztlich der Kern des Patents; ihr Schema zeigt Abb. 7-146. Gasbehälter dieser Art wurden 153-mal in Deutschland und 478-mal weltweit von MAN gebaut, einige auch von A. KLÖNNE in Dortmund. Der größte MAN-Scheibengasbehälter weltweit hatte ein Speichervolumen von 566.000 m³ (Chicago), der größte in Deutschland 350.000 m³ (Mainz). 228 7 Aktionsfelder Abb. 7-145: Zum Prinzip eines Scheibengasbehälters; Quelle: Verein Gaswerksfreunde Augsburg e. V., Oliver Frühschütz Der größte heute vermutlich weltweit noch existierende ist der nur unwesentlich kleinere in Oberhausen, s. Abb. 7-147, der 1927−1929 errichtet und bis 1988 betrieben wurde. Er speicherte zunächst Gichtgas, später Kokereigas. Heute wird er als technisches Denkmal für kulturelle Zwecke genutzt wird und dient mit seinem ungewöhnlichen Design insbesondere als viel beachtete Ausstellungshalle. Abb. 7-146: Die Abdichtung zwischen Scheibe und äußerer Hülle; Quelle: Historisches Archiv MAN AG/ / manroland AG Erdgas wurde seit den 1950er Jahren zum großen Konkurrenten für das Stadtgas und löste es bis zur Gegenwart vollständig ab. Es kommt auf der Erde als natürliche Ressource vor, seine Lagerstätten bilden die primären Erdgasspeicher. Erdgas ist ein Naturgas, das bis zu 95 % aus Methan besteht. Erdgas unterliegt einem ähnlichen Entstehungsprozess wie Erdöl und wird aus diesem Grund auch häufig mit diesem zusammen gefunden. Beide Stoffe haben sich vor mehreren Mio. Jahren aus 229 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind organischer Substanz gebildet. Die Forschung geht davon aus, dass ein großer Teil des heute geförderten Gases vor ungefähr 600 Mio. Jahren entstanden ist. Es gibt aber auch „jüngeres“ Erdgas - es könnte vor circa 20 Mio. Jahren entstanden sein. Abb. 7-147: Der Gasometer in Oberhausen im Urzustand 1929, Scheibe in 95 Metern Höhe, Fassungs‐ vermögen 347.000 cbm Gas; Quelle: Gutehoffnungshütte, Aktienverein für Bergbau und Hüttenbe‐ trieb (GHH) Wie bei der Kohle und dem Erdöl gibt es Erdgasvorkommen auf der ganzen Welt, s. Abb. 7-148, die zugleich auch die gewinnbaren Reserven mit ausweist. Bestimmte Regionen der Erde haben hier Vorteile. Dazu gehören Russland, der Nahe Osten, der arabische Golf, Nordamerika mit den USA, der Ferne Osten, besonders China, Afrika mit Algerien und Nigeria und in Europa auch Deutschland, Frankreich, Italien, vor allem die Niederlande, Norwegen sowie Österreich, oft auch der maritime Festlandsockel. Abb. 7-148: Erdgas weltweit, kumulierte Förderung in cbm/ a, grau: keine Daten; Quelle: CIA factbook figures 2006 230 7 Aktionsfelder Das größte Einzelvorkommen an fossiler Energie liegt in etwa 2.000 bis 3.000 m Tiefe vor der nordamerikanischen Ostküste. Es besteht aus Gashydrat, einer physikalischen Verbindung aus Gas und Wasser. Dieses Gashydrat liegt als fester schneeartiger Teppich unter dem Boden des Atlantiks. Unter erschwerten Bedingungen konnten bereits Proben entnommen werden. Jedoch ist noch unklar, wie man das Gashydrat fördern kann, ohne das empfindliche ökologische System des Meeresbodens zu stören. Da es eine Vielzahl von neu entdeckten Erdgasvorkommen gibt, die leichter zu fördern sind, besteht noch keine Dringlichkeit, diese nordamerikanischen Vorkommen anzugehen. Bei der Bestimmung der Erdgas-Vorräte und ihrer Reichdauer muss man Unterschiede machen: Unter Erdgas-Ressource versteht man den Bestand, der durch Probebohrungen nachgewiesen ist. Unter Reserve sind die Erdgasvorkommen zu verstehen, die nach Fachmeinung sicher gefördert werden können. Die Definitionen folgen den bei Kohle und Erdöl erprobten Prognoseansätzen, s. auch Kap. 2, Die Anfänge: Ressourcen. Wie lange Erdgas verfügbar ist, hängt von mehreren Faktoren ab: Erstens gibt es auch hier noch unentdeckte Vorkommen. Zweitens hängt die Schätzung vom Welt-Verbrauch ab. Drittens sind technischer Fortschritt und andere Energien einzubeziehen, die den Verbrauch beeinflussen. Nach Schätzung der beteiligten Wissenschaftler reichen die Vor‐ kommen länger als das Erdöl, nämlich ca. 160 Jahre ‒ inklusive aller bis dato bekannten Reserven und Ressourcen. Auch das ist kein sehr langer Zeitraum, zumal sich erste Nutzungen des Erdgases - anders als bei Kohle und auch bei Öl - erst Ende des 19. Jahrhunderts finden. Abb. 7-149: Gasimporte weltweit 2011, die Abkürzung bcm steht für 1 Milliarde Kubikmeter; Quelle: Internationale Energieagentur IEA Unsicherheiten kommen hinzu, da sich im Verlauf der Förderung oft nicht vorhergesehene Probleme ergeben. Die Förderung konventionellen Erdgases kann z. B. zu leichten Erdbeben führen, wenn sich durch die Druckentlastung der Untergrund senkt. Das hat sich in der Provinz Groningen in den Niederlanden gezeigt. Dort erstreckt sich 3.000 Meter unter dem fruchtbaren Ackerland das Groninger Gasfeld, die bislang zehntgrößte Gaslagerstätte der Welt - und eine der profitabelsten. Das Gas wird dort seit 1963 gefördert. Trotz mehr als 231 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind einem halben Jahrhundert Produktion vermutete die niederländische Regierung noch 2015, dass in Groningen immer noch der Löwenanteil der nationalen Reserven lagert: 1.200 Mrd. von 1.600 Mrd. cbm. Die Lagerstätte liegt jedoch in einer Zone geologischer Instabilität. Das führte im August 2012 zu einem Erdbeben der Magnitude 3,6 auf der Richterskala und weiteren Beben. Die dadurch entstandenen Schäden (u. a. durch Risse in Gebäuden) belaufen sich inzwischen auf über eine Mrd. €. Die niederländische Regierung hat deshalb die Förderung 2016 auf 24 Mrd. m³/ Jahr in etwa halbiert und ab 2017 um weitere 10 % auf 21,4 Mrd. m³/ Jahr kürzen müssen. Der Erdgasmarkt ist durch Ungleichgewichte geprägt: Mit Ausnahme Russlands sind die großen Verbraucher, auch die USA, auf Importe angewiesen, s. Abb. 7-149 . Dies führt zu starken, z. T. extremen Abhängigkeiten, speziell von Russland, wie Abb. 7-150 zeigt. Mit der Ablösung des Stadtgases durch das Erdgas seit den 1960er Jahren änderte sich auch die Speichersituation in der Versorgungskette. Auch Erdgas braucht (sekundäre) Speicher, aber anders als beim Inselbetrieb der Gaswerke handelt es sich bei der Erdgas‐ versorgung inzwischen um ein großes, zusammenhängendes Versorgungsnetz, wie in Kap. 7.4.8.2, Gasnetze, beschrieben werden wird. Speicherung kann also hier zentraler erfolgen und kostensparender durch Großspeicherung ersetzt werden. Abb. 7-150: Abnehmer von russischem Gas, Anteil an den Pipeline-Exporten 2012; Quellen: BP, Interstate Statistical Committee of the Commonwealth of Independent States (CISStat) Die Erdgasversorgung in Deutschland wird durch große Importe, Reste heimischer Pro‐ duktion und durch Untertage-Erdgasspeicher gewährleistet. Die Speicher erfüllen eine klassische Rückgrat-Funktion zwischen Erdgasversorger und Erdgasverbraucher. Sie haben einmal den Zweck, den oft stark schwankenden Verbrauch und den stetigen Zufluss auszu‐ gleichen und andererseits die Aufgabe, mögliche Lieferausfälle in Krisenzeiten abzusichern (was wegen der Herkunft eines großen Teils der Lieferungen aus dem politischen Osten nicht ausgeschlossen werden kann). Sie haben damit einen maßgeblichen Anteil an der Versorgungssicherheit, der in der deutschen Energiepolitik von Anfang an hohes Gewicht beigemessen wurde und nach wie vor wird. Für eine sichere Einlagerung großer Erdgasmengen eignen sich zwei Lagertypen: Porenspeicher und Kavernenspeicher, s. Abb. 7-151. Porenspeicher sind natürliche Lagerstätten, die sich durch ihre geologische Form zur Speicherung von Erdgas eignen. Sie befinden sich in porösem Gestein, in dem das Erdgas 232 7 Aktionsfelder ähnlich einem stabilen Schwamm aufgenommen und eingelagert wird. Bei der Speicherung wird das Erdgas mit großem Druck in die winzigen, mit bloßem Auge kaum sichtbaren Poren der Gesteinsschicht geleitet. Dabei handelt es sich meist um ausgeförderte Erdgas- oder Erdöl-Reservoire. Abb. 7-151: Zum Arbeitsprinzip der Erdgasspeicher: Schematischer Vergleich von Kavernen- und Porenspeichern; Quelle: INES, Initiative Erdgasspeicher, bearbeitet Durch horizontale und vertikale Abdichtung der ehemaligen Lagerstätten hat die Natur wichtige Voraussetzungen für deren heutige Nutzung als Speicher geschaffen - schließlich waren hier Erdöl und Erdgas über Jahrmillionen unbehelligt eingeschlossen. Nach oben sind Porenspeicher durch mächtige Deckschichten aus vorwiegend Ton und Salz abgedichtet. Unterhalb der gasdurchlässigen Gesteinsschichten begrenzt ein wasserführender Bereich das Reservoir. Im Vergleich zu Kavernenspeichern ist der wesentliche Vorteil von Poren‐ speichen deren größeres Speichervolumen. Kavernenspeicher sind große, künstlich angelegte Hohlräume in unterirdischen Salz‐ stökken. Die physikalischen Eigenschaften der Salzschicht garantieren eine natürliche Dichtheit der Kavernen, denn der umgebende Salzstock ist eine für Gas undurchlässige Barriere. Kavernenspeicher werden durch einen Solprozess bergmännisch angelegt. Die Ausso‐ lung erfolgt über Tiefbohrungen durch kontrollierte Wasserzufuhr. So entstehen Hohl‐ räume von bis zu 500 m Höhe, in denen Erdgas ge- und entspeichert werden kann. Die Tiefbohrung wird nach entsprechender Ausrüstung später zur Ein- und Auslagerung des Gases genutzt. Die Ein- und Ausspeicherleistung von Kavernenspeichern ist höher als die von Porenspeichern. Der Grund dafür ist einfach: Bei Porenspeichern muss das Erdgas zunächst durch das poröse Gestein zur Bohrung strömen, während die Kavernen über eine Tiefbohrung direkt mit den obertägigen Speicheranlagern verbunden sind. 233 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind Abb. 7-152: Entwicklung des Speichervermögens im deutschen Erdgasnetz; Quelle: Z. ERDÖL; ERDGAS; KOHLE 133, Jg. 2017 234 7 Aktionsfelder Der erste deutsche Gasspeicher ging im Jahr 1955 mit dem Aquiferspeicher Engelbostel (bei Hannover) in Betrieb. Er wurde Ende der 1990er Jahre aus wirtschaftlichen Gründen aufgegeben. Die Abb. 7-152 zeigt den sukzessiven Aufbau des Speichernetzes bis zur Gegenwart. Abb. 7-153: Gasspeicherstandorte in Deutschland 2016; Quelle: Initiative Erdgasspeicher Die Mitgliedsunternehmen des deutschen Wirtschaftsverbandes Erdöl- und Erdgasgewin‐ nung (WEG) haben im Jahr 2014 Erdgasspeicher mit einem Arbeitsgasvolumen von 24,6 Mrd. Kubikmetern betrieben. Das Speichervolumen in Deutschland entsprach damit rund 30 % der jährlich verbrauchten Erdgasmenge und war das größte in der Europäischen Union, gefolgt von Italien, den Niederlanden und Frankreich. Weltweit gibt es nur in den USA, in Russland und in der Ukraine mehr Speichervolumen. Die WEG-Mitglieder betreiben in Deutschland 250 Kavernen in 28 Speicheranlagen. Das Speichervolumen dieser Kavernen beträgt 14,3 Mrd. cbm. Damit verfügen die Kavernen inzwischen über einen Anteil von 58 % an dem gesamten installierten Speichervolumen 235 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind in Deutschland. Die 19 Porenspeicher der WEG-Mitglieder halten ein Arbeitsgasvolumen von 10,3 Mrd. cbm bereit. Die Standorte der Untertagespeicher folgen den gegebenen geologischen Bedingungen, sind aber dennoch über Deutschland gut verteilt, mit einem relativen Übergewicht des Nordens, s. Abb. 7-153. Auch Übertagebehälter haben noch ihre Bedeutung. Sie werden heute als Hochdruckbe‐ hälter und meist in Kugelform verwendet. Die ersten Kugelspeicher für Erd- und Flüssiggas wurden in den 1960er und 1970er Jahren errichtet und hatten Betriebsdrücke von 2 bis 15 bar. Heute haben sie Durchmesser bis zu 50 Meter und Drucke von 5-10 bar, bei sehr starker Wandung bis 20 bar. Sie finden häufig bei Raffinerien Verwendung oder dienen dem kommunalen Bedarf, s. z. B. in Karlsruhe, s. Abb. 7-154. Hochdruckbehälter werden auch als Röhrenspeicher ausgeführt und können dann noch höhere Drucke aushalten, zwischen 50 und 100 bar. Die Röhren haben Durchmesser bis zu 1,6 m und werden im Erdreich verlegt. Gelegentlich ersetzen sie Untertagespeicher, wenn keine geeigneten geologischen Strukturen gefunden werden (so z. B. in der Schweiz). Abb. 7-154: Kugel-Gasbehälter in der Erdölraffinerie MIRO, Karlsruhe; Quelle: ikarus, Karlsruhe: Gastanks Ggf. wird Erdgas auch in tiefgekühlter Form als LNG gespeichert, oft bei LNG-Terminals. Als Beispiel: Die Anlagen des LNG-Terminals Sachalin erstrecken sich über eine Fläche von 490 Hektar. Die dort verwendeten Flüssigerdgastanks sind 37 Meter hoch, haben einen Durchmesser von 67 Meter und ein Fassungsvermögen von 100.000 cbm. Das erste große LNG-Terminal in Deutschland, in dem verflüssigtes Erdgas gespeichert werden kann, soll im schleswig-holsteinischen Hafen Brunsbüttel entstehen. Die zur Verflüssigung notwendigen Anlagen sind umfangreich und teuer. Abb. 7-155 zeigt als Beispiel eine kleine Verflüssigungs- und Speicheranlage in Snurrevarden, Norwe‐ gen, mit der Spezifikation • 1 Prozesszug • Jährliche Produktion: ca. 21.000 Tonnen • Prozess Investition (abgeschätzt): 370 USD / Tonne LNG • Verflüssigungsverfahren: Stickstoff, Brayton-Kreislauf • Prozessstufen: • Trocknung • CO 2 -Entfernung • Vorkühlung 236 7 Aktionsfelder • Entfernung schwerer Kohlenwasserstoffe • Verflüssigung • Effizienz: 0,80 kWh / kg LNG Speicherkapazität: 250 m³ Export durch: LKW Abb. 7-155: Kleine LNG-Anlage in Snurrevarden, Norwegen; Quelle: Hamworthy Gas Systems, Werkfoto Abb. 7-156: Treibhausgasemissionen von Erdgas, Vergleich zu anderen fossilen Energieträgern,in Äquivalenten g CO 2 / kWh; Quelle: Zukunft Erdgas e. V., auf Basis UBA 2019, ifeu 2015, DBI 2016, thinkstep 2017 237 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind ▸ Erdgas leistet, wiewohl es zur CO 2 -Emission beiträgt, ebenso wie beigemischtes Biogas einen anerkannten Beitrag zur Energiewende, speziell auch im Übergang zu einer emissionsfreien Weltwirtschaft. Was sich das numerisch darstellt, zeigt die Abb. 7-156. ▸ Die Speicherung untertage (in Poren- und Kavernenspeichern) wie übertage (in Ku‐ gelbehältern oder Röhrenspeichern zur Aufnahme kleinerer Mengen) ist gesichert. ▸ LNG-Speicherung bedarf in Deutschland eines weiteren kostspieligen Ausbaus. ▸ Erdgasspeicher sind auch bei einer späteren Transformation der Gasversorgung zum Synthesegas aus grüner Produktion verwendbar: • für Methan praktisch unverändert, da schon Erdgas methanbasiert ist, • für Wasserstoff bedingt, s. Kap. 7.4.7.6.4, Wasserstoff als Energiespeicher. 7.4.7.6.2 Flüssige Kohlenwasserstoffe, Treibstoffe Flüssige Kohlenwasserstoffe sind gute Energiespeicher, wegen ihrer hohen Energiedichte sogar sehr effiziente. Zu ihnen gehören das Erdöl und seine Derivate, insbesondere die Treibstoffe. • Das Erdöl ist in der Form des Heizöls nur temporär noch anwendungsfähig und im Rahmen der Themenstellung hier nicht von Belang, Treibstoffe dagegen sehr wohl, da sie auch synthetisch erzeugt werden können. Ihre Speicherung wird deshalb hier ausführlich behandelt. Treibstoffe entstehen (heute noch) in der Raffination, ihre primäre Lagerung findet im Allge‐ meinen ebendort statt. Zu diesem Zweck existieren Tankanlagen, die oberirdisch ausgeführt sind und aus zylindrischen Großbehältern bestehen. Abb. 7-157 zeigt eine typische Tankanlage am Beispiel des Hamburger Hafens. Derartige Lager finden sich in ähnlicher Form bei allen Raffinerien und an verkehrsgünstigen Logistik-Standorten, oft auch in unabhängiger Träger‐ schaft. Seit 1978 hat der Erdölbevorratungsverband (EVM) die Aufgabe der Administration übernommen, seinerzeit im Zusammenhang mit der gesetzlich vorzuhaltenden Erdölreserve. Er betreibt bundesweit auch die Lagerung von Benzin, Dieselkraftstoff und Kerosin. Dabei lagert der EVM die bereits verarbeiteten Produkte in ganz Deutschland in oberirdischen Tanks ein; einen Überblick über die Lagerstätten gibt Abb. 7-158. Abb. 7-157: Tankanlage im Hamburger Hafen; Quelle: Oiltanking Deutschland GmbH & Co. KG 238 7 Aktionsfelder 136 Im Heizölsektor in der Form von verbrauchereigenen Tanks. Auch in Verbrauchernähe besteht Speicherbedarf, im automobilen Sektor in der Form von Tankstellen. 136 Sie haben ihre eigene Geschichte: Tankstellen im eigentlichen, schon lange vertrauten Bild gab es für die ersten Automobile anfangs eigentlich gar keine. Frau BENZ musste nach vielfach kolportiertem Bericht für die weltweit erste Ausfahrt mit einem Automobil Benzin an der Apotheke kaufen, um weiterfahren zu können - die Tanks der frühen Automobile fassten nur 5 Liter Treibstoff. Abb. 7-158: Standorte unabhängiger Tanklager in Deutschland; Quelle: UTV - Unabhängiger Tank‐ stellenverband e. V. Abb. 7-159: Um das Jahr 1904 verkauften ambulante Händler auf den Straßen von Paris den Sprit aus Kanistern; Quelle: AUTO BILD, Historische Tankstellen, Bild 20, Foto Buch privat Das Versorgungsproblem wurde zunächst meist von Drogerien und Kolonialwarenhänd‐ lern gelöst, die das Leichtbenzin aus Fässern in Kannen pumpten und an den Kraftfahrer 239 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind verkauften. Da vor der Auto-Ära Lampen- und Schmieröle die wichtigsten Mineralöl-Er‐ zeugnisse waren, hatten die lokalen Händler häufig bereits Kontakt zu den Herstellern und nahmen Automobil-Kraftstoffe nun in ihr Verkaufsprogramm auf. Um 1910 zählte man etwa 2.500 Verkaufsstellen, die Benzin anboten. Eine besondere Art der Versorgung hatten sich die Pariser Straßenhändler ausgedacht - sie verkauften den Sprit ambulant in handlichen Kanistern, s. Abb. 7-159. Die Idee, Benzin mittels einer Handpumpe aus einem Vorratstank direkt in den Tank des Fahrzeugs zu fördern, wird dem Amerikaner S. F. BOWSER zugeschrieben, der bereits 1898 mit der Vermarktung solcher Zapfpumpen begann und in den Folgejahren zahllose Ideen patentierte und verwirklichte, s. Abb. 7-160, die den technischen Stand aus dem Jahre 1925 zeigt. Abb. 7-160: Bordstein-Zapfsäule nach Bowser, Modell 1925; Quelle: M. Grube, Tankstellengeschichte in Deutschland Abb. 7-161: Die erste deutsche Tankstelle am Raschplatz in Hannover, 1923 in Betrieb gegangen; Quelle: BP AG. 240 7 Aktionsfelder Ob die erste amerikanische Tankstelle 1905 in Pennsylvania oder 1907 in Seattle entstand, ist umstritten. Jedenfalls stellte die Standard Oil of Indiana 1917 einen Einheitstyp vor, der mit Abwandlungen noch immer besteht, damals „Großtankstelle“ genannt. In Deutschland mussten sich die Automobilisten, von denen es allerdings deutlich weniger als in den USA gab, noch mehrere Jahre bis zu ersten eigenen Tankstellen gedulden. Sie wurde 1922 von der OLEX, einem Vorläufer der BP, in Hannover und Köln unter der neuen Bezeichnung „Tankstelle“ in Betrieb genommen, s. Abb. 7-161. Die kleinen, etwa 3,2 m hohen Bauten beherbergten zwischen Fundament und Fußboden einen Unterflurtank, einen Kompressor, eine Druckgasanlage und ein 20 l-Messgefäß zur Kraftstoff-Förderung. Im Verkaufsraum war zusätzlich ein Vorrat an Schmierstoffen untergebracht. Mit Übernahme der OLEX durch BP im Jahr 1926 verschwanden diese eher exotischen Tankkioske wieder. Abb. 7-162: Lieferung von Benzin und Gasöl mit dem Pferdefuhrwerk, o. Jahr; Quelle: Tankstellen‐ museum Im Jahr 1926 Jahr begann auch der B.V. (Benzol-Verband, ab 1952 BV Aral AG) mit dem Aufbau eines Tankstellennetzes und dem Angebot ihres neuen Kraftstoffs „Aral”, eines Benzol-Benzin-Gemisches. Die Zulieferung des Treibstoffs an die Tankstellen und des Brennstoffs an die Häuser erfolgte und erfolgt noch heute über speziell ausgestattete Tankwagen. Dass sie in der Anfangszeit noch von Pferden gezogen wurden, blieb allerdings eher die Ausnahme. Eine solche zeigt Abb. 7-162. Abb. 7-163: Zisternenwagen der “DOBI” bei der Füllung einer Straßentankstelle; Quelle: Tankstellen‐ museum 241 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind Die typische Versorgung einer frühen Straßentankstelle zeigt Abb. 7-163 an einem Beispiel. Abgebildet sind sogenannte Zisternenwagen, bei denen je zwei zisternenartige Tanks nebeneinandergestellt sind. Ganzmetallkessel kamen erst später auf. Im Jahr 1925 gab es in Deutschland etwa 950 Tank- und Zapfstellen. Sehr verbreitet waren noch bis zum Beginn des Zweiten Weltkriegs Tankstellen, die an mehreren Zapfstellen Benzin unterschiedlicher Marken anboten. Die erste markengebundene Großtankstelle entstand 1927 in Hamburg (Hudtwalcker‐ strasse), gebaut und betrieben von der DAPG. Sie verfügte über die wichtigsten Merkmale, die auch heute noch gelten: Trennung vom Verkehr durch Zubzw. Abfahrt, ein Gebäude für Tankwart und Kundschaft, eine Tankinsel mit Zapfsäulen, ein auf Stützpfeilern montiertes Dach zum Wetterschutz und eine auffällige Werbung. Das Wachstum des Tankstellenmarktes war eindrucksvoll: 1939 gab es im damaligen deutschen Reich schließlich insgesamt um die sechzigtausend (! ) Zapf- und Tankstellen unterschiedlichster Größe ‒ eine Zahl, die nie wieder erreicht wurde. Nach dem 2. Weltkrieg und mit dem Wirtschaftswunder der 1950er Jahre stieg die Zahl der Tankstellen mit der wachsenden Automobilisierung der Gesellschaft wieder schnell an, bis auf 46.000 Betriebe im Jahre 1970, s. Abb. 7-164. Anfang der 1970er Jahre kamen erstmals in größerem Umfang Selbstbedienungs-Tank‐ stellen auf - der Fahrer betankte sein Fahrzeug nun immer häufiger selbst. Auch die zunehmend weiblichen Autofahrer gewöhnten sich daran. Der Beruf des Tankwarts verschwand so langsam von der Bildfläche. Mit dem Trend zur Selbstbedienung und zur Großtankstelle fand zwischen 1970 und 1980 ein regelrechtes Tankstellensterben statt: rd. 20.000 Tankstellen mussten aufgeben, das Netz wurde praktisch halbiert.1980 war der Anteil der Selbstbedienungs-Tankstellen auf 44 % gestiegen. Im Zuge dieser Umstellung veränderte sich mit der Einrichtung der „Shops“ auch die Angebotsstruktur. Der Umsatzanteil der hier verkauften Nebenprodukte wurde für die Gesellschaften wie für die Betreiber immer interessanter. Abb. 7-164: Die Zahl der Tankstellen in Deutschland, bis 1990 BRD und DDR gemeinsam. Die Tankstellen werden auch in der jüngeren Zeit immer weniger; Quelle: Mineralölwirtschaftsverband / FAZ 242 7 Aktionsfelder 137 hydro-gène = Wasserbildner, von hydro = Wasser, genes = erzeugend. 138 Büttner, St.: Ritter, Johann Wilhelm, in: Neue Deutsche Biographie 21 (2003), S. 664-665; URL: https: / / www.deutsche-biographie.de/ pnd118745468.html#ndbcontent, Abruf 23. Mai 2020. Parallel zu dieser Entwicklung veränderten sich zwangsläufig auch die Tankstellen-Ge‐ bäude. Die „kleinen Supermärkte“ oder Convenience Shops benötigten Verkaufsfläche für Waren aller Art und wurden damit immer größer.1995 gab es in Deutschland nur noch etwa 18.000 Tankstellen, davon stammten noch rund 1.200 aus DDR-Zeiten. Und der Trend zu Abbau und Ausdünnung geht nach Abb. 7-164 noch weiter. Mitgewirkt hieran hat auch, dass ein Großteil des Verkehrs sich auf die Autobahnen mit ihren relativ wenigen, dafür umso größeren Tankbetrieben verlagert hat. Leider wurden Tankstellen als Bauwerk gerade in den letzten Jahrzehnten einförmiger, wozu die Markenbindung mit beigetragen hat. Einen eigenen architektonischen Charakter haben heute nur noch die wenigsten Stationen. ▸ Treibstoffe wie Diesel, Benzin und Kerosin und damit Tankstellen in der heutigen Form behalten solange ihre Bedeutung, wie diese Treibstoffe vor dem Hintergrund der Energiewende noch toleriert werden. ▸ Tankstellen können ihren Stellenwert dauerhaft im Energiemarkt halten, wenn die Herstellung der Treibstoffe nicht mehr auf fossile Quellen zurückgreifen muss (also synthetische Treibstoffe oder Wasserstoff zur Verfügung stehen) und E-Automobile mit versorgt werden können. ▸ Dies gilt auch für Lagerung und Tankvorgang, weshalb Infrastruktur und Tankstel‐ len auch in Zukunft ihre Funktion behalten könnten. 7.4.7.6.3 Wasserstoff als Energiespeicher Wasserstoff ist vielfältig reaktionsfähig und zugleich als Element temperaturabhängig in gasförmiger wie flüssiger Phase stabil. Mit seiner Erzeugung und Lagerung entsteht ein effektiver Energiespeicher. Entdeckt wurde Wasserstoff 1766 vom Engländer H. CAVENDISH und dann noch einmal, unabhängig von CAVENDISH, 1787 durch A. LAVOISIER, der die ersten systematischen Experimente durchführte. Ihm gelang so u. a. die Zerlegung von Wasser über heißem Eisen in Eisenoxid und Wasserstoff - ein Weg, um die Natur des Wassers aufzuklären, von dem man lange annahm, es sei ein elementarer Stoff. Dass Wasserstoff mit Luft (heute genauer: dem Sauerstoff der Luft) zu Wasser verbrannte, führte ihn zur Namensbildung „hydro-gène“ 137 , die bis heute mit „Hydrogen“ im englischen Sprachgebrauch überlebt hat. „1800 führte J. W. RITTER, Physiker und romantischer Naturphilosoph, die erste quantitative Wasserelektrolyse durch, nachdem W. NICOLSON und A. CARLISLE kurz zuvor erstmals Wasser elektrolytisch zerlegt hatten. Allerdings war das von ihm ermittelte Verhältnis von Wasserstoffzu Sauerstoffgas (2,5: 1) noch nicht exakt und seine Deutung des Experiments unzutreffend. Er betrachtete das Wasser als Element und vermutete, dass dieses unter dem Einfluss der Elektrizität zwar die Gestalt von Wasserstoff- und Sauerstoffgas annehme, dabei jedoch nicht zerfalle.“ 138 RITTERS Apparatur zeigt Abb. 7-165. 243 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind Abb. 7-165: Ritter und seine Apparatur; Quelle: Peter Kurzweil, Elektrochemische Speicher, pp 363-472 Wasserstoff, deutlich leichter als Luft, war und ist auch ein Traggas. In Ballons und Luftschiffen fand Wasserstoff eine seiner ersten Verwendungen. Am 1. Dezember 1783, kurz nach dem Start der Brüder MONTGOLIER mit einem Heißluftballon, startete J. CHARLES in Paris mit einem mit Wasserstoff gefüllten gummierten Seidenballon und erreichte 914 m Höhe sowie eine durchaus größere Flugweite. Seinen Ballon, von ihm „Charlière“ genannt, ummantelte ein Netz, an dem eine kleine bootsähnliche Gondel hing, s. Abb. 7-166. Abb. 7-166: Die „Charlière“ mit Charles und Helfer, künstlerische Darstellung; Quelle: Planet-Wissen akg, bearbeitet 244 7 Aktionsfelder Auch Luftschiffe, durch F. GRAF VON ZEPPELIN ab 1900 populär gemacht, wurden zu‐ nächst mit Wasserstoff befüllt. Unfälle blieben nicht aus. Am 1. Dezember 1909 absolvierte das Luftschiff Erbslöh seine offizielle Jungfernfahrt. Leider nahmen die Fahrten dieses Luft‐ schiffes nur wenig später ein jähes Ende. Schon im Sommer 1910 verunglückte die Erbslöh, und mit ihr ihr Namensgeber, der Luftfahrtpionier O. ERBSLÖH, mitsamt vier Begleitern. Eine folgende Untersuchung stellte fest, dass eine Verkettung von Umständen dazu führte, dass der für die Füllung des Luftschiffs verwendete Wasserstoff von Motorfunken entzündet wurde und daraufhin explodierte. Wegen der leichten Entzündlichkeit von H 2 -Luft-Gemischen waren Unfälle nicht selten. Die größte Katastrophe in diesem Zusammenhang ist wohl das Unglück der Dixmude 1923, am bekanntesten wurde wohl die „Hindenburg-Katastrophe“ im Jahr 1937. Wasserstoff als Traggas wurde zwar mittlerweile durch Helium ersetzt, jedoch hatte es die amerikanische Marine abgelehnt, Helium an Deutschland zu liefern. Die Mannschaft hatte also keine Wahl und musste die Hindenburg, wie alle anderen deutschen Luftschiffe, mit Wasserstoffgas füllen. Heute wird Wasserstoff als Traggas nur noch in sehr speziellen Anwendungen ver‐ wendet. Hierzu gehören z. B. die täglichen Wetterballone, für die entsprechend hohe Sicherheitsvorgaben gelten. Wasserstoff hat in der chemischen Industrie wichtige Innovationen ermöglicht. Im Jahre 1910 wurde durch die BASF das Haber-Bosch-Verfahren zur Herstellung von Ammoniak zum Patent angemeldet. Die Weiterentwicklung bis zur großindustriellen Produktion fand 1914 auf Druck des deutschen Generalstabschefs statt. Das Deutsche Reich war zu diesem Zeitpunkt durch die britische Seeblockade von den Salpeterlieferungen aus Chile abgeschnitten. Mit Hilfe des Haber-Bosch-Verfahrens und dem von ihm gelieferten Grund‐ stoff Ammoniak gelang es, eine Düngemittelproduktion aufrechtzuerhalten und vor allem den schon Ende 1914 drohenden Zusammenbruch der deutschen Munitionsproduktion aufzuhalten. 1931 erhielt F. BERGIUS den Nobelpreis für seine Kohlehydrierung, die schnell großtech‐ nische Bedeutung bekam. In der Zeit des Nationalsozialismus wurde die Hydriertechnik rasch bedeutsam und später kriegsbedingt sehr wichtig, da die Erdölreserven in Rumänien nur bedingt zur Verfügung standen. Es wurden sehr große Hydrierwerke zur Herstellung von synthetischem Treibstoff gebaut, so in Leuna-Merseburg (nach dem Bergius-Pier-Ver‐ fahren) und in Ruhland-Schwarzheide (nach dem Fischer-Tropsch-Verfahren). Sie waren im Krieg bevorzugte Ziele der alliierten Luftangriffe. Nach dem Krieg verlor die Kohlehydrierung im Westen angesichts der niedrigen Ölpreise an Bedeutung. Eine Ausnahme ist hier Südafrika, wo das Verfahren in den 1970er Jahren weiterentwickelt wurde. Grund hierfür war die Ölknappheit infolge des wegen der Apartheidpolitik gegen das Land verhängten Embargos. Da Südafrika aber über große und leicht zugängliche Kohlevorräte verfügt, bot sich hier das Kohleverflüssigungsverfahren als Ausweg an. Es wird heute mit dem Kürzel CtL (Coal-to-Liquid) bezeichnet. Nach einer CtL-Pilotanlage wurden zwei große Hydrierwerke errichtet; die Anlagen decken in Südafrika auch heute noch gemeinsam den Großteil des Bedarfs. 245 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind 139 Geitmann, S.: Wasserstoff-Steckbrief, in: https: / / www.Hydrogeit.de, Abruf 24 Juni 2020. In den 1960er Jahren wurde flüssiger Wasserstoff als Raketentreibstoff entdeckt, insbe‐ sondere für die Oberstufen der Trägerraketen. Im Jahr 1980 z. B. wurden in den USA ca. 50.000 t für diese Zwecke hergestellt. Wasserstoff wird heute großtechnisch erzeugt, zu 90 % durch petrochemische Prozesse einschließlich Kohlevergasung. Die übrigen 10 % entfallen hauptsächlich auf die Elektrolyse von Wasser. Sonstige Verfahren spielen (noch) keine Rolle. Wasserstoff fällt oft auch als Nebenprodukt bei Verarbeitungsprozessen in Raffinerien, petrochemischen Werken, Kokereien und anderen Chemiebetrieben an. Die Weltproduk‐ tion von Wasserstoff im Jahre 1974 betrug 270 Mrd. m³ (25 Mio. t). Ende der 1970er Jahre stieg sie auf über 300 Mrd. m³ an: Mrd. m 3 Welt 300 USA 85 BRD 17 In der Bundesrepublik Deutschland wurden Mitte der 70er Jahre 6‒8 Mrd. m³ Wasserstoff verbraucht. 1998/ 99 wurden in Deutschland jährlich ungefähr 20 Mrd. m 3 Wasserstoff er‐ zeugt. 139 Der größte Teil des erzeugten Wasserstoffs wurde und wird direkt im erzeugenden Betrieb verwendet, nur ein geringer Teil gelangt in den Handel. Das kann sich in Zukunft ändern: Verfahren wie Power-to-Gas (PtG) gelten seit eini‐ gen Jahre als unverzichtbare Zukunftstechnik und sind in der Erprobung, s. Kap. 7.6.3. Power-to-X. Sie liefern Wasserstoff (oder auch Methan) und erweitern so das Portefeuille der Wasserstofferzeugung. Voraussetzung zur Verwendung ist immer die Verfügbarkeit, was ganz allgemein gilt. Da der Regelfall nicht die Verwendung am Erzeugungsort ist, ist Speicherung notwendig, ja sogar essenziell. Die heute verfügbaren Techniken zur Speicherung von Wasserstoff lassen sich im Überblick der Abb. 7-167 darstellen. Bei der Kryospeicherung ist zwischen stationären und mobilen Anwendungen zu unterscheiden. Stationäre Flüssiggasspeicher werden als wärmeisolierte, doppelwandige Behälter ausgeführt, nach dem schon lange bekannten Prinzip der Thermoskanne. Als Erfinder und Namensgeber solcher „Dewars“ gilt der Schotte SIR J. DEWAR, der 1893 ein Gefäß mit zwei Wänden entwickelte, zwischen denen ein Vakuum erzeugt wurde, und das aus verspiegeltem Glas hergestellt war. Im Ergebnis hielten die Gefäße die Temperatur eines heißen wie kalten Inhalts für einige Stunden konstant. DEWAR war jedoch weder der erste noch der letzte Erfinder der Thermoskanne. Vor ihm hatte der Chemnitzer Physikprofessor A. F. WEINHOLD bereits in den 1870er Jahren ein derartiges Isoliergefäß erdacht. Und da offensichtlich weder WEINHOLDS noch DEWARS Gerät allgemein bekannt wurde, gab es mit C. VON LINDE einen dritten Anlauf: Er beauftragte den Glastechniker R. BURGER aus Brandenburg, der inzwischen mit der R. 246 7 Aktionsfelder Burger & Co. die erste Glasinstrumentenfabrik in Berlin führte, mit der Entwicklung eines Behälters, mit dem sich flüssige Luft bei -195 °C transportieren ließ. BURGER war dann auch der erste, der wirtschaftlichen Gewinn aus der Idee ziehen konnte. Er ließ sich die Thermosflasche 1903 patentieren und verkaufte das Patent 1909 sowohl an ein eigens gegründetes deutsches als auch an ein amerikanisches Unternehmen. Von Amerika aus startete die Thermosflasche dann ihren Siegeszug um die Welt. Abb. 7-167: Speichertechniken für Wasserstoff; Quelle: Fröba, M., Universität Hamburg, in: Wasser‐ stoff als Energiespeicher, Vortrag 2016 Bei heutigen Behältern wird zwischen Innen- und Außenwand im evakuierten Raum eine Wärmeisolierung eingebracht. Sie besteht bei Großbehältern meist aus Perlit, kleinere Speicher verwenden meist eine Superisolation aus 30 aufeinander liegenden aluminisierten Kunststofffolien. Eine solche Superisolation stellt hohe Ansprüche an das Vakuum und ist kostspieliger als Perlit. Flüssigwasserstoffspeicher großer Volumina wurden bisher hauptsächlich als Treibstoff‐ lager für die Raumfahrt eingesetzt. Der größte Flüssigwasserstoffspeicher befindet sich bei der NASA in Cape Canaveral. Der Kugelspeicher hat einen Durchmesser von 20 m und ein Speichervolumen von 3.800 m 3 , was ca. 270 t flüssigem Wasserstoff entspricht. Durch eine Perlit-Vakuumisolierung und die Größe des Speichers lassen sich die Spei‐ cherverluste verringern. Abdampfraten von 0,03 % pro Tag sind durchaus erreichbar. Kleinere Speicher als Stand- oder Transportbehälter erreichen je nach Isolierungsart und Geometrie Abdampfraten von 0,4 bis 2 % pro Tag. 247 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind 140 Hier und folgende Absätze unter Verwendung von Dammann, M.: Visualisierung eines Teilsystems der Energieversorgung auf Wasserstoffbasis, Diplomarbeit Bielefeld, August 2000. 141 VDI nachrichten, 16. Oktober 2020 Flüssigspeicher sind in allen Größenordnungen ab 100 l bei den Herstellern technischer Gase erhältlich. Übliche Standtanks in den Größenordnungen von 1.500 l bis 75.000 l erreichen Durchmesser von 1,4 bis 3,8 m und Höhen von 3 bis 14 m. Mobile Flüssiggasspeicher befinden sich in Entwicklung. Tanks aus 200-300 Lagen dünner Isolierfolien erreichen spezifische Speichergewichte und -volumina von 4,5 kWh/ kg und 2,13 kWh/ l. 140 Bei der Alternative Druckgasspeicherung sind Groß- und Kleinspeicher zu unterschei‐ den. In stationären Großspeichern kann Wasserstoff ähnlich wie Erdgas in großen Mengen unterirdisch gelagert werden. Als Speicherräume werden Porenspeicher, Aquifere, Salz- und Felskavernen genutzt. In England und Frankreich besitzt man mit diesem Verfahren schon Langzeiterfahrungen. Der britische Chemiekonzern ICI betreibt in Teeside drei Salzkavernen mit einer Tiefe von bis zu 366 m und einem Druck von bis zu 50 bar. Von 1957 bis 1974 speicherte die Gaz de France ca. 330 Mio. m 3 Stadtgas mit einem Wasserstoffanteil von 50 % in einem Aquiferspeicher. In Deutschland unterhalten die Stadtwerke Kiel seit 1971 eine Gaskaverne zur Speicherung von Stadtgas mit einem Was‐ serstoffanteil von 60‒65 %. Der Speicher besitzt ein geometrisches Volumen von 32.000 m 3 liegt in einer Tiefe von 1.330 m. Das Gas wird dort bei Umgebungstemperatur unter einem Druck von 80‒160 bar eingelagert. Die unterirdische Speicherung ist wesentlich kostengünstiger als andere Speichermethoden, hängt aber von den örtlichen geologischen Voraussetzungen ab und ist nur für sehr große Speicherkapazitäten realisierbar. Stationäre Speicher In Verteilungsnetzen könnten grundsätzlich analog zur Erdgaswirt‐ schaft als modifizierte Scheiben- oder Glockengasspeicher oder Niederdruckkugelbehälter mit Volumina größer 15.000 m 3 betrieben werden, s. Kap. 7.4.7.6.1, Speicherung von gasförmigem Kohlenwasserstoff. Erfahrungen mit der Speicherung von Wasserstoff in dieser Form in Bezug auf die Dichtheit der Behälter liegen noch nicht vor, da bislang kein entsprechend großes Verteilungsnetz für Wasserstoff mit der Notwendigkeit von Zwi‐ schen- und Ausgleichsspeichern realisiert wurde. Vertreter der Gaswirtschaft äußern sich hierzu jedoch positiv, und die Netzbetreiben sind der Ansicht, dass 90 % des Ferngasnetzes auf Wasserstoff umgestellt werden könnten. 141 In der Industrie sind standardisierte Kleinspeicher als Druckgasspeicher im Einsatz. Die zylindrischen Speicher mit einem Durchmesser von 2,8 m werden in Längen zu 7,3 m, 10,8 m und 19 m angeboten. Bei einem Speicherdruck von 45 bar können 1.300 bis 4.500 m 3 Wasserstoff gespeichert werden. Die Tankspeicherung erreicht spezifische Speichergewichte von 0,24‒0,31 kWh/ kg und Speichervolumina von 0,135 kWh/ l inklusive des Speichergewichtes. Für den mobilen Einsatz ist die Druckspeicherung von Wasserstoff heute anwendungs‐ reif entwickelt und getestet. Im Vergleich mit den herkömmlichen Treibstoffen auf Mine‐ ralölbasis, also Autogas, verdichtetem Erdgas und Flüssigerdgas, weist Wasserstoff trotz der hohen Drücke von bis zu 700 bar ein eher geringeres Gefahrenpotenzial auf. Abb. 7-168 zeigt ein Tankbeispiel. 248 7 Aktionsfelder Abb. 7-168: Druckspeicherung von Wasserstoff für Fahrzeuganwendungen, Beispiel Mirai; Quelle: Toyota Motor Corporation Die Kryodruck-Speicherung von Wasserstoff ist eine Kombination der Flüssigwasserstoff- und der Druckwasserstoff-Speicherung. Im Forschungsvorhaben CryoComp arbeitet der Automobilhersteller BMW zusammen mit Technologiepartnern an der Technik, sodass mittelfristig eine technische Reife und marktfähige Lösung auch für den mobilen Einsatz zu erwarten ist, s. Abb. 7-169. Die Kryodruck-Tanktechnik speichert, verglichen mit der 700-bar-Technik, bis zu 50 % mehr Wasserstoff im Fahrzeugtank. Je nach Material kann auch eine Reinigungsfunktion integriert werden. Die Anwendung dieser Speicher-Technologie erstreckt sich so auch auf Gasreinigungsanlagen. Durch das zusätzliche Einbringen von Material verschlechtern sich allerdings die spezifischen Speichergewichte auf 0,21 bis 0,39 kWh/ kg. Im Gegenzug kann aber das spezifische Speichervolumen deutlich erhöht werden. Es sind Werte von 1‒1,5 kWh/ l realisierbar. Abb. 7-169: Kryodruck-Speicherung von Wasserstoff für Fahrzeuganwendungen; Quelle: BMW AG, Werkphoto Metallhydridspeicher sind Speicherbehälter, Tanks oder Flaschen, die mit porösen Metall‐ legierungen gefüllt sind. Der Wasserstoff wird gewissermaßen gelöst gespeichert, indem sich aus Metall und Wasserstoff ein Metallhydrid bildet. Durch Druckerniedrigung und leichte Wärmezufuhr kann der Wasserstoff wieder ausgetrieben werden. Vorteilhaft sind 249 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind 142 Ullrich, Chr.: Didaktik der Chemie, Universität Bayreuth, Stand: 18. Januar 2016. die geringen Beladungsdrücke, je nach Material bei 0‒10 bar, und der Umstand, dass die Prozesse − Betankung, Speicherung und Entladung − unter Umgebungstemperatur ablaufen. Viele elementare Metalle, intermetalllische Verbindungen und ein- oder mehrphasige Legierungen sind in der Lage, Wasserstoff durch Einlagerung in die Zwischengitterplätze des Metalls zu binden. Die Auswahl der Materialien in Metallhydridspeichern wird unter Berücksichtigung der folgenden Kriterien vollzogen: • Temperatur und Druck, bei denen der Speicher betrieben werden muss, • Reaktionswärme und Bindungsenthalpie der Metallhydridbildung, • Wasserstoffmenge, die pro kg und l reversibel gespeichert werden kann, • Kinetik der Absorption und Desorption, • zyklische Lebensdauer, • Preis. Die Preise richten sich nach der Zusammenstellung der Materialen des Speichers, die sich aus dem speziellen Anwendungsfall ergibt. Pro Kubikmeter Wasserstoff-Speicherkapazität können Preise in folgenden Größenordnungen angegeben werden: 1-m 3 - Speicher 400 bis 1500 Euro, 10-m 3 - Speicher 200 bis 750 Euro, 100-m 3 - Speicher 150 bis 550 Euro. Je nach Anwendungsfall kann man durch verschiedene Legierungen das jeweils beste Druck- oder Temperaturniveau schaffen. Für eine Anwendung im Kraftfahrzeug kommt es z. B. auf eine niedrige Desorptionstem‐ peratur und eine schnelle Bebzw. Entladung an. Problematisch ist beim Kfz jedoch die geringe massenspezifische Speicherdichte, wodurch die Speicher verhältnismäßig schwer sind. Die Speicherung von Wasserstoff in Hydridspeichern bietet im Grunde eine sichere Alternative, Wasserstoff mit sich zu führen und Brennstoffzellen zu betreiben. Jedoch sind die hohe Masse und die niedrige Speicherkapazität zu unwirtschaftlich, um Hydridspeicher heute schon in Fahrzeugen zu verwenden. 142 Abb. 7-170: Metallhydridspeicher der H 2 -Tankstelle am Flughafen München; Quelle: www.diebrenn stoffzelle.de 250 7 Aktionsfelder Anders sieht es bei ortsfesten Speichern aus, da hier das Gewicht nicht entscheidend ist. Abb. 7-170 zeigt einen der Metallhydrid-Wasserstoffspeicher der 1999 eröffneten Wasserstofftankstelle am Münchener Flughafen. In der Betankungsphase des Speichers wird die Temperatur des eingeleiteten Wasserstoffs gering gehalten (max. 5 °C), jedoch für den Betankungsvorgang auf dem Weg zum Kompressor wieder erhöht. An der Northeastern Universtiy of Boston ist ein Verfahren in der Entwicklung, welches alle bisherigen Wasserstoffspeicherverfahren übertreffen soll. Wasserstoff lagert sich dabei in mehreren Lagen auf Grafitfasern mit Querschnitten von 5-100 Nanometern und Längen von 5‒100 Mikrometern an. Bei dieser Speichertechnik sollen Werte bis von 7,5 % bis 15 % (? ) des Carbongewichtes in Form von Wasserstoff eingelagert werden können. Die Zahlen konnten allerdings im großen Maßstab noch nicht bestätigt werden. Man geht hier von theoretisch möglichen Werten um die 14 % aus. Technisch realisierbar erscheinen Werte von 10 %. Damit wäre ein Wasserstofftank für Automobile mit einer Reichweite von 500 km nur 10 % größer als ein herkömmlicher Benzintank. Die weitere mittlerweile internationale Entwicklung wird zeigen, ob die von den amerikanischen Forschern erwarteten Fortschritte in der Realität eingelöst werden können. Fahrzeuge mit H 2 -Brennstoffzellen stehen am Markt nur in Testflotten und Miniserien zur Verfügung. Unter anderem deshalb beschränkt sich die Verfügbarkeit der Tankmög‐ lichkeiten gegenwärtig und weltweit noch auf spezielle Beispiele. Abb. 7-171: Verteilung der Wasserstofftankstellen in Europa Anfang 2020; Quelle: s. Grafik 251 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind 143 https: / / ecomento.de/ 2020/ 02/ 20/ wasserstoff-tankstellen, Abruf 5. Mai 2020. 144 Deshalb haben sich national die Unternehmen Air Liquide, Daimler, Linde, OMV, Shell und TOTAL in der H2 MOBILITY zusammengeschlossen. Assoziierten Partner sind BMW, Honda, Hyundai, Toyota und Volkswagen sowie die NOW GmbH Nationale Organisation Wasserstoff- und Brennstoffzellen‐ technologie. Zum Jahresende 2019 waren weltweit 432 Wasserstoff-Tankstellen verfügbar. Davon waren 330 Stationen öffentlich. Deren Zahl hat sich damit in den letzten fünf Jahren mehr als vervierfacht. Für 226 weitere Tankstellen bestehen derzeit konkrete Planungen. An der Spitze liegt Japan mit 114 Tankstellen, vor Deutschland mit 87 (Stand Jan. 2020). 143 Die Verteilung europaweit zeigt Abb. 7-171, die Zunahmen in Deutschland Abb. 7-172. Die Wasserstoff-Stationen werden in Deutschland vorzugsweise in bestehende Tankstellen integriert. Der Wasserstoff wird üblicherweise per Trailer angeliefert, bei 45 bar gelagert und für die Fahrzeuge beim Tanken auf 700 bar hochverdichtet. Diese Aufgabe erfordert spezielle Kenntnisse und erhebliche Investitionen. 144 Mit hinein spielt die Ungewissheit über die Speicherart im Kraftfahrzeug. Die von TOTAL im Jahre 2015 in München eröffnete Tankstelle hat deshalb neben der standardisierten und von Daimler-Benz favorisierten CGH2-Tank-Technologie mit 700 bar auch eine Zapfsäule mit der von BMW entwickelten Kryodruckwasserstoff-Tanktechnik (CCH2) erhalten. Dabei wird der Wasserstoff gasförmig bei tiefkalter Temperatur und einem Druck von bis zu 350 bar im Fahrzeug gespeichert. Diese Technologie ist allerdings erst noch im Stadium der Vorentwicklung. Zu den mobilen Anwendungen gehören auch der Bahnverkehr, der Seeverkehr und per‐ spektivisch der Luftverkehr. Für die Bahn kommt der Einsatz von Wasserstoff insbesondere auf Strecken infrage, die nicht elektrifiziert sind - und das trifft in Deutschland auf 40 % des Schienennetzes zu. Abb. 7-172: Die schnelle Zunahme der Wasserstofftankstellen in Deutschland und des dort getätigten Absatzes; Quelle: H2 MOBILITY Deutschland, Mai 2020 252 7 Aktionsfelder 145 Süddeutsche Zeitung, 26. April 2019. 146 Ntv, Regionalnachrichten, 21. Mai 2019. 147 VDI nachrichten, 16. Oktober 2020, FAZ vom 10. November 2020. 148 Das Unternehmen Hydrogenious Technologies GmbH erhielt 2014 für die weiterentwickelte LOHC-Technik den Bayerischen Gründerpreis und wurde 2018 für den Deutschen Zukunftspreis nominiert. In Norddeutschland hat 2019 die Landesnahverkehrsgesellschaft Niedersachsen (LNVG) gemeinsam mit dem Streckenbetreiber, der Eisenbahnen- und Verkehrsbetriebe Elbe-Weser (EVB) die ersten beiden Züge in Betrieb genommen, die die Kombination Flüssigwasser‐ stoff-Brennstoffzelle für den Antrieb nutzen, bei einer Reichweite von 1.000 km/ Tankfül‐ lung. Sie verbinden Buxtehude und Cuxhaven und wurden vom Zughersteller Alstom als welterste Wasserstoffzüge im Werk Salzgitter gebaut. Die LNVG hat nach den ersten positiven Erfahrungen weitere 12 Wasserstoff-Züge gleichen Typs bei Alstom bestellt, die 2021 auf dieser Strecke fahren sollen. 145 Abb. 7-173 zeigt das Zugmodell. Abb. 7-173: Der Wasserstoffzug von Alstom, Modell iLint 54 mit 160 Sitzplätzen; Quelle: Z. Weserku‐ rier Mit gleicher Technik hat der Rhein-Main-Verkehrsverbund zum Fahrplanwechsel 2022/ 2023 eine Flotte von 27 Zügen bestellt. Der Großauftrag umfasst rund 500 Mio. Euro. 146 Alternativ bzw. in Konkurrenz zur Brennstoffzelle steht die motorische Verbrennung von Wasserstoff zur Verfügung, inzwischen in der Erprobung für den schweren Lkw. Das zunächst bestehende Problem, die Injektoren für die Wasserstoffeinspritzung tauglich zu machen, ist inzwischen gelöst. 147 Im stationären Betrieb haben sich Wasserstoffmotoren bereits bewährt, s. auch Kap. 7.6.3.1.1, Power-to-Gas-to-Power. Das Problem der Speicherung, das immer bei mobilen Anwendungen auftritt, lässt sich neben den schon dargestellten Varianten möglicherweise auch über "Liquid Organic Hyd‐ rogen Carriers" (LOHC) lösen. Bei dieser Technik wird Wasserstoff über einen Katalysator chemisch an eine Trägerflüssigkeit (Ethylenharnstoff) gebunden; in dieser Form kann dann Wasserstoff genauso wie Diesel bei Umgebungstemperatur und -druck transportiert und gelagert werden. 148 Jüngstes Anwendungsbeispiel ist die Messe Nürnberg. Konkret will man hier den Ökostrom über die Photovoltaikanlagen auf den Hallendächern der Messe selbst erzeugen. Überschussstrom dient zur Gewinnung von Wasserstoff, der anschließend in 253 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind 149 VDI nachrichten, 20. November 2020. 150 VDI nachrichten, 23. September 2020. einem LOHC-Reaktor gespeichert wird und bei Bedarf über eine Brennstoffzelle Betriebs‐ strom generiert. 149 Nicht ganz so einfach, aber technisch machbar, ist die Verwendung von Wasserstoff für den Luftverkehr. Airbus will bis 2035 ein serienreifes Wasserstoff-Flugzeug entwickeln und hat hierfür drei Prototyen vorgestellt. 150 Einen dieser Entwürfe zeigt Abb. 7-174, die erkennen lässt, dass der Treibstoff bei diesem Modell im Heck des Flugzeugs gespeichert werden soll. Ein zweiter Entwurf ist als Nur-Flügel-Modell ausgelegt, bei dem die Passagiere ihren Platz in den Tragflächen finden. Abb. 7-174: Die Turbofan-Studie für ein Wasserstoffflugzeug; Quelle: Airbus Also: ▸ Speicher für Wasserstoff sind stationär und mobil als Druckgas-, Kryodruck- oder Metallhydridspeicher einsatzfähig. ▸ Zur Mengenspeicherung von Wasserstoff kommen grundsätzlich auch die die für Erdgas entwickelten Speichertechniken infrage, insbesondere die unterirdische Druckgasspeicherung. ▸ Wasserstoff kann unmittelbar verwendet werden (z. B. Brennstoffzelle, Verbren‐ nungsmotor) oder dient als Ausgangsprodukt für weitere Energieträger (z. B. Methan, Kraftstoffe). Dank seiner universellen Verwendungsmöglichkeit ist Was‐ serstoff ein Kandidat für eine grundsätzliche Umgestaltung des Energiesektors (Wasserstoffwirtschaft). ▸ Wasserstoff ist ein zukunftsfähiges speicherbares Umwandlungsprodukt für regene‐ rativ erzeugten Strom und leistet damit einen wertvollen Beitrag zur Energiewende. 7.4.7.6.4 Akkumulatoren, Redox-Flow Batterien, genauer: Primärbatterien und Akkumulatoren sind chemische Energiespeicher, die bei ihrer Entladung elektrische Energie abgeben und im Fall des Akkumulators auch 254 7 Aktionsfelder wieder in dieser Form aufnehmen, also wieder aufladbar sind. Da hier nur die Speicher‐ funktion interessiert, übergehen wir die Primärbatterie und behandeln Akkumulatoren und Redox-Flow, die beide gleichermaßen für die Speicherung grüner Energie interessant sind. 7.4.7.6.4.1 Akkumulatoren Die Geschichte des Akkumulators beginnt (wieder, wie bei der Elektrolyse) mit W. RITTER und seiner 1802 entwickelten „Ritterschen Säule“. Die Säule bestand aus übereinander geschichteten und mit Kochsalz getränkten Kupfer- und Kartonscheiben. Sie konnte mit einem elektrischen Strom geladen werden und bei der Entladung wieder Strom abgeben und gilt als Urform des heutigen Akkumulators, s. Abb. 7-175. Abb. 7-175: Rittersche Säule von 1803; Quelle: Prof. Dr.-Ing. M. Thein In den fünfziger Jahren des 19. Jahrhunderts arbeiteten SI.NSTEDEN und PLANTÉ mit dem System Blei-Schwefelsäure-Bleidioxid, das etwa 2 V Spannung pro Zelle liefert. Sie nutzten ihre Zelle zur Stromspeicherung für telegraphische Experimente. Beide setzten als Elektroden Bleiplatten ein, die sich durch mehrfaches Laden und Entladen „formieren“ ließen und schließlich eine kleine Energiemenge speichern konnten. Für eine industrielle Fertigung waren diese „Batterien“ noch nicht geeignet. Der Bedarf, elektrische Energie zu speichern, wuchs jedoch rasch. Für die Anwendung wurde der Bleiakkumulator interessant, als E. A. FAURE um das Jahr 1880 ein Verfahren entwickelte, bei dem die Zelle bereits nach wenigen Ladezyklen eine hohe Kapazität erreichte. Seine Batterien waren allerdings wenig haltbar und versagten schon nach kurzer Betriebszeit. Den ersten technisch einsetzbaren Bleiakkumulator entwickelte der Luxemburger Inge‐ nieur H. TUDOR. Die von ihm seit 1882 erbauten Blei-Akkumulatoren liefen 16 Jahre ohne Pause (wie sich später herausstellte), waren also anwendungsfähig. 1886 ließ TUDOR seine Erfindung in Luxemburg und 1887 in Frankreich patentieren. JUNGNER und EDISON folgten 1899 und 1901 mit der Nickel-Cadmium-Batterie, die bald auch gefertigt werden konnte. Höhere Spannung erreichte man bei beiden Systemen durch die serielle Schaltung einzelner Zellen. Die Verbesserungen von H. TUDOR bezogen sich auf die Elektroden. Er ersetzte die spi‐ ralförmigen Blei-Elektroden durch flache, deren Oberfläche gerillt war. Sie hatten dadurch eine deutlich vergrößerte aktive Fläche. Sie waren auch dicker, wodurch die Leitfähigkeit erhöht wurde, und verformten sich nicht mehr. So war der TUDOR-Akkumulator im Vergleich zu den Vorgängern wesentlich effizienter und zuverlässiger geworden; seine Ladezeit war stark reduziert und die Lebensdauer lang. Sie konnte bis zu 25 Jahre erreichen. Um die negativen Elektroden zu verbessern, einigten sich die Brüder TUDOR mit den Inhabern kollidierender Patente und fanden so auch eine Lösung, den Leistungsverlust 255 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind 151 Weiteres anschaulich in Musée Tudor, Rosport, Luxemburg. 152 Der Name VARTA erklärt sich aus Vertrieb, Aufladung und Reparatur Transportabler Akkumula‐ toren. deutlich zu reduzieren. 151 TUDORS erster großer Auftrag im Jahr 1886 war die Umsetzung einer elektrischen Beleuchtung für die Stadt Echternach, als erste Stadt Luxemburgs und als eine der ersten Städte Europas. Abb. 7-176: Prinzipieller Aufbau eines Bleiakkumulators; Quelle: Akkumulator, in: Großes Welt-Le‐ xikon, Brockhaus 2007, S. 163 Bleiakkumulatoren werden bis in die Gegenwart produziert und genutzt. Ihren Aufbau und die ablaufenden elektrochemischen Prozesse stellt Abb. 7-176 dar. Die Verfügbarkeit brauchbarer und industriell lieferbarer Akkumulatoren ab der Mitte der 1880er Jahre führte rasch zur breiten Anwendung, vor allem in der entstehenden elektrischen Versorgung. Als eine der ersten Herstellerfirmen in Deutschland entstand 1887 das Unternehmen BÜSCHE & MÜLLER in Hagen. Als AEG und SIEMENS 1890 das Feld der Akkumulatoren mit Blick auf die elektrischen Zentralen für entwicklungsfähig hielten, investierten sie unter Mitwirkung der Deutschen Bank in die neue Firma, woraus die Accumulatorenfabrik AG (AFA) entstand. 1904 kreierte AFA die Marke VARTA, deren ursprünglicher Zweck die Vermarktung kleiner tragbarer Akkumulatoren war, die dann als „Starterbatterien“ bei automobilen Verbrennungsmotoren zum Einsatz kommen sollten und auch kamen. 152 Im Jahre 1910 erfolgte in Berlin die Gründung der Akkumulatorenfabrik SONNEN‐ SCHEIN durch TH. SONNENSCHEIN, einen Schüler M. PLANCKS. Grundlage für die Firmengründung war ein großer Auftrag der Allgemeinen Berliner Omnibus AG. Damit ist als zweite Anwendungslinie der Akkumulatoren die Mobilität angesprochen, auf die weiter unten noch einzugehen sein wird. Erstes deutsches Elektrizitätswerk mit Akkumulatorenbetrieb war eine kleine Anlage in Dessau, erbaut von der Deutschen Continental-Gas-Gesellschaft im Jahr 1886. Das 256 7 Aktionsfelder 153 Erbslöh, Energietransport, S. 223. 154 Ebd. S. 224. erste größere städtische Elektrizitätswerk mit ergänzendem Akkumulatorenbetrieb in Deutschland war die elektrische Zentralanlage der Stadt Barmen, die im Jahr 1888 in Betrieb ging. 153 Abb. 7-177 zeigt das Schaltschema der Anlage, das die beiden Akkumulatorenblöcke erkennen lässt, wie sie für das in Barmen ausgeführte Drei-Leiter-System benötigt wurden. Sie waren in TUDORscher Ausführung von BÜSCHE & MÜLLER geliefert worden. Aus der Planung der Anlage geht am Beispiel hervor, was die wesentlichen Argumente für die Verwendung zusätzlicher Akkumulatoren waren. Im Vordergrund stand die Kompensation der ungleichmäßigen Auslastung, die durch die abendliche Beleuchtungsspitze gegeben war. Hier wurden die Akkumulatoren zugeschaltet und ersparten so die Auslegung der Dampfmaschinen und Generatoren auf die Spitzenlast. Sie waren weiter auch während des Tages verfügbar und erlaubten so die zeitweise Abschaltung der Maschinensätze. Im Fall Barmen kam hinzu, dass man mit der Einrichtung von Akkumulator-Unterstationen die Reichweite des Netzes zu verlängern hoffte. 154 Wegen dieser Vorteile wurden in den Folgejahren die meisten Zentralen mit Akkumu‐ latorenbatterien geplant und realisiert. Die Statistik nach dem Stande vom 1. März 1899 ergab eine Anzahl von 488 Zentralen in Deutschland mit einer Maschinenleistung von 145,5 MW. Von diesen Werken wurde die große Mehrzahl mit Gleichstrom in Verbindung mit Akkumulatoren betrieben, in Zahlen: 361 Werke von der Gesamtzahl oder rund dreiviertel. Die Zahl der Wechsel- und Drehstrombetriebe war noch gering. Zwar wurde häufiger Kritik an der Betriebssicherheit oder mangelnder Qualität der Akkumulatoren und deren Zuschaltung geübt, jedoch änderte das nichts an ihrer weiteren Verbreitung. Abb. 7-177: Verteilungsschema der Akkumulatorenblöcke in der Barmer Zentrale, 1888; Quelle: Erbslöh, Zentralanlagen, Abb. 74 257 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind 155 Berdelle, N.: Spitzendeckung und Belastungsausgleich durch elektrische Speicherbatterien, ETZ Jg. 48, 1927, Nr. 26, S. 929f. Dies änderte sich mit zunehmender Verwendung des Drehstroms. Selbst BERDELLE, ein Verfechter der Akkumulatoren-Zuschaltung, musste 1927 einräumen, dass ein solcher Be‐ trieb nur in Gleichstromnetzen optimal funktioniere. 155 Technischer Hintergrund war, dass der Einsatz von Akkumulatoren bei Wechsel- und Drehstrom zusätzliche Umformersätze erforderte und damit neben erhöhtem Kapitaleinsatz auch erhöhte Wirkungsgradverluste in Kauf zu nehmen waren. Das (vorläufige) Ende des Akkumulatorenbetriebs wurde dadurch beschleunigt, dass inzwischen andere Techniken zur Verfügung standen, die Momentanreserve zu gewährleisten. Die drei der beim Bleiakkumulator noch heute üblichen Plattentypen waren Anfang des 20. Jahrhunderts bekannt und wurden bereits gefertigt. Die Entwicklung ging in den nächsten hundert Jahren weiter. Eine genauere Kenntnis der Einflussgrößen hat verbesserte Produktionsprozesse und den Einsatz neuer synthetischer Materialien ermöglicht, die zur Herstellung von Separatoren und Gefäßen verwendet werden. Ein besonderes Problem war die Gasentwicklung, insbesondere bei Überladung. So werden heute Anlagen zur unterbrechungsfreien Stromversorgung überwiegend mit ventilregulierten Blei-Säure-Batterien ausgerüstet. Das geschieht nicht nur wegen des geringeren Wartungsaufwands und der niedrigen Wasserstoffgas-Entwicklung, sondern auch wegen der Möglichkeit, diese Batterien unmittelbar neben den elektronischen Bau‐ elementen aufzustellen, da keine Gefahr mehr besteht, dass korrosive Dämpfe aus der Batterie austreten. Abb. 7-178: Das erste Elektrofahrzeug wurde von Gustave Trouvé in Paris im Jahr 1881 gebaut; Quelle: Stefan Weißenborn, PS Welt, Mai 2016 Die mobile Verwendung der Akkumulatoren lag früh nahe - elektrisches Fahren spielte schon in der Anfangszeit des Automobils eine in Technik und Öffentlichkeit viel beachtete Rolle, die erst mit der Weiterentwicklung der Verbrennungsmotoren wieder verloren ging. Wenn man die Bilder von Elektrofahrzeugen aus dieser Epoche wie in Abb. 7-178 sieht, 258 7 Aktionsfelder wird anschaulich, warum dies so ist: Batterien gleich welcher Bauart waren groß, schwer und erlaubten nur geringe Reichweiten. Dass die frühen Elektromobile schnell die Konkurrenz gegen die benzin- und später dieselbetrieben Fahrzeuge verloren, hat einen einleuchtenden Grund: die Energiedichte von Flüssigtreibstoffen lag um fast den Faktor 400 über der des Bleiakkus, s. Abb. 7-179 - ein riesiger Abstand, der sich bis zur Gegenwart mit anderen Speichertypen, z. B. dem Lithium-Ionen-Akku, zwar verringert hat, aber immer noch den Faktor 120 ausmacht. Seit den 1920er Jahren dominierten deshalb eindeutig die flüssigen Kraftstoffe. Die Elekt‐ romobilität führte im Bereich der Personenkraftwagen wie dem Lkw ein Nischendasein. Prototypen und Versuche gab es allerdings immer wieder. Erst nach der Jahrtausendwende begann sich hier die Situation zu verändern. Die heute bekannten alkalischen Batterien sind erst in den 1950er Jahren vorgestellt worden. Das von L. URRY entwickelte System der Alkali-Mangan-Batterie eignet sich besonders für Niedrigstromanwendungen und bietet dabei eine höhere Kapazität und eine bessere Belastbarkeit als Zink-Kohle-Batterien. Mit ihrer Massentauglichkeit löste die Alkali-Mangan-Batterie die Zink-Kohle-Batterie ab. Abb. 7-179: Energiedichten verschiedener Stoffe; : Quelle: Energiedichte, in: Chemie-Lexikon, LUMI‐ TOS GmbH, 1998-2018, bearbeitet 259 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind 156 Dieser Abschnitt nach Büttner, Tanja: Die Geschichte der Batterie, in: https: / / www.shine.eco/ 2017/ 03/ 29/ die-entwicklung-der-batterie/ , Abruf 23. Juni 2020. Abb. 7-180: Aufbau und Funktion einer Li-Ionen-Zelle; Quelle: Bosch AG Als nächstes wurde von ST. OVSHINSKY und M. OSHITANI in den Jahren 1962 bis 1982 die Nickel-Metallhydrid-Batterie entwickelt, welche im Gegensatz zur NiCd-Batterie ohne giftige Schwermetalle auskommt. Letztere ist heute EU-weit bis auf Ausnahmen verboten. Eine neue und auch vielversprechende Batterietechnik ist die Lithium-Ionen-Batterie. Abb. 7-180 zeigt Aufbau und Arbeitsweise einer Li-Ionen-Zelle, dem primären Element, aus dem die Akkumulatoren in Serien und/ oder Parallelschaltung aufgebaut werden. Als erstes Unternehmen brachte SONY 1991 einen Speicher auf Li-Basis auf den Markt. Verbaut sind sie mittlerweile in den meisten unserer technischen Gebrauchsgeräte. Das Smartphone besitzt einen Lithium-Ionen-Akku und der Laptop lässt sich mit ihm überall nutzen. 156 Stationäre Li-Ionen-Akkumulatoren haben ältere Speicher an vielen Orten ersetzt. Der Wirtschaftszweig der Kommunikationstechnik muss als der eigentliche Treiber der Batterieentwicklung in den letzten Jahrzehnten angesehen werden. Neben dem Li‐ thium-Ionen-Akku gibt es weitere Entwicklungen, die in Abb. 7-181 unter dem Aspekt der Energiedichte zusammengestellt sind. 260 7 Aktionsfelder 157 VDE Verband Elektrotechnik, Elektronik Informationstechnik e. V. (Hg): Kompendium Li- Ionen-Batterien, Frankfurt 2015, S. 9. Abb. 7-181: Energiedichten moderner Batterien, auch im Vergleich zur Bleiakkumulator zu lesen; Quelle: Original Autor Barrie Lawson, Electropaedia Die Batterietechnik ist seit der Jahrtausendwende zu einer Schüsseltechnik geworden und befindet sich gegenwärtig weltweit in intensiver Entwicklung. Die Optimierungsziele für die Batterietechnik der Zukunft lassen sich allgemein so zusammenfassen und gelten dabei für stationäre wie mobile Anwendungen: • geringere Kosten, • niedrigeres Gewicht, • höhere Ladekapazität, • kürzere Ladezeiten, • geringere Umweltbelastung, • genügend Recycling-Kapazitäten. Speziell Li-Ionen-Batterien (inklusive LFP und Li-Titanat) decken ein weites Spektrum im Bereich der Energiedichten ab. So können (je nach Zellchemie) ca. 90-250 Wh/ kg bzw. 160-670 Wh/ l erreicht werden (Stand 2015). 157 Die Verfügbarkeit von Li-Ionenbatterien mit deutlich verbesserter Leistungsdichte hinterlässt im mobilen Einsatz langsam ihre Spuren. Abb. 7-182 zeigt die Zulassungszahlen von Hybrid und BEV im Vergleich 2019/ 2020. Was in der Weiterentwicklung im Jahr 2014 absehbar möglich schien, ist in Abb. 7-183 dargestellt. Auffällig ist hier, dass der Li-Ionen-Batterie nur noch ein begrenztes Entwicklungs‐ potential zugeschrieben wird. Vor diesem Hintergrund sind Investitionen in eine Li-Ionen-Fabri‐ kation, die zum Erreichen der Wirtschaftlichkeit längere Nutzungszeiträume umfassen müssen, durchaus problematisch, was die zurückhaltende Investitionsbereitschaft in Europa mit erklärt. 261 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind 158 Sterner, M., Stadler, I. (Hg): Energiespeicher - Bedarf, Technologien, Integration, 2. Aufl., Berlin-Hei‐ delberg 2017, S. 308/ 312. Abb. 7-182: Zulassungszahlen BEV und Hybridfahrzeuge 2019/ 2020; Quelle: CAM Emobility Report 2020, nach KBA Zu den neueren Entwicklungen zählt die Natrium-Schwefel-Batterie (NaS). Die Energiedichte von NaS-Akkumulatoren liegt bei ca. 218 Wh/ kg. Die Leistungsdichte von NaS-Akkumulatoren beträgt ca. 200 W/ kg. Sie erfordert zwar hohe Betriebstemperaturen (ca. 300 ºC) und ist u. a. deshalb auf stationäre Anwendungen beschränkt, hält aber höhere Zyklenzahlen aus und ist vor allem kostengünstiger. Lithium-Ionen-Akkus verursachen etwa doppelt so hohe Strom‐ speicher-Kosten als Natrium-Schwefel-Batterien, da Natrium- und Kohlenstoff-Elemente massenverfügbar sind. Den Aufbau einer NaS-Zelle zeigt Abb. 7-184. Das größte in Deutschland realisierte System wurde in Verbindung mit einem aus 34 Windturbinen bestehenden 54 MW-Windpark realisiert (2018). Mit einer parallelen Verschaltung von 17-mal 2 MW NaS-Blöcken wird eine Nennleistung von 34 MW und eine Gesamtenergie von 204 MWh erreicht. Das System speist die Energie in das 154 kV-Hoch‐ spannungsnetz ein und dient zum Ausgleich von Leistungsfluktuationen. 158 Für die mobile Anwendung von Batterien braucht man mobile bzw. dezentrale Einspeisung, also entsprechend ausgelegte „Stromtankstellen“. Tankstellen waren bis zur Jahrtausendwende technisch und wirtschaftlich auf die Speicherung von flüssigen oder gasförmigen Treibstoffen gestützt. Ihre Zukunft hängt naturgemäß an der Entwicklung der automobilen Technik. ▸ An der Durchsetzung des elektrischen Antriebs kann man nicht zweifeln, sei er nun batterie- oder brennstoffzellengestützt. Das gilt auch dann, wenn synthetische Kraftstoffe den Verbrennungsmotor CO 2 -neutral werden lassen sollten - das Wahl‐ spektrum für den Antrieb wird in diesem Fall eben größer werden. 262 7 Aktionsfelder Abb. 7-183: Entwicklung und Entwicklungpsperspektiven von Li-Zellen; Quelle: Van Noorden, R., A Better Battery, in: Nature 507 , S. 26-28, 2014, nach: Zu, C.X. & Li, H.: Thermodynamic Analysis on Energy Densities of Batteries, in: Energy Environ. Sci. 4, S. 2614-2624, 2011 (Ausschnitt) Abb. 7-184: Aufbau einer Natrium-Schwefelzelle; Quelle: Sterner/ Stadler, Energiespeicher, Abb. 7.56 263 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind Abb. 7-185: Ladesäulenkarte Deutschland, Ansicht Süddeutschland, Mai 2020; Quelle: Bundesnetz‐ agentur Für die Tankstelle von morgen bedeutet das, dass sie zusätzlich Strom über Schnellla‐ destationen und / oder Wasserstoff in speziellen Tanks bevorraten und abgeben muss. Ladepunkte für Strom sind inzwischen in größerer Zahl vorhanden - rd. 13.560 für das gesamte Deutschland (Stand Mai 2020), die wenigsten allerdings als Zubau in öffentlichen Tankstellen. Ihre ungleiche Verteilung zeigt Abb. 7-185 am Beispiel Süddeutschland. Dass die Schwerpunkte in den Ballungsgebieten liegen, ist aus Gründen der Verkehrs‐ dichte erwartbar. Hinzu kommt jedoch auch, dass BEV wegen der reduzierten Reichweite und der kaum zumutbaren Ladezeiten am Überlandverkehr praktisch nicht teilnehmen (können). Ein neueres Anwendungsgebiet eröffnete sich stationären Batterien mit dem Aufkom‐ men der Photovoltaik in den 1990er Jahren. Waren sie zunächst nur als „Solarbatterien“ in sogenannten Inselanlagen ohne Netzanbindung gefragt, so hat sich seit etwa dem Jahr 2010 der Einsatz in privaten PV-Anlagen deutlich vermehrt und wird gegenwärtig als Standardlösung angeboten, die den Anteil des Eigenverbrauchs am erzeugten Strom deut‐ lich vermehrt und damit bei sinkender Einspeisevergütung und steigendem öffentlichen Strompreis wirtschaftliche Vorteile bringt. Das Arbeitsprinzip zeigt Abb. 7-186. Solarstrom aus der Solaranlage kann entweder direkt im Haushalt oder Gewerbe ver‐ braucht, gespeichert oder ins Stromnetz eingespeist werden, Wie sich die Tageslastkurven ohne Speicher in der Praxis real darstellen, zeigt Abb. 7-187 am Beispiel eines Gewerbebe‐ triebs mit einem elektrischen Jahresenergiebedarf von rund einer GWh und einem über 24 Stunden nahezu gleichmäßig verlaufenden Verbrauchsprofil bei einer Erzeugung einer 300 kWp-PV-Anlage an einem bewölkten Sommertag. 264 7 Aktionsfelder Abb. 7-186: Die Wirkung von Speichern bei PV-Anlagen; Quelle: EnergieAgentur NRW Abb. 7-187: Tagesverlauf an einer realen PV-Anlage ohne eigenen Speicher; der Eigenverbrauch des Tages (grüne Fläche) entspricht dabei der Schnittmenge aus Erzeugung (blaue Fläche) und Verbrauch (graue Fläche); Quelle: SMA Solar Technology AG Wenn mehr Strom produziert wird als im Haus oder Betrieb benötigt, fließt in Anlagen mit Speicher die Überschussenergie zunächst den Solarspeicher. Ist dieser aufgefüllt, wird dann noch vorhandener Überschussstrom ins Netz eingespeist. Die Speicherkapazität von Batteriespeichern ist so konzipiert, dass der Haushalt über Nacht durch Solarstrom aus der Batterie versorgt werden kann. Erst wenn die Batterie leer ist, wird wieder auf Netzstrom zurückgegriffen. Entwickelt wurden zwei verschiedene Schaltungstechniken: 265 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind • AC-System: Die Batterie ist über einen eigenen Batterie-Wechselrichter mit dem Stromnetz verbunden, verfügt also über zwei Wechselrichter, s. Abb. 7-188. Das AC-System ist gut für Nachrüstungen geeignet. Abb. 7-188: Schaltung AC-System; Quelle: Memodo Blog © 2019 • DC-Systeme: Das DC-System enthält nur einem Wechselrichter, s. Abb. 7-189, ist damit platz‐ sparend, in der Installation weniger aufwändig und erreicht eine um 5 % bessere Ausbeute, ist aber für einfache Nachrüstungen kaum geeignet. Abb. 7-189: Schaltung DC-System; Quelle: Memodo Blog ©2019 Dass Strom aus PV- oder anderen regenerativen Anlagen auch in größerem Maßstab gespeichert werden kann, hat A. MUSK bewiesen. In Australien ist von seiner Firma Tesla im Jahr 2017 eine als „weltgrößtes Akkusystem“ annoncierte Anlage in Betrieb genommen worden, die dort Engpässe bei der Stromversorgung abfedern soll. Der dort verbaute Lithium-Ionen-Speicher mit seiner Kapazität von 129 MWh ist an einen Windpark angeschlossen und wird bei Flauten mehr als 30.000 Haushalte bei einer Leistung von 100 MW mit Strom versorgen können. Abb. 7-190 zeigt einen Blick in die Anlage. Die Batterie in Hornsdale wird aktuell (Stand Juni 2020) um 50 MW/ 65 MWh erweitert. 266 7 Aktionsfelder 159 Mitsubishi Electric Corporation: Pressemitteilung, März 2016. Dies ist nach Stand vom Jahr 2018 jedoch nicht die aktuell weltgrößte batteriegestützte Speicheranlage. Mitsubishi Electric Corporation gab im Jahr 2018 die Installation eines Speichers nach der NaS-Technik mit 50 MW Leistung und 300 MWh Speichervermögen in der Buzen Unterstation, Fukuoka Präfektur in Japan, bekannt. Sie ist in 252 Containern untergebracht, wie Abb. 7-191 illustriert. 159 Die von einem Projektkonsortium im Cremzow, Uckermark, im Jahr 2019 in Funktion gesetzte „Gigabatterie“ auf Lithium-Ionen-Basis ist mit 22 MW und 31,6 MWh um eine Größen‐ ordnung kleiner. Das Konsortium, dem der regionale Energieversorger ENERTRAG, Enel Green Power (Tochter des italienischen Energiekonzerns Enel) und Leclanché, ein Schweizer Anbieter für Batterietechnik, angehören, hat sie im Rahmen eines Verbundkraftwerks erstellt, zu dem ein Windenergie-Park, Solaranlagen und ein Wasserstoffspeicher gehören. Der Batteriespeicher dient nicht nur als Leistungspuffer, sondern stabilisiert auch die Netzfrequenz. Abb. 7-190: Die Tesla-Speicheranlage bei Jamestown nördlich von Adelaide; Quelle: Spiegel online, 12/ 2017 Abb. 7-191: Die Mitsubishi-Speicheranlage in Buzen, Japan; Quelle: Mitsubishi Electric Corporation 267 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind 160 Im Jahr 2010 wurde Lithium für 5.180 US-Dollar pro Tonne verkauft. Bis 2012 betrugen die Kosten mehr als 6.000 US-Dollar pro Tonne und Ende 2017 kostete eine Tonne etwa 14.000 US-Dollar - ein Anstieg um 270 Prozent gegenüber dem Niveau von 2010. ▸ Akkumulatoren heutiger Technik sind trotz der geringen Energiedichten eine ausgereifte Lösung für die Speicherung grünen Stroms, sowohl großtechnisch wie für den Hausgebrauch. ▸ Bei großen Speichervolumina stellt sich die Frage der Kosten und (vor allem bei Li-Ionen-Batterien) der Mengen-Verfügbarkeit des Grundstoffs. 160 7.4.7.6.4.2 Redox-Flow Redox-Flow-Batterien sind bisher noch ein Gegenstand von Forschung und Entwicklung, was sich jedoch schnell ändern kann. Die Arbeiten an der Redox-Flow-Batterie gehen auf die Mitte des 20. Jahrhunderts zurück. Das Speichern von Strom mittels Redox-Paaren wurde zunächst in Deutschland und den USA erforscht. In den 1970er Jahren beschäftigte sich die NASA mit der Entwicklung der Technik. Die Vanadium-Redox-Flow-Batterie, die bis heute das am weitesten verbreitete Modell einer Redox-Flow-Batterie darstellt, wurde In den 1980er Jahren an der University of New South Wales in Australien von M. SKYL‐ LAS-KAZACOS und ihren Mitarbeitern entwickelt. Ihre Lösung wurde 1986 patentiert und setzte sich zunächst durch. Wie bei anderen elektrochemischen Stromspeichern handelt es sich bei der Redox-Flow-Batterie um den Austausch von Elektronen an Membranen. Jedoch findet dieser nicht zwischen zwei Feststoffen, sondern zwischen zwei verschiedenen Flüssigkeiten (Elektrolyten) statt, die außerhalb der Zelle in separaten Tanks gelagert wer‐ den. Nur zum Zeitpunkt der Entladung oder Ladung der Redox-Flow-Batterie fließen diese Elektrolyte dann durch die eigentliche Zelle, s. Abb. 7-192. Als Elektrolyte werden meist zwei Vanadium-Verbindungen gewählt, die in verschiedenen Oxidationsstufen vorliegen. Die externe Lagerung hat Vorteile: Durch sie und die variable Menge der Elektrolyte kann die Speicherkapazität der Redox-Flow-Batterie in einem großen Bereich individuell variiert werden. Vorteile der Redox-Flow-Batterie sind: • Die herausragende Eigenschaft der Redox-Flow-Batterie ist die räumliche Trennung von Tanks und Stacks, die die flexible Anpassung an den individuellen Bedarf erlaubt. • Eine hohe Anzahl an Ladezyklen, die bis zu 10.000 betragen kann, bedeutet hohe Lebensdauer. • Der Leistungsbereich liegt bisher bei 10 Kilowatt bis zu 10 Megawatt. • Aufgrund des Aufbaus findet eine geringe Selbstentladung statt. • Ein Memory-Effekt tritt bei der Redox-Flow-Batterie nicht auf. • Die Redox-Flow-Batterie enthält keine brennbaren Substanzen. • Der Wirkungsgrad der Redox-Flow-Batterie liegt bereits bei über 80 % und ist durch weitere Forschung noch zu verbessern. 268 7 Aktionsfelder Abb. 7-192: Zu Aufbau und Arbeitsprinzip einer Redox-Flow-Batterie; Quelle: Stadler, M., Sterner, I. (Hg): Energiespeicher, Abb. 7.70 Naturgemäß gibt es auch Nachteile: • Die Energiedichte der Redox-Flow-Batterie ist gering, vergleichbar dem Bleiakku‐ mulator, was sich entsprechend auf das Speichervolumen auswirkt und dieses grundsätzlich groß ausfallen lässt. • Entsprechend haben Redox-Flow-Batterien bisher noch ein sehr hohes Gewicht. • Die Redox-Flow-Batterie ist in großen Leistungsklassen bisher sehr teuer. Als großer, flexibler und leistungsstarker Stromspeicher kann die Redox-Flow-Batterie als neue Möglichkeit betrachtet werden, Lastspitzen abzufangen oder den Input aus Windkraft- und Photovoltaikanlagen auszugleichen. Allerdings ist die Redox-Flow-Batterie nicht für alle Anwendungen als Stromspeicher geeignet. Da sie größeren Platzbedarf für die Lagerung der Elektrolyte erfordert, s. Abb. 7-193, wird sie wohl i. A. für stationäre Einsatzbereiche verwendet werden. Abb. 7-193: Konzeptstudie für eine Redox-Flow-Batterie im großtechnischen Maßstab für den Einsatz in Stromnetzen; Quelle: Sauer, D.: Optionen zur Speicherung elektrischer Energie in Energieversor‐ gungssystemen mit regenerativer Stromerzeugung, RWTH Aachen, Abb. 12 Kleinere Anlagen existieren bereits; so wird eine Redox-Flow-Batterie in Japan als Stromspeicher einer Windkraftanlage eingesetzt, die eine Leistung von 6 MW erzielt. Diese Leistung kann 10 Stunden lang gehalten werden, wodurch vergleichsweise lange Flauten überbrückt werden können. Seit 2014 setzt die Pacific Corporation in Utah, 269 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind 161 H2Blog vom 21. Oktober 2014. 162 Engel, K. M.: Eine gigantische Batterie …, in: https: / / www.spectrum.de, Abruf 12. Dezember 2019. USA, die Vanadiumtechnik ein, um durch Lastspitzenausgleich die eigene Versorgung zu stabilisieren. Die hier verwendete Vanadium-Redox-Flow-Batterie weist eine Leistung von 250 kW und eine Energiemenge von 2 MWh auf. Die ZBB Energy Corporation und die California Energy Commission betreiben je einen Energiespeicher mit 2 MWh, um Lastspitzen mit bis zu 1,5 MW zu kompensieren. In der irischen Grafschaft Donegal wird die erzeugte Strommenge eines Windparks teilweise in einer 2 MW/ 12 MWh Vanadium Redox-Flow-Zelle zwischengespeichert und zeitversetzt ins Netz eingespeist. Der japani‐ sche Versorger Kansai Electric Power setzt zum Lastspitzenausgleich schon seit 20 Jahren auf Redox-Flow-Batterien. Abb. 7-194: Kleinformatige Redox-Flow-Batterie von Volterion, zur Solarstromspeicherung in Einfa‐ milienhäusern; Quelle: Volterion / Fraunhofer Umsicht) In Deutschland sind inzwischen Redox-Flow-Batterien für die solare Hausversorgung am Markt. Die VoltStorage GmbH, ein 2016 in München gegründetes Start-up, bietet seit Anfang 2018 kleine Redox-Flow-Batterien mit 6,8 kWh Speicherleistung an, s. Abb. 7-194. Die Anlage ist mit jedem Hausanschluss und jeder Photovoltaik-Anlage kompatibel. Mit Speicherkosten von 10 C/ kWh ist sie eine ernsthafte Konkurrenz für Lithium-Ionen-Spei‐ cher. Die Verwendung in Elektrofahrzeugen ist in Diskussion, verbunden mit der Idee, die verbrauchten Elektrolyte an Tankstellen auszutauschen; sie gilt jedoch als problematisch. Der QUANT e der bisher unbekannten nanoflowcell AG, mit 30 kW angetrieben über eine nicht näher beschriebene Redox-Flow-Batterie, soll seit dem Juli 2014 auch über eine Straßenzulassung verfügen. 161 Die Berichte gelten allerdings als zweifelhaft. Die EWE Gasspeicher GmbH - hundertprozentige Tochter des Oldenburger Energieunter‐ nehmens EWE - plant nach Mitteilungen aus den Jahr 2017 und 2020, eine Redox-Flow-Batterie mit neuen, umweltverträglichen Komponenten einzusetzen und die Elektrolyte in unterirdi‐ schen Salzkavernen zu speichern, die bisher der Erdgasspeicherung dienten. Das System soll eine Leistung von 120 MW erreichen und bis zu 700 MWh speichern können. 162 Das wäre dann 270 7 Aktionsfelder 163 Z. ZfK, Zeitung für kommunale Wirtschaft, 10. Dezember 2018 und Z. FAZ, 12. Januar 2021. der Vorstoß in neue, bisher nicht realisierte Leistungsklassen, auch wenn sich nach neueren Mitteilungen inzwischen Verzögerungen ergeben haben. 163 Abb. 7-195: Application Center Redox Flow für Tests an ganzen RFB Modulen im Leistungsbereich bis zu mehreren hundert Kilowatt; Quelle: Fraunhofer-Institut für Chemische Technologie (ICT) Die Abb. 7-195 vermittelt einen Eindruck, welche Tankgrößen solche großen Systeme oberirdisch in der Praxis benötigen würden. Die Demonstrationsanlage speichert bis zu 10 MWh und soll das Fraunhofer-Institut für Chemische Technologie mit grünem Strom versorgen. ▸ Redox-Flow-Batterien besitzen eine hohe Effizienz und sind dabei bedeutend langle‐ biger als herkömmliche Akkumulatoren, insbesondere auch als Lithium-Jonen-Bat‐ terien. Durch die Speicherung in externen Tanks lässt sich die Batterieleistung unabhängig von der Batteriekapazität skalieren. ▸ Das zumeist verwendete Vanadium ist kein seltener Rohstoff. ▸ Es besteht noch hoher Entwicklungsbedarf, gleichwohl hohes Entwicklungspoten‐ zial. ▸ Eine mobile Anwendung erscheint bis auf Weiteres ausgeschlossen, zumindest fraglich. 7.4.7.7 Elektrische Energie Eine direkte Speicherung elektrischer Energie war und ist wünschenswert, aber nur auf zwei technische Möglichkeiten beschränkt: Kondensatoren und deren Weiterentwicklun‐ gen sowie Supraleitfähige Magnetische Energiespeicher (SMES). 7.4.7.7.1 Kondensatoren und Supercaps Die Geschichte der Kondensatoren reicht in die Anfänge der „Elektrizität“ zurück. 1745 entdeckten der Deutsche E. G. VON KLEIST und der Niederländer P. VAN MUSSCHENBROEK gleichzeitig, dass „Leidener Flaschen“ - das sind Glasgefäße, die innen und außen mit einer Metallfolie belegt sind - elektrische Ladungen speichern können. Dies waren die ersten 271 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind 164 Lange Leitungen haben sowohl Ohmschen Widerstand (R) als auch Induktivität (L) und Kapazität (C). Kondensatoren. Die Leidener Flasche und ähnliche Laborgeräte wurden in der Anfangszeit häufig benutzt, um dem staunenden Publikum die Wirkungen der Elektrizität vorzuführen, insbesondere in der Form von Blitzschlägen, also Kurzzeitentladungen. Eine solche Anordnung aus etwas späterer Zeit zeigt Abb. 7-196. Bekannt sind auch die Experimente von B. FRANKLIN, der ab 1749 mit Leidener Flaschen und Luftdielektrika Versuche anstellte und eine erste Theorie entwarf. Auf ihn geht auch der Begriff Kondensator (engl. condenser) zurück. Der Begriff Kapazität wurde dagegen von G. BECCARIA in die Elektrizitätslehre eingeführt. Das Dielektrikum, die Füllung zwischen den Elektroden, wurde von A. VOLTA als entscheidend für die Speicherfähigkeit erkannt. Sein Metallplattenkondensator verfügte 1775/ 1882 über ein Dielektrikum aus schwefelhaltigem Hartgummi (Ebonit). Später wurden Paraffinöl, Glimmer, Papier und Polymerfolien als Dielektrika eingesetzt. Der Kondensator wurde in der Folgezeit Teil elektrischer Schaltkreise. W. THOMSON entwickelte in England die mathematische Formel für kapazitiv-induktive Schwingkreise und formulierte die mathematische Gleichung für lange RLC-Kabelleitungen. 164 G. R. KIRCHHOFF gelang 1864 eine „Theorie der Entladung der Leydener Flasche“. An ihn schloss J. R. MAXWELL an, als er 1873 in „A Treatise on Electricity and Magnetism“ eine Theorie des Kondensators und des kapazitiv-induktiven Schwingkreises veröffentlichte. Auf dem Internationalen Kongress in Paris 1881 wurde schließlich das „Farad“ als Maßeinheit der Kapazität festgelegt. Damit war die theoretische Basis gelegt - die weitere Entwicklung war im Wesentli‐ chen auf technische Verbesserungen konzentriert, was bis heute anhält. Gegenstand der Forschung war vor allem die Regelung und Vergrößerung der Kapazität. Einer der ersten Drehkondensatoren von 1901, gebaut von A. KOEPSEL bei der Braun-Siemens-Gesellschaft (später TELEFUNKEN), befindet sich heute im Deutschen Museum. Parallel zu diesen Entwicklungen lief die kommerzielle Verwendung, zunächst insbesondere als Bauelemente in der Anfang des 20. Jahrhunderts entstehenden Funktechnik. Mit dem Aufkommen des Radios wurden Kondensatoren an die neuen, vergleichsweise kleinen Geräte angepasst - sie schrumpften und wurden teilweise aus flexiblen Komponenten gefertigt. Abb. 7-196: Zusammenschaltung von Leidener Flaschen zur Gewinnung von Hochspannung; Quelle: Annalen der Physik, Band 1, 1795 (1799), S. 30 272 7 Aktionsfelder M. EGUCHI publizierte 1925 in Japan seinen „Elektret“ als einen Kleinenergiespeicher. Eine sich schnell verbreitende Anwendung brachten die Blitzlicht-Birnen, die ab den 1960er Jahren für jeden erschwinglich wurden. Ihr Prinzip blieb im Grunde bis heute erhalten. Geändert haben sich lediglich technische Details und Zuverlässigkeit. Musste sich ein altes Blitzlicht nach dem Gebrauch noch länger aufladen, so sind heutige Modelle sofort wieder einsatzbereit. 1957 erschien H. I. BECKERs Doppelschichtkondensator in einem Patent von General Electric (US 2800616), das den „Elektrolytkondensator mit porösen Kohlenstoff-Elektro‐ den“ zum Gegenstand hatte. Für diesen Kondensator mit einem außergewöhnlich hohen Kapazitätswert wurde angenommen, dass die Energie in den Poren der großflächigen Aktivkohle gespeichert wird, ähnlich wie in einem Elektrolytkondensator. In dem Patent wurde daher sinngemäß zum Speicherprinzip geschrieben: „Es ist nicht genau bekannt, was im Bauelement stattfindet, wenn es als Energiespeicher benutzt wird, aber es führt zu einer außerordentlich hohen Kapazität.” Abb. 7-197: Prinzip eines idealen Doppelschichtkondensators, 1. Kollektor, 2. Polarisierte Elektrode, 3. Helmho! tz Doppelschicht, 4. Elektrolyt mit positiven und negativen Ionen, 5. Separator. Beim Anlegen einer Spannung bildet sich an den Elektroden jeweils eine Helmholtz-Doppelschicht mit spiegelbildlicher Ladungsverteilung aus; Quelle: Doppelschichtkondensator, in: Academic, 2000-2019 Erst mit der heute allgemein akzeptierten Beschreibung der Vorgänge in einer Doppel‐ schicht 1963 durch J. O. BOCKRIS, K. MULLER und M. A. V. DEVANATHAN (BMD-Modell, so benannt nach den Anfangsbuchstaben der Autorennamen) wurde das Speicherprinzip in elektrischen Doppelschichten genauer formuliert. Aufbau und heutiges Erklärungsmuster sind stark verkürzt in Abb. 7-197 erkennbar. Die effektiven Doppelschichtkondensatoren wurden in der Folge weiter verbessert, s. Abb. 7-198. Eine erste Anwendung von Kondensatoren in der Energietechnik gelang in Russland 1955. Dort wurden bei der Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung Mos‐ kau-Kaschira (200 kV) für die Serienschaltung der Quecksilberventile RC-Dämpfungsglie‐ der verwendet. 273 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind Abb. 7-198: Historische Doppelschichtkondensatoren; Quellen: links H.I. Beckers Prototyp von1957 in US 2800616, Mitte R.A. Rightmire, US 3288641, 1966, rechts Matsushita, EP 0449145, 1992 In den 1960er Jahren machte sich die Plasmaforschung großformatige Kondensatoren als Energiespeicher zunutze. Mit sogenannten Stoßentladungen wurden in linearen und torusförmigen Pinchanlagen durch magnetische Kompression kurzzeitig bis zu einer Million °C erreicht - eine Vorstufe zur Kernfusion, s. Kap. 7.7.3, Kernfusion. Abb. 7-199 zeigt eine derartige Versuchsanlage im Institut für Plasmaphysik der TH Hannover, an deren Aufbau der Verfasser noch persönlich beteiligt war. Abb. 7-199: Versuchsanlage zur Erzeugung heißer Plasmen, Hannover 1965 - zwei der ringförmig aufgestellten Kondensatoren sind im Vordergrund sichtbar; Quelle: TH Hannover, Institut für Plasmaphysik D. BUTHERUS und K.R. NEWBY (Bell Telephone Lab, US 3700975) setzten 1972 Kohlen‐ stoffelektroden in Propylencarbonat mit Lithiumtetrafluoroborat und anderen Leitsalzen 274 7 Aktionsfelder 165 Die Bezeichnung Supercapacitor bzw. Supercap wird heute als Oberbegriff verwendet, s. Abb. 7-197. 166 Sterner, M., Stadler, I. (Hg): Energiespeicher, S. 236. ein. Und NEC produzierte in Lizenz von SOHIO den ersten kommerziell erfolgreichen Dop‐ pelschichtkondensator unter dem Namen Supercapacitor 165 . Die Kapazitätswerte erreichten jetzt den Farad-Bereich. Nach 1989 wurden erstaunliche Anwendungen aus der früheren Sowjetunion publik: Doppelschichtkondensatoren starteten Panzermotoren und Lokomotiven in der Kälte Sibiriens. Bis Mitte der 1990er Jahre erreichten Doppelschichtkondensatoren auf Basis von Aktivkohle in organischen Elektrolyten spezifische Energien von 2 Wh/ kg. Im Jahr 2001 nutzte Honda einen Doppelschichtkondensator im Brennstoffzellenfahr‐ zeug „FCX-V3“. Im Folgejahr erprobte Toyota die Bremsenergierückspeisung mithilfe von Supercaps. Hierbei spielten Doppelschichtkondensatoren ihre Vorteile aus: hohe Leistungs‐ dichte bei einer vergleichsweise geringen Größe und die Möglichkeit eines schnellen Aufbzw. Entladens bei hohen Strömen. Im Jahr 2003 prüfte das deutsche Unternehmen Enercon die Verwendung von Doppel‐ schichtkondensatoren in Windkraftanlagen, wo sie sich in der Folge dauerhaft etablierten. Windkraftanlagen brauchen für die rasche Verstellung der Anstellwinkel kurzfristig eine hohe elektrische Leistung - ein ideales Anwendungsfeld für Kondensatoren. Superkon‐ densatoren werden deshalb bereits in mehr als 20.000 Windkraftanlagen eingesetzt, auch wegen ihrer weitgehenden Wartungsfreiheit. Die Dimensionierung erfolgt hierbei auf eine Lebensdauer von etwa 15 Jahren bzw. 500.000‒1.000.000 Lade-/ Entladezyklen. 166 Abb. 7-200: Einsatzgebiete von Supercaps im Jahr 2012, gewichtet; Quelle: Sterner / Stadler, Energie‐ speicher, Abb. 6.31, bearbeitet Anfang des 21. Jahrhunderts wurden Doppelschichtkondensatoren mit Kapazitäten von bis zu 5000 F und Energiedichten zwischen 3,5 und 4,9 Wh/ kg weltweit produziert. Der Markt ist durch die Nachfrage aus dem Transport- und Energiebereich bis in die Gegenwart stetig 275 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind 167 Universitäten Bristol und Surrey mit Speicherspezialist Superdielectrics Ltd. 168 Jendrischik, M., www.cleanthinking.de/ , Abruf 20. Juli 2020. gewachsen und wird von mehreren größeren und in der Zahl wachsenden Herstellern bedient. Die bis zum Jahr 2012 erreichten Anwendungsbereiche der Supercaps zeigt Abb. 7-200. ▸ Superkondensatoren können in Solarsystemen und Windkraftanlagen als Puffer bei Lastspitzen und zur Überbrückung von kurzfristigen Stromausfällen verwendet werden, auch für die Energierückgewinnung in Fahrzeugen und Maschinen. Weite‐ rer Verwendung steht ihre begrenzte Speicherdichte im Weg. ▸ Neuere Forschungsergebnisse lassen den Schluss zu, dass Speicherdichten wie bei Lithium-Ionen-Batterien möglich sind, was den Weg zur Breitenanwendung öffnen würde. 167 7.4.7.7.2 Powercaps Sogenannte Powercaps befinden sich z. B. beim KIT unter der Projektbezeichnung FastSto‐ rage BW II in Entwicklung. 168 Sie enthalten zunächst zwei großflächigen Elektroden. Anders als bei herkömmlichen Kondensatoren sind die Elektroden jedoch nicht identisch. Die eine Elektrode besteht ähnlich wie bei einer Batterie aus Metalloxiden, an der ein Redoxprozess läuft. Die zweite Elektrode ist wie bei einem Kondensator aus Kohlenstoffmaterial aufge‐ baut, und statt eines Dielektrikums liegt zwischen beiden ein Elektrolyt, der positive Ionen zur Verfügung stellt. Anders als in einer Batterie wird Energie nicht in einer chemischen Reaktion, sondern - wie beim Supercap - im elektrischen Feld gespeichert. Abb. 7-201: Familienstammbaum der Superkondensatoren; Quelle: Elcap, Wikimedia Commons Es handelt sich damit um ein hybrides System, das heute oft auch als Untergruppe der Supercaps geführt wird, s. Abb. 7-201. Ein solches System ist nicht grundsätzlich neu, die 276 7 Aktionsfelder Anfänge gehen auf 1994 und D. A. EVANS mit seinen „Elektrolytischen-Elektrochemischen Hybrid-Kondensatoren“ zurück. Die redoxaktiven Materialien im Kondensator vergrößern die effektive Betriebsspan‐ nung und die elektrische Felddichte, woraus direkt ein überproportionaler Anstieg der Speicherkapazität des Kondensators folgt. Powercaps können dadurch etwa doppelt so viel Energie wie klassische Kondensatoren speichern und gleichzeitig theoretisch bis zu 10-mal mehr elektrische Leistung bereitstellen als eine Batterie. Der hybride Speicherzellen-Typ besticht besonders durch seine Energiedichte, Sicher‐ heit, Lebenserwartung und Kosten. Die Kombination aus beiden Systemen hat Vorteile und vermeidet Nachteile: • Eine Batterie kann viel Energie aufnehmen und lange speichern, benötigt aber lange Ladezeiten, hat eine begrenzte Lebensdauer und übersteht nur eine begrenzte Zahl von Ladezyklen. • Ein Kondensator dagegen nimmt Energie schnell auf und ist langlebig, besitzt aber nicht die Speicherkapazität und -dauer einer Batterie. Zwar gibt es inzwischen mit den Lithium-Ionen-Kondensatoren industrielle Anwendun‐ gen, jedoch ist der Schluss naheliegend: • Hybridkondensatoren sind eher ein Gegenstand von R+D. 7.4.7.7.3 SMES Aus dem bekannten Umstand, dass Strom in einem supraleitenden Stromkreis unendlich lange fließen kann, ohne dass man von außen weitere Energie zuführt, wurde seit den 1960er Jahren der supraleitende magnetische Energiespeicher (englisch: „Superconducting Magnetic Energy Storage“, kurz: SMES) entwickelt. Abb. 7-202: Supraleitender magnetischer Energiespeicher; Quelle: EnergieAgentur. NRW 277 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind 169 Originalveröffentlichung bei Springer, Tokyo, 1999. Dabei durchfließt ein Gleichstrom aus einem Gleichrichter eine Spule, die aus supraleiten‐ dem Material besteht, wobei ein zeitstabiles Magnetfeld erzeugt wird, in dem die Energie gespeichert bleibt. Zum Entladen der gespeicherten Energie wird der Stromkreis erneut auf den Wechselrichter geschaltet, so dass aus dem Gleichstrom der Spule wieder Wechselstrom erzeugt wird. Ein Anlagenmodell zeigt Abb. 7-202. Abb. 7-203: SMES- Anlage von Kyushu Electric Power, Quelle: Schwarz, TU Berlin Nach den ersten theoretischen Studien wurden in den 1980er Jahren experimentelle Systeme in Japan gebaut. In den USA gab es zur selben Zeit Entwicklungen von der Firma BECHTEL. In Japan hat sich vor allem die Kyushu Elecfric Power engagiert. Im Jahre 1999 präsentierte sie eine vollständige Demonstrationsanlage mit 1 kWh Speichervermögen und 1 MW Leistung, die kurzzeitig verfügbar war. 169 Abb. 7-203 zeigt den Aufbau der Anlage. Der erste europäische SMES, der am Forschungszentrum Karlsruhe entwickelt und Ende der Neunzigerjahre in einem nahegelegenen Sägewerk installiert wurde, hatte eine Kapazi‐ tät von 55,6 Wattstunden (200 Kilojoule). Das Forschungsvorhaben „Schneller Kompensator mit Supraleitendem Magnetischem Energiespeicher (SMES) am Niederspannungsnetz“, an dem auch das Institut für Elektrische Anlagen und Energiewirtschaft der RWTH Aachen mit Simulationsrechnungen beteiligt war, wurde von der Stiftung Energieforschung Ba‐ den-Württemberg gefördert. Abb. 7-204 zeigt eine Abbildung der Experimentalanlage. Ein vom US-Energieministerium finanziertes Projekt stellte im März 2011 ein SMES-Kon‐ zept vor, mit dem bis zu 2 MWh Energie gespeichert werden sollen, doppelt so viel wie in den seinerzeit besten Anlagen. Am Projekt wurden der Elektrotechnik-Konzern ABB, der Supraleiter-Hersteller SuperPower, das Brookhaven National Laboratory und die 278 7 Aktionsfelder 170 Z. Technology Review, online Ausgabe, 2011. University of Houston beteiligt. Die US-Forschungsagentur ARPA-E förderte es mit 4,2 Mio. Dollar. 170 Abb. 7-204: SMES in Fischbach; Quelle: Supraleitende Magnetspeicher, in: Achmed A. W. Khammas, Buch der Synergien Der Wirkungsgrad von solchen Energiespeichern liegt für das Erzeugen von Gleichstrom bei 97 %, wobei ein erheblicher Kühlungsaufwand hinzuzurechnen ist. Vorteilhaft an den supraleitenden magnetischen Energiespeichern ist, dass mit ihnen eine teilweise Entladung möglich ist. Die erreichbaren Energiedichten liegen bei etwa 300 bis 3.000 Wh/ kg. Vorteilhaft ist auch, dass eine Entladung innerhalb von nur wenigen Millisekun‐ den stattfinden kann. Derzeit dienen SMES vor allem dem kurzfristigen Netzausgleich, zur Netzstabilisierung und zum Erhalt der Spannungsqualität. Des Weiteren kommen sie bei der Leistungsmodulation und der Lastkompensation zur Anwendung. Insbesondere die Reaktionszeiten im Bereich von Millisekunden sowie hohe Leistungsdichten sind hierfür ausschlaggebend. Abb. 7-205 gibt einen Überblick über den Anwendungsstand im Jahr 2002. Abb. 7-205: Stand der SMES-Technik 2002; Quelle: Sterner / Stadler, Energiespeicher, Tab. 6.3 279 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind Abb. 7-206: Sprung-Temperaturen verschiedener Supraleiter; Quelle: Sterner / Stadler, Energiespei‐ cher, Abb. 6.45 Ein ganz wesentlicher Kostentreiber ist die bisher übliche Helium-Kühlung. Sollte es gelingen, andere Materialien für das Spulenmaterial zu verwenden, die eine höhere Sprung-Temperatur haben und z. B. die Kühlung mit Stickstoff ermöglichen, wäre dies ein greifbarer Fortschritt. Abb. 7-206 deutet die Möglichkeiten an. ▸ SMES-Technik ist teuer und, abgesehen von Sonderfällen, in der Gegenwart nicht oder noch nicht konkurrenzfähig. ▸ Sollte es u. a. durch Materialien mit höherer Sprungtemperatur gelingen, die Kosten auf das Niveau von Bleiakkumulatoren zu senken, wären SMES immerhin billiger als Schwungräder. Mit Druckluft- oder Pumpspeicheranlagen könnten sie jedoch auch dann nicht mithalten. 280 7 Aktionsfelder 171 Z. FAZ vom 3. November 2020. 172 Pöhler, F.: Energiedialog Bayern, 10. Januar 2015. 7.4.7.8 Energiespeicher in der Bilanz Energiespeicher können nur begrenzt miteinander verglichen werden, da sie sehr unterschiedliche Funktionsweisen und Anwendungen nutzen. Im Zentrum des Interesses stehen naturgemäß die Stromspeicher, die bei regenerativer Versorgung dringend gebraucht wer‐ den und nur begrenzt oder auf Umwegen verfügbar sind. Dass inzwischen produzierende Unternehmen den zeitversetzten, flexiblen Betrieb ihre Anlagen unter dem Stichwort „Virtueller Speicher“ anbieten, zeigt den Stellenwert dieses Problems. 171 Die weiteren Energieträger wie Wärme, Erdgas, Wasserstoff benötigen zwar ebenfalls Speicher, jedoch ist hier die Situation weniger problematisch. „Stromspeicherung“ (Speicherung elektrischer Energie): Kondensatoren und Spulen, die elektrische Energie unmittelbar speichern, haben zwar sehr hohe Wirkungsgrade und sehr geringe Entladebzw. Ausspeicherdauern, aber auch sehr kleine Energiedichten und sehr hohe spezifische Investitionskosten. Sie sind deshalb nur für Nischen mit vielen Zyklen geeignet. Um elektrische Energie in größeren Mengen zu speichern, muss man Umwege gehen und eine Zwischenspeicherung in anderen Energieformen vornehmen - als potenzielle Energie, Rotationsenergie, Volumenenergie, Wärme, chemische Energie. Hier sind die Pumpspeicheranlagen die einzige verfügbare Großtechnologie mit guten Wirkungsgraden und einigermaßen akzeptablen Kosten. In der Bewertung für die Energie‐ wende und deren Folgen stellt die Pumpspeichertechnik wegen • bewährter Technik, hoher Verfügbarkeit, sehr langer Lebensdauer, • hoher Speicherleistung, hohem Wirkungsgrad, kleinen Speicherverlusten, • geringen Investitions- und Betriebskosten, • schnellem Einsatz, hohem Leistungsgradienten, gutem Teillastverhalten, • Bereitstellung aller Regelenergiearten (Systemdienstleistungen), • Spannungshaltung und Schwarzstartfähigkeit. 172 eine wertvolle Ressource bei der Beherrschung volatiler Erzeugung dar. Zur Langfristspeicherung und zur Speicherung großer Energiemengen ist die Pumpspei‐ chertechnik sie jedoch wenig geeignet. Ihr Nachteil sind die geringen Energiedichten der potenziellen Energiespeicherung, die zu großflächigen Anlagen zwingen, dazu noch an geografische Voraussetzungen gebunden sind und von daher auch Akzeptanzprobleme haben. Schwungradspeicher haben hohe Wirkungsgrade und Energiedichten, jedoch nur sehr limitierte Speicherkapazität. Die Speicherkapazität von Schwungrad-Speicherkraftwerken ist sehr begrenzt (z. B. 5 MWh) und liegt damit um rd. den Faktor 1000 unter den Pumpspeicherwerken (z. B. 5 GWh). Ihr Vorteil der sehr kurzen Reaktionszeit kommt in der Netzstabilisierung (Pufferung) und bei Sonderanwendungen zum Tragen. Mit hohen Speicherdichten lässt sich elektrische Energie auch mit Druckluft speichern und wieder rückgewinnen - dies wäre eine gute Alternative für Gegenden, die wegen der Topografie keine Pumpspeiche-Kraftwerke kennen. Die bisherigen Ansätze zeigen jedoch, 281 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind 173 Es ist häufig üblich, die Primärkosten grünen Stroms mit „0“ anzusetzen, was allerdings nur vertretbar ist, wenn es sich um sonst nicht verwendbaren Überschussstrom handelt, der ohne Speicherung abgeregelt würde. dass großtechnische Investitionen nicht wirtschaftlich sind. Die Vorhaltung negativer Re‐ gelleistung verbleibt als einzig mögliche Option. Es ist angesichts der vielen aufgegebenen Projekte und der vergleichsweise großen Verluste von > 30‒40 % zweifellhaft, ob sich CAES oder AA-CAES am Markt gegen andere Speicher wie Pumpspeicheranlagen durchsetzen können. Zudem benötigen sie luftdichte Salzstöcke oder ähnliche spezielle Gegebenheiten und sind deshalb an geologisch geeignete Standorte gebunden. Thermische Speicher werden in einigen solarthermischen stromerzeugenden Anlagen als Zwischenspeicher verwendet und verschieben damit die Stromerzeugung in die dunk‐ len Nachtstunden. Neben Wasser für kleinere Anlagen kommen vor allem Salzspeicher oder Latenzspeicher infrage. Allerdings sind auch mit Wärmespeichern die erreichbaren Speicherdichten gering. Und vor allem: Solche Anlagen rechnen sich nur in Gegenden mit dauerhaft hoher Sonneneinstrahlung, also z. B. im nördlichen Afrika. Eine längerfristige oder großvolumige Speicherung ist in Deutschland nur theoretisch denkbar. Es verbleibt die Zwischenspeicherung als chemische Energie. Akkumulatoren sind trotz der geringen Energiedichten eine ausgereifte Lösung für die Speicherung grünen Stroms, sowohl großtechnisch wie für den Hausgebrauch. Bei großen Speichervolumina stellt sich die Frage der Kosten und (vor allem bei Li-Ionen-Batterien) der Mengen-Verfügbarkeit des Grundstoffs und dessen ethisch zweifelhafter Gewinnung. Akkumulatoren werden dennoch gegenwärtig verstärkt genutzt, vor allem bei vielen der privaten Photovoltaikan‐ lagen, die den selbst erzeugte Strom dann auch in den Nachtstundennutzen können. Die „Eigenstromquote“ kann so bei günstigen Bedingungen verdoppelt werden. Anstatt noch 12 ct/ kWh tagsüber für die Einspeisung von PV-Strom vergütet zu bekommen, spart man für jede nicht gekaufte kWh ungefähr 30 Cent. Großtechnische Lösungen sind möglich, vor allem auf der Basis Li-Ionen-Zellen und NaS, aber teuer. Es verbleiben damit für die mengenorientierte Zwischenspeicherung letztlich nach den Pumpspeicherwerken nur diejenigen chemischen Energiespeicher, die entweder Gase wie Wasserstoff oder Methan oder ggf. auch flüssige Kraftstoffe nutzen, so diese regenerativ erzeugt sind. Die Energiedichte und Speicherkapazität der letzteren sind mit Abstand die höchsten im Vergleich. Ihre Infrastruktur ist in Deutschland weitgehend vorhanden, was auch für Methan und in beschränktem Maß für Wasserstoff gilt. Ihre Nutzung zur Stromerzeugung folgt bewährten Techniken. Erhebliche Umwandlungsverluste und Kosten 173 müssen allerdings in Kauf genommen werden, in der Größe unterschiedlich je nach Länge der Umwandlungsketten. Was verbleibt, ist die Frage, wie man die Speicher füllt. Für die Bioenergie ist sie mit den erläuterten Biogasanlagen bereits beantwortet, für Windenergie gibt es die Umwand‐ lungswege nach PtG bzw. PtL, s. Kap. 7.6.3, Power-to-X. Dass bei letzteren Verfahren nicht die Rückwandlung in Strom im Vordergrund steht, sondern in der Weiternutzung andere Energieträger wie z. B. Kraftstoffe erzeugt werden, ändert nichts daran, dass Windenergie in gespeicherte Formen überführt und zeitversetzt nutzbar gemacht wird. 282 7 Aktionsfelder Die beschriebene Problematik der „Stromspeicherung” wird von Ingenieuren wie Öko‐ nomen im Wesentlichen ähnlich beurteilt. Ein Beispiel zeigt die etwas ältere Technolo‐ gie-Matrix der Bundesnetzagentur in Abb. 7-207. Eine numerische Übersicht über die beiden Parameter Kapazität und (Zwischen-)Spei‐ cherzeit gibt Abb. 7-208. Abb. 7-207: Eignungsmerkmale verschiedener Speichertechniken für elektrische Energie; Quelle: Bundesnetzagentur; Legende: +++ gut geeignet, ++ grundsätzlich geeignet, + bedingt geeignet.. Abb. 7-208: Speicherzeit und Speichervermögen für die Zwischenspeicherung; Quelle: Frontier Economics 283 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind 174 „Licht aus Brüssel“, in: VDI nachrichten vom 27. März 2020. Ein Problem für die Zwischenspeicherung stellen die regulatorischen Rahmenbedingun‐ gen der. Da die Zwischenspeicher sowohl den Kategorien der Erzeugungsanlagen wie der Letztverbraucher zugeordnet werden, unterliegen sie hinsichtlich der Entgelte, Abgaben und Umlagen einer doppelten Belastung. Die von der EU angestrebte eigenständige Speicherdefinition könnte hier Abhilfe schaffen. 174 Wärmespeicherung: Wo Wärme regenerativ erzeugt und verbraucht wird, z. B. in den Anwendungen der Solarthermie zur Heizungsversorgung, stellen sich solche Fragen nicht. Sowohl für den privaten wie für den öffentlichen Bereich stehen konventionelle oder auch neuartige Speicherlösungen bereit, die oft lange erprobt, in jedem Fall preisgünstig und meist am Markt verfügbar sind. Warm- und Heißwasserspeicher sind eine technisch einfache und kostengünstige Spei‐ cherlösung, insbesondere für Haus- und vor allem für Fernwärmesysteme. Auch die schon ältere Elektrospeicherheizung wird mit nachinstallierter moderner Regeltechnik und der Erweiterung der Niedertarifzeiten wieder interessant. In der Form der Latenz- und Eisspeicher haben Wärmespeicher eine moderne Ergänzung erfahren und sind inzwischen erprobt. Besonders wichtig werden Wärmespeicher im Rahmen von PtH, s. Kap.7.6.3.3. Ihre auch zeitlich vorrangige Bedeutung demonstriert Abb. 7-209. Gasspeicherung: Erdgas leistet, wiewohl es zur CO 2 -Emission beiträgt, ebenso wie beigemischtes Biogas einen anerkannten Beitrag zur Energiewende, speziell auch im Übergang zu einer emissi‐ onsfreien Weltwirtschaft. Die Speicherung untertage (in Poren- und Kavernenspeichern) wie auch übertage (in Kugelbehältern oder Röhrenspeichern zur Aufnahme kleinerer Mengen) ist etabliert und auch unter dem Gesichtspunkt der Versorgungssicherheit überdi‐ mensional ausgebaut; LNG-Speicherung allerdings bedarf des weiteren Ausbaus, zumindest für Deutschland. Methan kann auf die vorhandenen Erdgasstrukturen zurückgreifen und benötigt prak‐ tisch keine weitere Speicherentwicklung. Für Wasserstoff als zukunftsfähiges speicherbares Umwandlungsprodukt für regenerativ erzeugten Strom stehen mit der Kryo- und Druckspeicherung sowie mit den Metallhydriden Techniken zur Verfügung, die auch für den mobilen Sektor infrage kommen. In stationären Großspeichern kann Wasserstoff ähnlich wie Erdgas in großen Mengen unterirdisch gela‐ gert werden. Eine weitgehende Nutzung der vorhandenen Erdgasstrukturen erscheint nicht nur sinnvoll, sondern auch möglich. Die Ferngasleitungsbetreiber planen entsprechend, s. Kap. 7.6.3.1, Power-to-Gas. Feststoffe Die Speicherung von Feststoffen (Biokohle, Pellets und anderen chemischen Energieträ‐ gern) bedarf keiner weiteren Erörterung - sie ist traditionell eingeübt. 284 7 Aktionsfelder Abb. 7-209: Entwicklung verschiedener Speichertechnologien bis zum Jahr 2050 nach einem Klima‐ zielszenario. Der größte Speicherbedarf entsteht bei Wärmespeichern, gefolgt von stationären Bat‐ teriespeichern, Power-to-Gas (Wasserstoff, Methan) und Power-to-Liquid. Dies zeigt die bedeutende Rolle, die Wärmespeicher in der Energiewende spielen; Quelle: H. M. Henning A: System- und Kostenentwicklung einer klimaschutzkompatiblen Transformation des deutschen Energiesystems bis 2050, Freiburg 2015 7.4.8 Erneuerbare Energien brauchen Netze Erneuerbare Energien brauchen für Durchleitung und Verteilung geeignete Leitungssys‐ teme und sind auf deren Ausbau angewiesen. Netze zur Verteilung von Strom und Gas haben eine lange Entwicklungsgeschichte - sie reicht von den städtischen Zentralen und örtlichen Gaswerken bis zur heutigen integrierten Strom- und Gaswirtschaft. Auch Fernwärme gewinnt mit neuen Konzepten wieder an Stellenwert. 7.4.8.1 Elektrische Netze Am Beginn standen die „Centralanlagen“ der größeren Städte mit ihrer z. T. sehr begrenz‐ ten Reichweite, die nach 1891 zur Ausdehnung der Versorgungsgebiete zunehmend auf Wechselbzw. Drehstrom setzten, nachdem sich Gleichstrom verlustbedingt nur für kleine Versorgungsradien als geeignet erwiesen hatte. Um die Jahrhundertwende war die Suche nach neuen Absatzgebieten im Gange, und es begann die Errichtung von Überlandzentralen, insbesondere zur Versorgung der Landgebiete. Meistgenutzte Primärspannung waren hier 3, 6, 10, 15 und 30 kV. Die Gemeinden wiederum wurden mit lokalen Ortsnetzstationen ausgestattet, in denen auf die Verbraucherspannung heruntertransformiert wurde, bei Drehstrom überwiegend auf 3 x 380 V. Die ersten eigentlichen Hochspannungsleitungen in Europa waren die 285 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind 175 Nach Callies, H., in: VDEW (Hg), Das Zeitalter der Elektrizität, Festschrift 125 Jahre VDEW, Berlin 1967. 50-kV-Drehstromübertragung Moosburg-München über 52 km im Jahre 1905 und die 100-kV-Drehstromübertragung Lauchhammer-Riesa über 56 km im Jahre 1911. Um 1913 kam es zu ersten Ansätzen einer grenzübergreifenden Verbundwirtschaft mit dem Ausland. So lieferten die Schweizer Wasserkraftwerke Brezau-Löntch über Laufen‐ burg in die Gebiete Villingen-Schwenningen-Schramberg und in den Raum Singen bzw. schließlich in die Stadt Freiburg im Breisgau. Die dafür notwendige Aufschaltung von Generatoren und Netzen erforderte einheitliche Nennspannungen und Frequenzen. Bis dahin waren unterschiedliche Netzfrequenzen von 10 bis 140 Hz in Gebrauch, die jetzt zu vereinheitlichen waren. Der langjährige Leiter des Konstruktionsbüros der Brown Boveri Cie., E. HUNZIKER, schilderte in seinen Erinnerungen 1930 eine in der Tat verworrene Lage: „… So finden wir unter den von Brown-Boveri gelieferten Anlagen Frequenzen zwischen 37 und 55 mit vielen Zwischenstufen vertreten, dazu noch einzelne Abstecher nach unten und nach oben. … Ich nenne einige Beispiele: Baden, Aarau, Olten-Aarburg 40, Cham 46, Interlaken 50, Frankfurt 45,3, Paderno 42, Killwangen 48, Arlen 38,6, Chèvres 46, Bellegarde 47,5, Bellinzona 65,3 Perioden usw. Größere italienische Anlagen wählten in Anlehnung an die von der Firma Ganz festgesetzte Frequenz eine solche von 41,7 entsprechend 5000 Polwechseln …“ Hinweise zur Vereinheitlichung hatte schon eine Untersuchung des Jahres 1894 gegeben, in der ein Frequenzbereich von 50 bis 60 Hz als optimal ermittelt worden war. Verschiedene Anforderungen standen bei der Frequenzwahl nebeneinander. Die Periodenzahl sollte • für reine Kraftzwecke eher niedrig sein mit unterster Grenze bei etwa 25, • zur Gewähr ruhigen (Bogen-)Lichts mindestens 42 betragen, • für den Bau rationeller Transformatoren 60 oder mehr sein. Auf dem europäischen Kontinent setzten sich dann, einer VDE-Empfehlung aus dem Jahre 1912 folgend, 50 Hz als Standard durch, während Amerika für 60 Hz votierte. Man kann die Zeit der Gründung von isolierten Überlandzentralen, die der Versorgung eines oder mehrerer Landkreise oder verstreuter Kommunen dienten, etwa um 1910 als abgeschlossen ansehen. Danach kam die Zeit der Zusammenschlüsse kleinerer Überland‐ zentralen und der Energieversorgung größerer Gebiete aus günstig gelegenen Kraftwerken mit hoher Übertragungsspannung. Das zeichnet Abb. 7-210 in Beispielen nach. 175 Die benutzten Spannungsniveaus für die Freileitungen blieben dabei lange Zeit unterschiedlich, s. Abb. 7-211. Ende der 1920er Jahre bildete sich oberhalb der Stadt- und Überlandwerke eine dritte Ebene heraus, die die Überlandnetze in einem landesweiten bzw. regionalen 110-kV-Hoch‐ spannungsverbund verknüpfte. Viele Länder gründeten daraufhin eigene Verbundgesell‐ schaften. In Deutschland waren dies beispielsweise die reichseigenen Elektrowerke, deren Arbeitsgebiet von Magdeburg bis Oberschlesien reichte und die 1929 eine Leistung von 700 MW bündelten. Ähnlich entstanden das Bayernwerk im Freistaat Bayern, die Vereinig‐ ten Elektrizitätswerke Westfalen in der Provinz Westfalen, die Preußische Elektrizitäts 286 7 Aktionsfelder AG im Freistaat Preußen, die Badische Landes-Elektrizitäts-Versorgung AG im Land Baden und das Thüringenwerk. In Nordwestdeutschland baute das Rheinisch-Westfälische Elektrizitätswerk (RWE) ein Versorgungsgebiet auf, das sich vom Ruhrgebiet entlang des Mittelrheins bis zum Niederrhein erstreckte. Abb. 7-210: Gründungsjahre von EVU, die sich die Versorgung von Gebieten zur Aufgabe machten; Quelle: Callies, Zeitalter, S. 17 Die mächtigen Verbundunternehmen errichteten einerseits Großkraftwerke und übernah‐ men andererseits regionale oder kommunale Versorger, deren Kraftwerkskapazität sie in ihren Verbund eingliederten. Am Ende kam den Regionalversorgern nur noch die Rolle eines Zwischenverteilers zu; die Erzeugung lag weitgehend bei den Verbundunternehmen. Jetzt, Anfang der 1930er Jahre, existierten in Deutschland zumindest „Landesnetze“. Zwischen den Landesgesellschaften herrschte Wettbewerb, der unter dem Aspekt der notwendigen engen Kooperation als hinderlich empfunden wurde. So kam es zwischen 1928 und 1930 nach manchem Stromkrieg zu „freundschaftlichen Abkommen“, die auf eine Abgrenzung der Versorgungsgebiete hinausliefen. Es lohnt, die Einzelheiten dieser Auseinandersetzungen, in denen es auch um die Frage ging, wie sich privates und staatliches Interesse gegenseitig austarierten, am bekanntesten Beispiel zu verfolgen: Der „Krieg“ begann schon 1920, als der RWE-Mehrheitsinhaber H. STINNES sich in eine Braunkohlengrube bei Helmstedt einkaufte, deren Kohlelieferungen für die preußische Stromversorgung gedacht waren. Fünf Jahre später kaufte das Land Preußen mitten aus dem RWE-Gebiet ein Braunkohle-Unternehmen mit angeschlossenem Kraftwerk. Preußen sicherte sich auch die Belieferung von Frankfurt, indem es die Anbindung der Stadt an RWE durch Vorenthaltung der für den Leitungsbau nötigen Genehmigungen verzögerte. 1927 kam es dann zu einer Einigung: Der preußische Fiskus und das RWE tauschten ihre jeweiligen Erwerbe gegeneinander aus und arrondierten so mit einem Demarkationsvertrag ihre jeweiligen Versorgungsgebiete. Ähnliche Verträge wurden mit der Elektrowerke AG, VEW und den 287 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind 176 Siehe auch: Leuschner, U.: Die Entwicklung der deutschen Stromversorgung bis 1998, o. Ort 2009. Landesversorgern Bayerns, Sachsens, Thüringens und Hamburgs geschlossen. Die Einigung machte den Bau einer West-Ost-Hochspannungsleitung möglich, die die Braunkohlekraftwerke des rheinischen Reviers mit denen in Mitteldeutschland verband. Im Mai 1928 gründeten die preußische Landesgesellschaft PreußenElektra, die Elektrowerke AG und das Bayernwerk die Berliner Aktiengesellschaft für deutsche Elektrizitätswirtschaft, ein Kooperationsverbund unter den Beteiligten, was RWE als Affront empfinden musste. 1929 gründete RWE daraufhin die Frankfurter Westdeutsche Elektrizitäts AG, ein gewissermaßen rheinischer Verbund von den Niederlanden bis zur Schweizer Grenze. Auch hier gelang die Entschärfung: RWE, VEW und Badenwerk traten noch im gleichen Jahr der Berliner Gründung bei, und so entstand jetzt die AG für deutsche Elektrizitätswirtschaft, die durchaus als Vorläuferin der späteren Deutschen Verbundgesellschaft verstanden werden kann. Beide Vorgänge gemeinsam, die von 1927 und die von 1929, erregten viel Aufmerksamkeit; ihr Ende wurde in der Presse als „Elektrofrieden“ gefeiert. 176 Abb. 7-211: 40 - 60 kV-Leitungen im Deutschen Reich 1929; Quelle: Callies, Zeitalter, S. 18 Das Eigentum an den Versorgungsunternehmen blieb lange bunt gemischt. Kommunen, Reichs‐ länder und Private beteiligten sich, auch das Deutsche Reich selbst. Der Weg zur Beteiligung des Reiches begann gegen Ende des ersten Weltkriegs. Die AEG war um die kriegsbedingten Verluste aus ihrem neuen Kraftwerk bei Zschornewitz besorgt und suchte einen Käufer für ihre Elektrowerke AG (Ewag). Das Reich übernahm im Sommer 1917 die Ewag für knapp 288 7 Aktionsfelder fünfzig Millionen Mark und hatte das Glück, dass sich die jetzt reichseigenen Elektrowerke AG in Mitteldeutschland zu einem ansehnlichen Schwerpunkt der Versorgung entwickelten. 1923 wurde die Ewag Teil der ebenfalls reichseigenen Vereinigte Industrie-Unternehmungen AG (Viag). Die Reichsregierung betrieb auch über Mitteldeutschland hinaus aktiv Elektrizitätspoli‐ tik. Der Versuch, eine allgemeine Stromsteuer durchzusetzen, misslang allerdings, ebenso wie der Ansatz für ein reichsseitiges „Starkstrom-Monopol“, mit dem das Reich die Stromwirtschaft seiner Regie unterstellen wollte. Beides scheiterte an den Interessen der Länder und Kommunen. Einige der Länder des Reiches waren hier erfolgreicher, so z. B. Baden. Den Beginn zum Aufbau einer „Landeselektrizitätsversorgung“ bildete die Errichtung des Murgwerks im Schwarzwald, 1919 in Betrieb genommen. 1921 beschloss der Badener Landtag die Grün‐ dung der „Badischen Landeselektrizitätsversorgung AG, verkürzt „Badenwerk“ genannt. Durch weiteren Ausbau erreichte der staatliche Stromversorger bis 1937 die Elektrifizierung aller Landesteile. 1926 kam es zum Anschluss an die „Verbundleitung“, für die RWE verant‐ wortlich war, das eine Höchstspannungs-Verbindung von seinen Braunkohlekraftwerken zu den Wasserkräften des Südens einrichtete, s. Abb. 7-212. Abb. 7-212: 110 und 220-kV-Leitungen im Deutschen Reich 1930; grau angelegt die 220-kV-Verbund‐ leitung des RWE zu den Alpen-Wasserkräften; Quelle: Leuschner, Entwicklung, S. 10 289 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind Abb. 7-213: Entwicklung des RWE-Versorgungsgebietes 1906-1930; Quelle: RWE AG Die Geschichte des RWE als Beispiel eines erfolgreichen Unternehmens begann im Jahr 1897/ 98, als sich die Elektricitäts-Actien-Gesellschaft vorm. W. Lahmeyer & Co. (EAG) zur Stromversorgung der Stadt Essen verpflichtete und 1898 die Rheinisch-Westfälische Elektrizitätswerk AG (RWE) für Errichtung, Finanzierung und Betrieb gegründete. Vier Jahre später verkaufte die Lahmeyer-Gesellschaft ihre Anteile an H. STINNES, und dieser begann mit RWE seine Vision einer großräumigen, effizienten und damit kostengünstigen Stromversorgung umzusetzen. Es war seine Idee, die Kommunen am Unternehmen zu beteiligen, wenn sie sich dafür vom RWE mit Strom versorgen ließen. Den Anfang machten 290 7 Aktionsfelder 1905 die Städte Essen, Mülheim und Gelsenkirchen. Nach 1910 besaßen die rheinischen Kommunen die Mehrheit der Aufsichtsratssitze und nach 1920 auch die Mehrheit am Aktienkapital. Die Mehrheit in der Hauptversammlung behielten sie auch nach der Inflation und der Einführung der Rentenmark. Seither sind die Gewinne des RWE ein nicht unerheblicher Beitrag zu den Haushalten der beteiligten Städte. Durch den Kauf anderer Beteiligungen und durch Verträge sicherte sich RWE zusätzliche Versorgungsgebiete in Süddeutschland. Die Expansionsbemühungen des RWE hatten allerdings nicht überall Erfolg: Das Versorgungsgebiet des RWE erreichte nicht Westfalen, wo 1925 die Vereinigten Elektrizitätswerke Westfalen (VEW) entstanden. Die Entwicklung der RWE-Versorgungsgebiete zeigt Abb. 7-213 bis zum eindrucksvollen Stand des Jahres 1930. Die 110-kV-Leitungen boten technische Schwierigkeiten, erst recht die weitere Erhö‐ hung der Spannungen. Um die vielen Probleme wie Überspannung, Gewittereinwirkung, Erdschluss, Kurzschluss, Isolation, Eislast etc. zu lösen, war 1921 die „Studiengesellschaft für Höchstspannungsanlagen“ gegründet worden, an der sich schon zu Beginn 20 EVU und 10 Herstellerfirmen beteiligten, die in der Folge gemeinsam die technischen Voraussetzun‐ gen für die Umsetzung schufen. Maßgeblich für die weitere Entwicklung waren drei Gutachten: der „Generalplan“ von KLINGENBERG (schon 1916), die „Reichselektrizitätsversorgung“ von VON MILLER (1930) und das Gutachten der AG für Deutsche Elektrizitätswirtschaft (1933). Alle Gutachten betonten die zentrale Bedeutung der Großkraftwerke, die bei VON MILLER durch ein Höchstspannungs-220-kV-Netz verbunden waren, wie es dann ja auch entstand. Mit teils 110 kV, teils 220 kV war der Zusammenschluss des deutschen Netzes bei Ende des 2. Weltkrieges noch nicht vollständig erreicht. So entwickelte sich in Deutschland ein dreistufiges System der öffentlichen Stromver‐ sorgung mit Demarkationsgrenzen, sodass man von einem Gebietsmonopol sprechen musste. Die Verbundunternehmen waren für die Großkraftwerke, das Transportnetz und die Frequenzkontrolle zuständig. Die Regionalversorger übernahmen die Verteilung in der Fläche. Die Stadtwerke schließlich brachten den Strom dort bis zum Verbraucher, wenn hier weder ein Verbundunternehmen noch ein Regionalversorger tätig war, was in einigen Gebieten der Fall war. Mit kleiner Leistung gab es eine Stromerzeugung auch auf den beiden unteren Ebenen. Verbundunternehmen, Regionalversorgern und Stadtwerken waren also nicht ganz sauber getrennt - es gab historisch gewachsene Überschneidungen. Auf staatlicher Ebene wurde die so unter starker Mitwirkung der Öffentlichen Hand entstandene Monopolstruktur 1935 durch das Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) letztlich bestätigt, auch wenn das EnWG die Energiewirtschaft insgesamt unter das Führerprinzip des NS-Staates stellte. Das EnWG 1935 umfasste Normen, die den Markteintritt (§§ 4,5) oder -austritt (§§ 8, 9) regelten. Weiterhin bestand ein Kontrahierungszwang, und es waren die allgemeinen Versorgungskonditionen genehmigungsbedürftig (§§ 6, 7). Marktzutritt, Preisbildung und Ausübung der Energieversorgung wurden mit der Begründung eines Marktversagens geregelt. Die im Rahmen der Konzessionsverträge entwickelten Steuerungsinstrumente wurden in Gesetzesform überführt. Mit der Einwirkung auf die wesentlichen Wettbewerb‐ sparameter knüpfte man an vorliberales Gedankengut an. Jedoch fand - auch das ist zu 291 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind betonen - keine vollumfängliche Verstaatlichung der Energiewirtschaft statt, s. auch Kap. 7.3.5, Regelungen Energiewirtschaft. Abb. 7-214: Aufteilung von Stromversorgung und Netzbetrieb im Jahr 1948; Quelle: RWE AG, bearbeitet 1 Badenwerk AG 2 Bayernwerk AG 3 Berliner Kraft- und Licht AG (Bewag) 4 Elektrowerke AG 5 Energieversorgung Schwaben AG 6 Hamburgische Electricitätswerk AG 7 Preußische Elektrizitäts-Aktiengesellschaft 8 Rheinisches Elektrizitätswerk AG 9 Vereinigte Elektrizitätswerke Westfalen AG Im Spektrum der möglichen Regulierungsformen richtete sich das EnWG nicht auf die Wiederherstellung eines funktionierenden Wettbewerbs, sondern auf dessen Substitution. Man geht nicht fehl, das Energiewirtschaftsgesetz als einen Mittelweg zwischen Planwirt‐ schaft und liberalem „laissez faire“ zu beschreiben, wie bereits in Kap. 7.3.5 zum Ausdruck gebracht, In jedem Fall stärkte es die Staatsaufsicht und galt auch nach 1945 für mehrere Jahrzehnte unverändert weiter. 292 7 Aktionsfelder Auch die Drei-Ebenen-Struktur mit den regionalen Monopolen blieb in Westdeutschland über das Kriegsende hinaus bestehen. Im Jahre 1948 stellten sich die Versorgungsgebiete wie in Abb. 7-214 dar, wobei die sowjetische Besatzungszone (SBZ) ausgespart ist. Die Stromversorgung der DDR war in Wahrheit eine Mängelwirtschaft, gekennzeichnet durch zahlreiche Stromausfälle. In den 1950er Jahren gab es eine erste Weichenstellung für die Braunkohle, in den 1960er Jahren abgelöst durch große Ziele mit importiertem Erdöl. Nach den Ölkrisen der 1970er Jahre kehrte man zur Braunkohle zurück. Dort war die Stromwirtschaft schon in der Vorkriegszeit größtenteils im Besitz der öffentlichen Hand und wurde nach dem Krieg vollständig zu „Volkseigentum“, also ver‐ staatlicht. Privateigentum an Kraftwerken wurde verboten. Die Erzeugung oblag acht Kombinaten, die Verteilung 15 weiteren Kombinaten in den neu geschaffenen Bezirken, die an die Stelle der bisherigen Länder traten. Abb. 7-215: Das deutsche Verbundnetz 1950: Quelle: Leuschner, U.: Energiewissen, Leitseite, www.udo-leuschner.de 293 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind 177 Einige Ost-West-Verbindungen auf unteren Spannungseben existierten weiter, wurden z. T. auch neu gebaut, um mit Stromexport Devisen zu verdienen. Abb. 7-215 zeigt das deutsche Verbundnetz im Jahr 1950, dessen höchste Spannungsebene immer noch bei 220 kV lag. Die Hochspannungs-Leitungsverbindungen zur DDR, hier noch eingezeichnet, wurden bis zum Jahr 1954 gekappt. 177 Die zu transportierenden Strommengen stiegen weiter an. So wurde die Einführung einer weiteren Spannungsebene von 400 kV zur Notwendigkeit. Das wurde zur Aufgabe der 1950 gemeinsam mit 10 Großfirmen ins Leben gerufenen 400-kV-Forschungsgemeinschaft. Der 400 kV-Drehstrom stand allerdings in Konkurrenz zur Hochspannungs-Gleichstrom-Über‐ tragung (HGÜ), für die inzwischen die nötige Stromrichter-Technik entwickelt war. Die noch zu leistende Entwicklungsarbeit schien jedoch zu groß - es blieb (vorerst) beim 380-kV-Drehstrom. Abb. 7-216: Das deutsche Höchstspannungsnetz im Jahr 1998; Quelle: Leuschner, U.: Energiewissen 294 7 Aktionsfelder 1957 ging in Deutschland die erste 380-kV-Freileitung in Betrieb (zwischen dem Umspann‐ werk Hoheneck und Rommerskirchen). 1966 wurden in der Bundesrepublik rd. 1100 km Trassen mit rd. 380 kV betrieben; andere 380-kV-Leitungen folgten. Das deutsche Höchst‐ spannungsnetz sah schließlich nach weiteren 30 Jahren 1998, im Jahr des Inkrafttretens des neugefassten Energiewirtschaftsgesetzes, dann ganz verändert aus: Der Strom-Ferntrans‐ port lief jetzt in aller Regel über 380-kV-Leitungen, s. Abb. 7-216. Am 28. April 1998 beschloss der Deutsche Bundestag das Gesetz für die Elektrizitäts- und Gasversorgung (Energiewirtschaftsgesetz - EnWG) als Art. 1 des Gesetzes zur Neuregelung des Energierechtes. Zweck des Gesetzes war ▸ „eine möglichst sichere, preisgünstige und umweltverträgliche leitungsgebundene Versorgung mit Elektrizität und Gas im Interesse der Allgemeinheit”, s. auch Kap. 7.3.5, Regelungen Energiewirtschaft. Abb. 7-217: Die Verbundunternehmen im Jahr 1998; Quelle: Leuschner, U.: Basiswissen 295 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind 178 Eigentümer waren die westdeutschen Verbundunternehmen, die die DDR-Versorgung über die Treuhand erworben hatten. 179 Zunächst wurde von den EVU nur eine getrennte Buchführung der Geschäftsbereiche verlangt. Mit der zweiten EU-Richtlinie zur Öffnung der europäischen Strommärkte vom Juni 2003 wurde auch eine rechtliche und wirtschaftliche Trennung des Netzbereichs von den übrigen Aktivitäten notwendig (das sog. Unbundling). Was sich so harmlos anhört, war für die deutsche Energiewirtschaft ein gravierender Eingriff, der besser mit dem Terminus Liberalisierung beschrieben wird. Das Gesetz fiel nicht vom Himmel, was eine Fußnote klarstellte: „Dieses Gesetz dient der Umsetzung der Richtlinie 96/ 92/ EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 19. Dezember 1996 betreffend gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt …”, war also der EU geschuldet. Ziel war der verbesserte Wettbewerb, der in der bisherigen Form der geschlossenen Versorgungsgebiete in der Tat praktisch ausgeschlossen war. Die alte, jetzt zu überwin‐ dende Struktur stellt Abb. 7-217 dar. Beim Einsetzen der Liberalisierung gab es noch acht Verbundunternehmen, darunter die Vereinigte Energiewerke AG (Veag) als neues ostdeutsches Verbundunternehmen. 178 Wesentlicher Teil des neuen Energierechts waren die Trennung von Erzeugung, Trans‐ port und Verbrauch. Am Ende des mehrjährigen Umstellungsprozesses hatten die Strom‐ lieferanten kein eigenes Leitungsnetz mehr und mussten nur noch die technischen Voraus‐ setzungen für eine Übergabe an die neu organisierten, jetzt unabhängigen Netzbetreiber (ÜNB) erfüllen. Die ÜNB sind zur „Durchleitung“ verpflichtet und haben Anspruch auf entsprechende Vergütung (Netzentgelte). Aufsicht und Gebührenfestsetzung werden über eine öffentliche Stelle wahrgenommen (Bundesnetzagentur). Energie wird jetzt frei gehandelt - die Grund‐ preise bilden sich an einer Strombörse (EEX, s. Kap. 7.6.5, Energiemärkte). 179 Der Verbraucher hatte jetzt freie Wahl und konnte seinen Versorger beliebig wählen, was bei den unterschiedlichen Tarifen zweifellos ein Vorteil war. Viele Handelsunternehmen gründeten sich neu, die alten Konzerne, die i. A. vertikal gegliedert waren, verloren ihre Geschäftsgrundlage und waren zu tiefgreifenden Umstellungen gezwungen, zumal sie zusätzlich Kohleausstieg, Umstellung auf regenerative Erzeugung und die Konkurrenz dezentraler Kleineinspeiser zu bewältigen hatten und noch haben. Neue Partner traten hinzu, insbesondere die vier ÜNB, die als selbständige Firmen agieren und regional organisiert wurden, s. Abb. 7-218. Mit den regenerativen Energieerzeugern Windkraft und Photovoltaik hat sich seit den 1999er Jahren und verstärkt seit 2011 mit den Energiewende-Beschlüssen eine weitere neue Ausgangs- und Anforderungslage für die Stromnetze ergeben, die sich wie folgt zusammenfassen lässt: • Anwachsen dezentraler Einspeisung aus lokalen Photovoltaik- und Windenergie- Anlagen, • Anwachsen der Stromlieferungen von See, • Zunehmende Außerbetriebsetzung der Großkraftwerke (zunächst der AKW, dann sukzessive der Kohlekraftwerke). 296 7 Aktionsfelder 180 dena (Hg): Studie Ausbau- und Innovationsbedarf in den Stromverteilnetzen in Deutschland bis 2030, Berlin 2012. Abb. 7-218: Die vier Übertragungsnetzbetreiber; Quelle: Bundesnetzagentur Dies ist nach der Liberalisierung ein weiterer, jetzt technisch bedingter Paradigmenwechsel für die Stromwirtschaft, die sich viele Jahrzehnte auf zentrale Erzeugung und lokale Verteilung ausgerichtet hatte. Wesentlicher Auslöser für die Umkehr war der über das EEG geschaffene Anreiz, der sich in Einspeisevorrang und Einspeisevergütung manifestierte. Die Veränderungen für die Stromnetze waren und sind erheblich, wie die dena 2012 in ihrer Verteilnetzstudie vorführte. 180 Während bislang die Übertragung der Leistung im deutschen Stromnetz von der Höchst- und Hochspannungsebene in die Mittel- und Niederspannungs‐ netze der Standard war, kehrten sich nunmehr die Leistungsflüsse dahingehend um, dass zeitweise erhebliche Flüsse von niedrigen Netzebenen in höhere Netzebenen laufen und zugleich neue technische Anforderungen an die Stromverteilnetze entstehen, die die Einspeisung aufnehmen müssen. Das hatte und hat mehrere Folgen: Notwendigkeit eines Um- und Ausbaus der Stromverteilnetze, Neuorganisation des Netzbetriebs, Anpassung 297 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind der regulatorischen Rahmenbedingungen sowie Integration zusätzlicher Steuerungs- und Monitoringeinrichtungen. Der erforderliche Anpassungsbedarf der Netzinfrastruktur umfasste und umfasst alle Stromnetzebenen: die Höchstspannungsnetze, die Grenzkuppelkapazitäten mit dem euro‐ päischen Ausland, vor allem aber die Stromverteilnetze auf Niederspannungs-, Mittelspan‐ nungs- und Hochspannungsebene in Deutschland. Für die Ausbaupfade der EE bis 2030 unterstellte die Studie die Leistungsmengen nach Abb. 7-219. Abb. 7-219: Ausbaupfade für Eneuerbare Energien und KWK bis 2030; Szenario NEP B 2012 basiert auf dem Szenario B des Netzentwicklungsplans Strom 2012 (NEP Strom 2012), das Bundesländerszenario basiert auf den Zielsetzungen der deutschen Bundesländer; Quelle: dena Studie Netzausbau, Tabelle 1 Hier sind die Energieressourcen Wasserkraft, Geothermie und Windenergie Offshore nicht aufgenommen, da für die Nutzung der Wasserkraft keine wesentlichen Änderungen der installierten Leistung zu erwarten sind, Windenergie Offshore direkt an das Stromübertra‐ gungsnetz angebunden wird und die Leistung aus Geothermie zu gering ist. Das Ergebnis ist die Notwendigkeit erheblichen Zubaus, wie es in Abb. 7-220 dargestellt ist. Anzumerken ist , dass hier nur die Verteilnetze, nicht das Stromübertragungsnetz den Gegenstand der Darstellung bilden. Nach Abb. 7-220 müssen die Stromverteilnetze in Deutschland bis 2030 erheblich ausgebaut und erweitert werden. Es ist der Bau neuer Stromleitungen und Transformatoren auf allen Verteilnetzebenen sowie die Umrüstung bestehender Hochspannungs-Freileitungstrassen er‐ forderlich. Der Ausbaubedarf ist in der Hochspannung und der Mittelspannung am höchsten. Gemessen an den 2012 bestehenden Stromkreiskilometern müssen in der Hochspannungsebene zusätzlich 12 bis 19 % Stromnetz neu gebaut und 22 bis 26 % des Netzes soweit technisch und rechtlich möglich durch Um- und Zubeseilung bestehender Freileitungstrassen umgerüstet werden. In der Mittelspannungsebene müssen 15 bis 24 % Stromnetz zusätzlich neu gebaut werden. In der Niederspannung ist der Ausbaubedarf geringer, hier müssen - bezogen auf die bestehenden Niederspannungsnetze - ungefähr 5 % zusätzlich neu gebaut werden. 298 7 Aktionsfelder Abb. 7-220: Netzausbaubedarf in Stromkreis-km bis zum Zieljahr nach Spannungsebenen, jeweils kumuliert; Quelle: dena Studie Netzausbau, Tabelle 2 „Die Zunahme des Ausbaubedarfs mit steigender Spannungsebene ist u. a. dadurch begründet, dass beispielsweise die Hochspannungsebene im netzauslegungsrelevanten Rückspeisefall neben der auf dieser Netzebene angeschlossenen Erzeugungsleistung der erneuerbaren Energien auch die BE-bedingte Rückspeiseleistung der unterlagerten Ebenen aufnehmen muss und damit zusätzlich belastet wird. Rückspeisung bedeutet, dass die durch BE-Anlagen eingespeiste Leistung in den unterlagerten Netzebenen größer als die lokale Stromnachfrage in diesen Ebenen ist und daher in die überlagerten Netzebenen übertragen, also rückgespeist, wird“ (dena-Studie). Die nachstehende Tabelle der Abb. 7-221 schlüsselt die erforderliche Netztechnik weiter auf und lässt vor allem den hohen Investitionsaufwand erkennen: 27,5 bis 42,5 Mrd. € bis zum Jahr 2030. Ein wichtiger Aspekt der Umstellung ist die Systemintegration, national wie interna‐ tional. So ist zu beachten, dass eine Erzeugungsleistung von bis zu 225 GW bei einer Bandbreite der Last in Deutschland von ca. 30 GW Minimallast bis ca. 84 GW Maximallast in das europäische Stromerzeugungssystem insgesamt integriert werden muss. Es werden regelmäßig Situationen entstehen, in denen die fluktuierende Erzeugung aus erneuerbaren Energien die Nachfrage übersteigt. Dann bleibt als Systemreaktion zunächst nur Stromex‐ port, Speicherung, Abregelung oder die Zuschaltung negativer Regelenergie, s. z. B. auch Kap. 7.6.6, Intelligente Netze. 299 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind 181 Für die nachgeschalteten Netze sind die Verteilnetzbetreiber verantwortlich. Abb. 7-221: Details des Ausbaus Netztechnik bis Zieljahr, kumuliert, einschl. Kosten; Quelle: dena Studie Netzausbau, Tabelle 2 Die Koordination des Leitungsausbaus im Übertragungsnetz läuft über die Bundesnetz‐ agentur, die jährlich Netzentwicklungspläne verabschiedet, in denen die einzelnen Vor‐ haben und ihr Status dokumentiert sind. 181 Am Beispiel des Netzentwicklungsplans Strom 2024 sowie des Offshore-Netzentwicklungsplans 2024, die 2015 beschieden und veröffentlicht wurden, wird zunächst der große Vorlauf deutlich, den Bauvorhaben not‐ wendigerweise haben (müssen). Von den 92 Maßnahmen im Übertragungsnetz, die die Übertragungsnetzbetreiber vorgeschlagen hatten, konnten 63 von der Agentur bestätigt werden. Hinzu kamen drei von sieben vorgeschlagenen Offshore-Anbindungen. Der bestä‐ tigte NEP Strom 2024 umfasste im Höchstspannungsnetz rund 3.050 km Optimierungs- und Verstärkungsmaßnahmen in Bestandstrassen und rund 2.750 km Neubautrassen. Unter den projektierten Höchstspannungsnetzen befinden sich auch einige wenige HGÜ-Lei‐ tungen. Die HGÜ-Technik bedeutet Energieübertragung durch Gleichstrom, die bei größeren Entfernungen trotz der zusätzlichen Umformverluste in den sog. Konvertern geringere Über‐ tragungsverluste als die Drehstromübertragung aufweist. HGÜ ist für größere Entfernungen wirtschaftlicher, s. Abb. 7-222, was viele Beispiele aus den Ausland, z. B. China, USA, Kanada etc. belegen. HGÜ kommt in Deutschland für die großen Strecken infrage, die der Windstrom vom maritimen Erzeugungsort bis zu den Ballungszentren in der Mitte und im Süden Deutsch‐ lands zurücklegen muss. Ursprünglich waren hierfür drei Trassen vorgesehen, s. Abb. 7-223, inzwischen ist eine vierte „Stromautobahn” vorgeschlagen. 300 7 Aktionsfelder Abb. 7-222: Kostenvergleich HGÜvs. Drehstromübertragung; Quelle: Wibke Brems MdL Abb. 7-223: Netzentwicklungsplan 2024, Quelle Bundesnetzagentur 301 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind 182 In der Essener Innenstadt hat sich ein 10 kV-Kabel über 1.000 seit 2014 bewährt; in München ist eine 110 kV-Leitung mit einer Länge von 12 km in der Planung (VDI nachrichten vom 11. April 2020). Gerade die HGÜ-Trassen haben zu vielfachen Protesten in der Bevölkerung der betroffenen Regionen geführt. Teile der Leitungen müssen aus diesem Grund als Erdkabel ausgeführt werden, was den betroffenen Streckenabschnitt in der Investition auf das rd. Vierfache einer Freileitung bringt. Erdkabel sind technisch aufwendig. Um auf der 320-kV-Ebene mit HGÜ-Kabeln beispiels‐ weise eine Übertragungskapazität von bis zu 1 GW zu erreichen, muss ein System mit zwei Kabeladern für Hin- und Rückleiter verlegt werden. Der Durchmesser eines Kabels beträgt dabei zwischen elf und zwölf Zentimeter. Es besteht aus einem Aluminium- oder Kupferkern, Polymer-Isolierung und einem Kunststoffmantel, s. Abb. 7-224. Die Reduzierung der Leitungs‐ verluste lässt sich mit zusätzlichem Aufwand noch weiter treiben: Hochtemperatursupraleiter (HTS) arbeiten bei -200 °C praktisch verlustfrei. Da jedoch die Kühlsysteme hohe Betriebskosten verursachen, kommen HTS nur für besondere Anwendungen infrage. 182 Abb. 7-224: Aufbau eines HGÜ-Erdkabels; Quelle: TENNET in: SüdOstLink, Erdverkabelung Die genaue Trassenführung der HGÜ-Leitungen ist aufgrund der Einsprüche in vielen Abschnitten noch umstritten, s. das Beispiel Südlink in Abb. 7-225. Die dringend benötigte Leitung wird nicht zum Plantermin fertiggestellt werden können. Dass künftig verstärkt dezentrale Wind- und Solaranlagen die Stromversorgung über‐ nehmen, hat nicht nur negative Aspekte. Die neue Netzarchitektur, s. Abb. 7-226, kann an‐ ders als von manchen gefürchtet stabiler gegen Stromausfälle sein als die althergebrachte. Was bisher dargestellt ist, bezieht sich auf das öffentliche Netz und das Bahnnetz und die darin wirkenden Stromlieferanten. Hierin ist jedoch nur ein Teil der gesamten Stromver‐ sorgung abgebildet, wenn auch der mit rund 450 Mrd. kWh im Jahr nach Leistung deutlich überwiegende. Daneben existiert bis heute in Deutschland eine Industrielle Kraftwirtschaft mit ihrer eigenständigen Vorgeschichte. Sie hat ihren Ursprung in den Blockstationen der 302 7 Aktionsfelder 183 So Schäff, K., in: VDEW (Hg): Zeitalter der Elektrizität, 125 Jahre VDEW, Berlin 1967. beiden letzten Dekaden des 19. Jahrhunderts, die nicht nur für private oder halböffentliche Zwecke eingerichtet wurden, sondern auch für industriellen Bedarf. Die Unternehmen blieben bei dieser Eigenversorgung, auch als sich die Versorgung über Zentralen immer stärker ausweitete. Dies hatte auch mit dem Aufkommen stromintensiver Verfahren und der Ausbildung der Kopplung von Strom und Prozesswärme zu tun, wie sie sich z. B. in der chemischen und der Eisen- und Stahlindustrie seit Anfang des 20. Jahrhunderts zunehmend etablierte. 183 Abb. 7-225: Diskussion um Trassenführung Süd-Link, Stand 21.2.2019; Quelle: TransnetBW 303 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind Abb. 7-226: Netzarchitektur im Wandel: links Stromnetz im Jahr 2000, rechts im Jahr 2050; Quelle: Britta von Heintze, Welt der Physik Ein Beispiel sind die Unternehmen, die sich 1926 zur I. G. Farbenindustrie AG vereinigt hatten und zunehmend ihre Produktionsstätten mit Blick auf die Braunkohle nach Mittel‐ deutschland verlegten. Der Strombedarf und die mitwachsende Stromerzeugung in den Werken Bitterfeld, Wolfen-Film-Fabrik und Wolfen-Farbenfabrik sowie in Leuna bzw. in Merseburg wurde so bedeutend, dass zur Verbindung der Werke ein eigenes 110-kV-Netz entstand, das noch nach Norden und Süden erweitert wurde. Das ist in der Rückschau verständlich - der industrielle Strombedarf betrug vor dem 2. Weltkrieg das Vierfache der Kapazität der ESAG in Halle, der zuständigen öffentlichen Gesellschaft. Nur so ließen sich niedrige Strompreise erreichen. Abb. 7-227 zeigt das I.G. Farben-Verbundnetz. Eine ähnliche Entwicklung ergab sich im westdeutschen Industriegebiet, wo insbeson‐ dere die kombinierte Versorgung mit Strom und Wärme gefragt und Netzausbau nötig war. Im Beispiel des Verbundnetzes der Hibernia ergab sich, dass der Stromverbund in seiner Linienführung durch ein Verbundnetz für Druckluft, Ferndampf, Kondensat- und Gasleitungen ergänzt werden konnte. Abb. 7-228 zeigt schließlich das Verbundnetz der Stahlwerke im Ruhrgebiet, in dem in den Planungsjahren vor dem Krieg auf der unternehmerischen Seite die seit 1926 bestehenden Vereinigten Stahlwerke AG (VST) mit zugehörigem Bergbau durch eigene Erzeugung ver‐ treten waren (Zechenkraftwerke). Die Umsetzung erfolgte schließlich Anfang der 1950er Jahre in mehreren Vertragswerken mit dem RWE und den VEW zur Durchführung eines gegenseitigen Verbundbetriebs. RWE und VEW stellten ihre existierenden Leitungen zur 304 7 Aktionsfelder Vermeidung einer doppelten Linienführung zur Verfügung, erhielten ihrerseits wiederum Überschussmengen für das allgemeine Versorgungsnetz. Auch andere Industrieunternehmen mit großem Strombedarf richteten ihre eigene Stromver‐ sorgung ein, so z. B. die BASF, die VAW, die Portland-Zementwerke Heidelberg, im Allgemeinen durch Verträge mit den regionalen EVU der öffentlichen Versorgung verbunden. Der dadurch entstehende Ausgleichsbetrieb brachte und bringt beiden Seiten Vorteile. Im Jahr 2014 hat die industrielle Kraftwirtschaft 45 Terawattstunden Strom erzeugt. Wie das Statistische Bundesamt hierzu mitteilte, entsprach dies einem Anteil von rund 9 % an der amtlich erfassten Bruttostromerzeugung in Deutschland. Abb. 7-227: Das Verbundnetz der I.G. Farben in Mitteldeutschland; Quelle VDEW (Hg), Das Zeitalter der Elektrizität, Festschrift 125 Jahre VDEW, 1967, S. 93 305 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind Abb. 7-228: Verbundnetz der Stahlwerke im Übergriff über die Demarkationslinien der öffentlichen Versorger im Jahre 1967; Quelle: VDEW, Zeitalter, S. 95 Der Anteil des Industriestroms an der gesamten Bruttostromerzeugung in Deutschland ist, der Statistik zufolge, seit dem Jahr 2005 nahezu konstant. Jedoch änderten sich im Laufe der Jahre die Schwerpunkte im Hinblick auf die eingesetzten Energieträger deutlich: Hatte die Industrie 2005 noch 28 % der Energie aus Stein- und Braunkohle gewonnen, lag der Anteil 2014 bei nur noch 10 %. Demgegenüber stieg der Erdgas-Anteil von 33 % im Jahr 2005 auf 49 % im Jahre 2014. So ist Erdgas inzwischen der zentrale Energieträger der Industrie. Die industriellen Stromerzeuger sind organisiert und haben 1947 den Verband der Industriellen Energie- und Kraftwirtschaft (VIK) gegründet. Der VIK repräsentiert nach eigener Aussage rund 300 Unternehmen aus Industrie und Gewerbe, die ein Thema verbindet: Energie. Seine Mitgliedsunternehmen stehen für ca. 80 % des industriellen Ener‐ gieverbrauchs und ca. 90 % der industriellen Eigenerzeugung in Deutschland. Deutschland wurde also schon lange über mehrere „Stromkreise“ versorgt, die miteinander vernetzt sind. Eine Übersicht geben die sog. Sankey-Diagramme, von denen ein historisches hier als Beispiel die Stromflüsse im Jahr 1965 wiedergibt. Das Flussbild in Abb. 7-229 bezieht sich auf eine Situation, die durch zentrale Erzeugung in großen (und auch kleinen) Kraftwerken gekennzeichnet war. Nicht enthalten sind die Eigenanlagen einzelner Betriebe, die nicht in ein Netz eingebunden waren. 306 7 Aktionsfelder Abb. 7-229: Stromflussbild zum Jahr 1965 in Mrd. kWh; Quelle: Schäff, K.: Die Entwicklung zum heutigen Wärmekraftwerk, VGB 177, Anhang 1 307 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind Fortgeschrittene Netze machen nicht an nationalen Grenzen Halt. Die ersten länderüber‐ greifenden Netzverbindungen nach Österreich und in die Schweiz gehen auf die frühen 40er Jahre des letzten Jahrhunderts zurück. 1951 erfolgte dann die Gründung der UCPTE (Union für die Koordinierung der Erzeu‐ gung und des Transports elektrischer Energie). Sie hatte zunächst acht Mitgliedsländer; weitere Länder traten später bei, wie aus den Momentaufnahmen der Energieflüsse in Abb. 7-230 zu erkennen ist. Zum Zeitpunkt der Erfassung (15. September 1965) war die Zahl der teilnehmenden Länder bereits auf 14 angewachsen. Abb. 7-230: Energieströme im UTPTE-Verbund, links 15. Sept. 1965, 11 h, rechts 17. Nov. 1965, 3 h; Quelle: Boll, G. in: VDEW (Hg), Das Zeitalter der Elektrizität, 125 Jahre VDEW, 1967, S. 88 Technische Voraussetzungen waren die Phasengleichheit in allen Teilnetzen und ein geeignetes System der automatischen Frequenz-Leistungs-Regelung zur Beherrschung von Frequenz und Austausch an den Kuppelstellen. Die UTPTE schuf damit die Basis für den Aufbau des heutigen kontinentaleuropäischen Verbundsystems, das die Höchstspannungsnetze in 24 europäischen Ländern mit 28 Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB) umfasst und von Portugal bis Bulgarien reicht, sogar Nordafrika umfasst, aber den Norden Europas aussparte. 1999 wurde aus der UTPTE im Zuge der Liberalisierung der Energiemärkte und der damit verbundenen Trennung zwischen Erzeugung und Netzbetrieb die UCTE. Im glei‐ chen Jahr gründete die UCTE zusammen mit den Verbänden der anderen europäischen Verbundnetzbetreiber ATSOI (Irland), UKTOSA (Großbritannien) NORDEL (Skandinavien) und BALTSO (Baltische Staaten) die ETSO (European Transmission System Operators) als 308 7 Aktionsfelder gemeinsamen Dachverband. Damit sollte den Anforderungen des europäischen Binnen‐ marktes besser Rechnung getragen werden. Abb. 7-231: Die fünf Verbundsysteme unter einem gemeinsamen Dach; Quelle: ENTSO-E Zum 1. Juli 2009 hat dann die ENTSO-E (European Network of Transmission System Operators for Electricity) entsprechend den Vorgaben einer EU-Rechtsverordnung zum grenzüberschreitenden Stromhandel die Funktion von ETSO übernommen. Die vorstehend genannten Verbände wurden als Regional Groups (RG) in die ENTSO-E integriert. Wesentli‐ che Aufgaben des bis in die Gegenwart bestehenden neuen Verbands der europäischen ÜNB sind die Definition von Sicherheitsstandards, die Festlegung technischer und kommerzieller Regeln für den Betrieb des Übertragungsnetzes und die Koordinierung des länderübergrei‐ fenden Netzausbaus. Abb. 7-231 zeigt die fünf Verbundsysteme der EU unter dem Dach der ENTSO-E. Im ENTSO-E Gebiet sind heute 41 ÜNB tätig. Die fünf eigenständigen Verbundgebiete umfassen 34 europäische Länder. Die ENTSO-E -Verbundnetze in Europa sind rd. 307.000 km lang und zumeist in Drehstrom-Freileitungstechnik ausgeführt. Der Stromverbrauch im Gebiet der ENTSO-E lag im Jahr 2014 bei 3.210 Terrawattstunden (TWh), die Jahreshöchstleistung betrug 522 Gigawatt (GW). Die installierte Leistung ist im Zuge des Ausbaus der Erneuerbaren Energien kontinuierlich gestiegen und erreichte 1.024 309 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind GW, davon entfielen 42 % auf Erneuerbare Energien. Beim gegenseitigen Stromaustausch war mit 460 TWh im Jahr 2014 der bislang höchste Wert zu verzeichnen. Abb. 7-232 zeigt eine Momentaufnahme der grenzüberschreitenden Stromtransporte für das Jahr 2017. Schließlich sei noch die Frage der Finanzierung der Stromnetze angesprochen, wie sie sich nach der Liberalisierung angesichts der Anforderungen der Energiewende darstellt. Die Antwort ist einfach: Unterhaltung und Neubau liegen in der Verantwortung der Netzbetreiber und somit auch die Finanzierung. Basis hierfür ist der Netzentwicklungsplan, der von der Bundesnetzagentur überprüft und bestätigt wird. Sie achtet als neutrale Instanz auf einen möglichst preisgünstigen Ausbau des Stromnetzes, ist jedoch nicht selbst in der Funktion des Bauherrn. Die Kosten für Betrieb und Neubau tragen die Verbraucher über die von den Betreibern in Rechnung gestellten Netzentgelte als Teil des Strompreises. Im Jahr 2011 machten sie 20 % des Strompreises aus, 2019 schon 23,4 %, s. Abb. 7 233. Die Einzelheiten der Finanzierung durch die Betreiber sind allerdings wenig transparent. So ist z. B. unbekannt, auf welche Summe sich die von den Stromverbrauchern gezahlten Netzentgelte im Jahr belaufen. Es gibt lediglich Schätzungen, die bei 18 Milliarden Euro im Jahr liegen - das wäre der zweitgrößte Kostenblock in der Stromversorgung. Abb. 7-232: Stromexporte in Europa im Jahr 2017; Quelle: ENTSOE 310 7 Aktionsfelder 184 Bereits 1859 war in Frankfurt a. M. der Deutsche Verband der Gas- und Wasserfachleute (DVGW) gegründet worden, dessen Arbeitsgebiete bis heute Regelsetzung und Normen, Abnahmen und Zertifizierung sind. Abb. 7-233: Der Strompreis für Endverbraucher-Haushalte; Quelle: Bundesnetzagentur Die Netzbetreiber schätzen, dass der Ausbau des Übertragungsnetzes bis 2022 rund 20 Mia. Euro kosten wird. Dafür wollen sie 3.800 Kilometer Stromleitungen neu bauen und 4.400 Kilometer alte Leitungen durch leistungsfähigere Technik ersetzen. 7.4.8.2 Gasnetze Die Gasversorgung nahm ihren Ausgang bei den städtischen Gasanstalten des 19. Jahrhun‐ derts, die entweder kommunal betrieben wurden oder im Besitz privater Gesellschaften waren. Das von ihnen gelieferte Gas diente zunächst nur einem Zeck: der Beleuchtung von örtlichen Straßen, Häusern oder Betrieben. Die Zukunft des Gases lag jedoch nicht in der Beleuchtung, sondern in der Bereitstellung von Wärme. Zwischenzeitlich, z. B. noch 1909, aktuell gewordene Gasmotoren für das Gewerbe konnten sich nicht dauerhaft gegenüber dem Elektromotor etablieren, da das Gas trotz Sondertarifen zu teuer war. Eine Ausnahme bildeten die Großgasmaschinen, die jedoch mit Gichtgasen und Kokereiabgasen arbeiteten. Die Domäne Wärme galt sowohl für die industrielle Anwendung, z. B. in Großbäckereien, wie auch für den privaten Sektor. Im letzteren sorgten in der Zeit vor dem ersten Weltkrieg LEYBOLD, VAILLANT und H. JUNKERS für dauerhafte Lösungen in Küche und Bad. Vor allem war es aber die Raumheizung, die dem Gas bis in die Gegenwart bleibende Anwen‐ dung verschaffte. In England wurde sie überwiegend als Strahlungsheizung verstanden, in Deutschland setzte man auf Konvektionsöfen. Im Jahr 1910 erschienen hier Normen für Gasheizöfen. 184 Wichtiger in diesem Zusammenhang war aber noch, dass 1908 die ersten 311 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind gasbefeuerten Zentralheizkessel auf den Markt kamen, zunächst kleinere Typen für die Stockwerksheizungen. Allerdings war das Stadtgas speziell auf dem Wärmemarkt nun nicht mehr allein. Die Zechen produzierten in ihren Kokereien überschüssiges Gas, und STINNES und THYSSEN begannen ab 1905, den Städten Kokereigas anzubieten. Die Stadt Essen bezog in diesem Jahr schon die Hälfte ihres Gasbedarfs von den im Stadtgebiet liegenden Zechen. Das war letztlich die Geburtsstunde der Ferngasversorgung, die bis zu Plänen reichte, städtische Werke stillzusetzen. Im Jahre 1912 waren im erweiterten Ruhrgebiet 45 Gemeinden mit Kokereigas versorgt, 1913 schon 50. Die größten Ferngasunternehmen vor dem Krieg waren die Thyssen Gas- und Wasser‐ werke in Hamborn, die auch die Städte Wesel und Barmen versorgten, und RWE in Essen. Die klassische Gasindustrie tröstete sich mit der Annahme, dass ein Versorgungsradius von 50 km wohl nie überschritten werden würde und Städte wie Berlin oder Magdeburg niemals wirtschaftlich erreicht werden könnten, aber immerhin war es bei Kriegsbeginn ein Marktanteil von 8 %, den das Ferngas reichsweit erreicht hatte. Der Weltkrieg brachte den technischen Fortschritt praktisch zum Stillstand und führte zu Engpässen in der Kohleversorgung, die auch in den 1920er Jahren mit der Ruhrgebiets‐ besetzung und der Inflation weiter anhielten. Neben einer verbreiteten Minderung der Gasqualität kam es auch zu Schließungen von Stadtwerken. Neu war das Aufkommen von Gruppengaswerken, als größtes Projekt wohl die Großgaserei Magdeburg mit einem mitteldeutschen Ferngasnetz. Die Betriebsform der Werke wurde mehrfach diskutiert, bis man sich schließlich auf drei mögliche Gestaltungsformen einigte: Kommunalbetrieb, private AG oder GmbH ohne Fremdkapital, gemischtwirtschaftlicher Betrieb. Ab 1933 kam auch die Gaswirtschaft unter den Druck politischer Zwänge. Die Ge‐ samtorganisation des Gasfachs wurde im Reichsverband des Deutschen Gas- und Wasser‐ fachs zusammengefasst, als Teil der Hauptgruppe Energiewirtschaft. Eine wesentliche Verbreiterung der wissenschaftlichen Arbeit sollte dem Verein durch die Gründung eines Gaswärmeinstituts zuwachsen. Lokale und politische Interessen erreichten jedoch, dass das neue Institut dem inzwischen parteinahen „Haus der Technik“ in Essen zugeschlagen wurde und der freien Forschung entzogen blieb. Das schon oben in Kap. 7.3.5 und Kap. 7.4.8.1 angesprochene Gesetz zur Förderung der Energiewirtschaft vom 15. Dezember 1935 (Energiewirtschaftsgesetz) stellte neben der Elektrizitätsversorgung auch die Gasversor‐ gung unter staatliche Aufsicht, beließ es jedoch formal bei der privaten und öffentlichen Unternehmertätigkeit. Initiiert durch VÖGLER, der dem Gasanfall der Ruhrgebietszechen eine dauerhafte Absatzbasis sichern wollte, war 1926 die Aktiengesellschaft für Kohleverwertung (AGKV) mit dem Auftrag entstanden, den Vertrieb des in den Kokereien erzeugten Gases zu übernehmen. 1928 wurde das 300 km lange Leitungsnetz der RWE AG übernommen und die Gesellschaft wurde in Ruhrgas AG umbenannt. Bis zum Ende des Jahrzehntes wurden Verträge für die Gasversorgung der Städte Köln, Düsseldorf, Hannover und Saarbrücken abgeschlossen. 1930 betrug der Gesamtabsatz der Ruhrgas 300 Mio. m³ oder 3,8 Mrd. kWh. Das Leitungsnetz wuchs bis 1936 auf 1.128 km Länge, mit ihm wurden 2 Mrd. m³ Kokereigas aus 32 Kokereien verteilt. Als wichtiger Industriekunde konnten die Opel-Werke in Rüsselsheim gewonnen werden. 312 7 Aktionsfelder Mit der Ruhrgas AG war eine Bewegung angestoßen, die sich in anderen Teilen des Reiches wiederholte: Die Gasversorgung löste sich zunehmend von ihrer kommunalen Basis und entwickelte sich hin zu einem Netz, das mehr und mehr von Kokereien und Großgasereien bestimmt war. Bestehende lokale Gaswerke wurden teils durch Verträge eingebunden, teils aufgegeben. Die Domäne Wärme gewann weiter hinzu, sowohl in der Küche, im Bad wie auch in der Haus- oder Etagenbeheizung. Besondere Zugewinne wurden in der gewerblichen bzw. industriellen Wärmebereitstellung erzielt, für die die gegenläufige Entwicklung Kohleöfen gegen Gasöfen im Krefelder Stahlwerk als Anwendungsbeispiel steht, s. Abb. 7-234. Der 2. Weltkrieg brachte für die deutsche Gasindustrie Sparzwänge und Zerstörung. Von den 51 Kokereien, die 1939 an die Ruhrgas lieferten, waren zu Anfang 1945 zeitweise nur noch drei übriggeblieben. Das Ruhrgas-Rohrnetz war bei Kriegsende durch 371 große Schadstellen außer Betrieb gesetzt. Abb. 7-234: Entwicklung der Beheizung der Öfen im Krefelder Stahlwerk; Quelle: Z. Das Gas- und Wasserfach 81, 1938, S. 625 Umso überraschender war der schnelle Wiederaufbau nach Kriegsende. In Berlin z. B. waren zwei Monate nach Ende der Kämpfe alle Erzeugungsstätten wieder in Betrieb. Der Ruhrgas AG lieferten am Jahresende 1945 wieder 26 Kokereien zu, ein Jahr später 46. Nach 20 Monaten waren 94 % der Gasindustrie wiederaufgebaut. Als besonders hinderlich beim Wiederaufbau erwies sich die provisorische Organisation der Besatzungsmächte, die sich u. a. in der Aufteilung Deutschlands in Zonen, in den z. T. willkürlichen Kohlezuteilungen mit häufig falschen Sorten und in einer Begrenzung des Gas-Brennwertes auf 3600 kcal/ m3 ausdrückte. 313 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind Im europäischen Ausland traten nach dem Kriegende zwei wichtige Veränderungen ein: 1946 wurden die Gaswerke Frankreichs, 1949 die von England verstaatlicht. In beiden Ländern wurde kleinere Werke schnell stillgelegt, in Frankreich wegen der Umstellung auf Erdgas, in England wegen des Gasbezugs aus Großgasereien. In Deutschland setzte man beim Wiederaufbau zunächst auf den klassischen Rohstoff Kohle, wie auch in vielen anderen Ländern. Die neuen Rohstoffe wie Erdöl - dies auch aus deutscher Förderung - sowie Destillationsprodukte aus Raffinerien und jetzt auch Erdgas wurden nicht ersetzend, sondern ergänzend gesehen, in dem Sinn, die Gasproduktion zu verbessern und z. B. durch Erdölspaltanlagen zu flexibilisieren. Die Abhängigkeit von der Kohle und den Kokereien führte die Gaswirtschaft durch meh‐ rere Krisen hindurch, verursacht durch den Wechsel von Kohlenmangel und -überschuss einerseits und die beginnenden Probleme in der eisenschaffenden Industrie nach Abschluss der Montanunion andererseits, s. Abb. 7-235. Abb. 7-235: Entwicklung der Gaserzeugung in den 1950er Jahren; Quelle: Körting, Gasindustrie, S. 568 Eine ganz andere neue Gasquelle ergab sich bei den Raffinerien, die für das bei der Destillation verbleibende Restgas eigentlich keine rechte Verwendung hatten. Dieses „Raff-Gas“ konnte dem Kohlegas beigemischt oder in einer gesonderten Anlage gespalten werden, wie es z. B. bei den Hamburger Gaswerken geschah. Raffineriegas oder Raff-Gas ist ein so genanntes Brenngas aus gasförmigen Kohlenwas‐ serstoffen und kann vor Ort als Heizgas oder für Synthesezwecke Verwendung finden, oder es wird abgefackelt. Es kann auch statt oder mit Kokereigas genutzt werden. 314 7 Aktionsfelder 185 Körting, Gasindustrie, S. 614. Abb. 7-236: Einsatz von Raffinerie- und Erdgas für die Gaserzeugung der Gaswerke 1957-1959; Quelle: Das Gas- und Wasserfach 1011, 1960, S. 829 Beides zusammen, den vermehrten Einsatz von Erdgas und von zum Ausgleich der Spitzenlast dienendem Raffgas, zeigt Abb. 7-236, wobei sich die typischen Winterspitzen aus dem erhöhten Bedarf an Heizwärme ergeben. Mit der vermehrten Verfügbarkeit von Erdöl, speziell Heizöl, und von Erdgas zu vertretbaren Preisen stellte sich jedoch die Situation im alles entscheidenden Wärmemarkt als grundsätzlich offen dar. KÖRTING berichtet zwar noch 1963: „Heute stehen wir mit dem in Deutschland sehr billigen Öl und mit Erd- und Raffineriegas als möglichen Rohstoffen vor einem neuen Umschwung, dessen Ausmaß noch nicht zu ermessen ist.“ 185 Der Umschwung hatte jedoch in Wahrheit schon begonnen. Schon 1910 hatte es den ersten Zufallsfund auf Erdgas in Deutschland gegeben, als eine Trinkwasserbohrung in Neuengamme bei Hamburg zu einer Gaseruption führte, deren Flammenkreuz viele Neugierige anlockte, s. Abb. 7-237. Die Erdgasquelle wurde dann ab 1913 wirtschaftlich genutzt, als eine 15,3 km lange Rohrleitung zum Gaswerk Tiefstack fertiggestellt war - die erste Erdgas-Pipeline Deutschlands. Das Erdgas wurde damals teilweise direkt von den Industriebetrieben verfeuert oder dem Stadtgas zugemischt. Bis Mai 1930 wurde etwa eine Viertelmilliarde Kubikmeter Gas gefördert. In den 1930er Jahren folgte dann die Entdeckung der Zechstein-Lagerstätten „Mühlhau‐ sen“ (1932) und „Langensalza“ (1935) im Thüringer Becken.1934 wurde die „Deutsche 315 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind 186 Unter Verwendung von Arndt. St.: Erdöl und Erdgas in Deutschland, Blog, Berlin. Verordnung zur Suche nach Erdöl und Erdgas” erlassen, was für den Beginn systematischer Exploration in Deutschland steht. Es war jedoch wieder die Erdölsuche, die 1939 den nächsten großen Gasfund hervorbrachte. Eine Bohrung auf Erdöl auf dem Bentheimer Sattel stieß 1939 auf Erdgas. Es kam zu einer Eruption, die zunächst nicht gebändigt werden konnte. Die dort entdeckten Erdgasvorkommen sollten auf Forderung des Reichswirtschaftsmi‐ nisteriums durch die Ruhrgas AG in deren bestehendes Netz integriert werden. Kriegsbe‐ dingt konnte jedoch erst 1944 eine 75 km lange Erdgasleitung zu den Chemischen Werken Hüls fertiggestellt werden. Das Jahr kennzeichnet, wenn auch mitten im Krieg, den Beginn der systematischen Erdgasverwendung in Deutschland. 1954 stieß die Deutsche Vacuum Oil Company im bayrischen Isen auf Erdgas. Das Gas wurde über eine 55 Kilometer lange Leitung an die Stadtwerke München geliefert. Ebenfalls Anfang der 1950er Jahre wurden in Norddeutschland weitere Erdgaslagerstätten gefunden. Die 1963 explorierte Buntsandsteinlagerstätte „Hengstlage“ ist bis heute die zweitgrößte Erdgaslagerstätte Deutschlands mit einer kumulativen Förderung von ca. 63,5 Mrd. m³. 1968 erfolgte in der Altmark der DDR mit der Bohrung „Peckensen 4″ der Aufschluss der Lager‐ stätte „Salzwedel-Peckensen“. Weitere Teillagerstätten auf westdeutscher Seite folgten und stellen nach dem niederländischen Groningen das zweitgrößte Erdgasvorkommen Westeu‐ ropas dar. Zahlreiche Lagerstätten im Distrikt „Elbe-Weser“ sind durch ihre vergleichsweise geringe Durchlässigkeit (Permeabilität) gekennzeichnet. Um wirtschaftliche Förderraten erzielen zu können, wurden hier zahlreiche Bohrungen einer hydraulischen Fracbehandlung („Fracking“) unterzogen, um eine rentable Förderung zu ermöglichen. Hierbei wurde auch ein Weltrekord erzielt: Im Jahr 1995 wurden in der ca. 5.000 Meter tiefen und horizontal abgelenkten Bohrung „Söhlingen Z10“ mehrere Fracs hintereinander durchgeführt. 186 Damit war diese Bohrung weltweit die erste, in der in einer solchen Tiefe ein Multi-Stage-Fracturing erfolgreich durchgeführt wurde. Die Bohrung fördert heute noch. Abb. 7-237: Erdgas-Eruption bei Neuengamme, 1910; Quelle: Postkarte Kumm Gebr., Hamburg; Text W. Nölting / Hamburg 316 7 Aktionsfelder Schließlich erreichte infolge der Erschließung immer neuer Lagerstätten die Erdgasförde‐ rung in Deutschland um die Jahrtausendwende ein neues Hoch. Es wurden mehr als 21 Mrd. m 3 / Jahr gefördert. Seitdem ist die Förderung in Deutschland rückläufig, s. Abb. 7-238. Abb. 7-238: Erdgasförderung in Deutschland im Auf und Ab; Quelle: Wirtschaftsverband Erdöl- und Erdgasgewinnung (WEG), Jahresbericht 2012 Um diesem Trend entgegenzuwirken, wurde dann ab 2008 damit begonnen, neue Lager‐ stättentypen zu erkunden. Dazu zählten Tongesteine, die sehr gehaltvoll an organischer Substanz und eventuell auch an Erdgas sind, sowie auch Erdgas in Kohleflözen. Das Agieren einiger Bürgerinitiativen mit Unterstützung der Medien führte jedoch dazu, dass die Erkundung neuer Ressourcen zum Erliegen gebracht wurde. ▸ Selbst das zuvor seit 50 Jahren erfolgreich mehrere hundertmal durchgeführte Hydraulic Fracking in konventionellen Lagerstätten wurde seit 2011 nicht mehr genehmigt. Entsprechend sinken die Förderraten rapider als erwartet und neue Projekte wurden aufgrund mangelnder Planungssicherheit nicht mehr in Angriff genommen. Zu dieser Zeit war Deutschland längst zu einem Importland für Erdgas geworden. 1959 war das große Erdgasfeld bei Groningen in den Niederlanden entdeckt worden. Die Ergiebigkeit des Feldes übertraf den Eigenbedarf der Niederlande, die bis dahin sogar Kokereigas von der Ruhr bezogen hatten. Die Niederlande wurden so zum ersten großen Erdgas-Exporteur Europas. Als erste Stadt der Bundesrepublik stellte Oldenburg ihre Gasversorgung im Jahre 1959 von Stadtgas komplett auf Erdgas um. Das Gas stammte aus dem 45 Kilometer entfernten Lastrup, wo es bei der Erdöl-Förderung anfiel, wie dies häufig der Fall ist. Insofern waren hier besondere Bedingungen gegeben. Andere Städte zogen nach, sobald das holländische Gas zur Verfügung stand, was allerdings noch dauerte. Noch 1968 wurden erst etwa 10 % der insgesamt 7,21 Millionen gasversorgten Haushalte der Bundesrepublik mit Erdgas beliefert. 317 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind Dann aber ging es mit der Umstellung aufwärts. Die Vor-Ort-Versorger starteten hierfür umfangreiche Werbekampagnen, wie das Beispiel Mannheim aus dem Jahr 1968 in Abb. 7-240 zeigt. Das Netz hatte in diesem Jahr die Ausdehnung nach Abb. 7-239 erreicht. Bei einer Umrüstung mussten wegen des unterschiedlichen Heizwertes und des unter‐ schiedlichen Betriebsdruckes die Düsen und die Dichtungen an der jeweiligen Feuerungs‐ technik ausgetauscht werden, oder die Geräte wurden durch neue ersetzt, die für Erdgas ausgelegt waren. Auch bestand das Problem, dass in der Verteilung durch das im Vergleich zum Stadtgas eher trockene Erdgas die klassischen Dichtungen aus Hanf austrockneten und damit undicht wurden. Hinzu kam, dass viele Bereiche noch ohne Gasanschluss waren und neue Leitungen verlegt werden mussten. Abb. 7-239: Vorhandene und geplante Transportleitungen für Erdgas in West-Deutschland 1968; Quelle: U. Leuschner, Die deutsche Gasversorgung von den Anfängen bis 1998, S. 24 318 7 Aktionsfelder Abb. 7-240: Werbung der Stadtwerke Mannheim für die Umstellung auf Erdgas 1968; Quelle: Stadtwerke Mannheim Es blieb nicht bei Erdgaslieferungen aus den Niederlanden. Ab 1973 kamen Russland und ab 1977 Norwegen als weitere Lieferanten hinzu. Um 1980 erreichte der Erdgasanteil am Primärenergieverbrauch dann 14 %, s. Abb. 7-241. Abb. 7-241: Erdgasverbrauch Deutschland 1960-2015; Quelle: BGR Energiestudie 2017 Die Initiative zum Import von Erdgas aus den Niederlanden ging von der Ruhrgas AG aus, der größten der etablierten Ferngasgesellschaften, die bereits im Deutschen Reich gegründet worden waren, s. oben. Das lag auch deshalb nahe, weil ihr Versorgungsgebiet an die Niederlande grenzte. Auch weiterhin war die Ruhrgas eine gestaltende Kraft, sowohl 319 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind beim Aufbau eines flächendeckenden deutschen Verbundnetzes wie auch bei den Verträgen mit der Sowjetunion, die auf ein Kompensationsgeschäft hinausliefen. Die deutsch-sowjetischen Geschäfte begannen am 1. Februar 1970 mit der Unterzeich‐ nung dreiseitiger Verträge über die Lieferung von Großröhren durch bundesdeutsche Firmen, Erdgaslieferungen durch die Sowjetunion und Gewährung von Krediten durch westdeutsche Banken. Es sollten von Oktober 1973 an jährlich drei Milliarden Kubikmeter Erdgas geliefert werden, nach Ausbau des sowjetischen Pipelinenetzes mit 1,2 Millionen Tonnen Großröhren aus westdeutscher Produktion. Die weitere Entwicklung der deutschen Gasnetze bis 1995 hat LEUSCHNER a. a. O. ausführlich behandelt, auf den wir uns hier beziehen. Auch in der DDR entstand ein Verbundnetz für das Gas. Aus ersten Vorläufern wurde 1963 ein VEB Verbundnetz Berlin. Im Januar 1969 entstand daraus der VEB Verbundnetz Gas. Dieser rein technische Betrieb stellte die Versorgung der Bevölkerung in den ersten Jahren ausschließlich durch Stadtgas sicher. Es wurde überwiegend aus heimischer Braun‐ kohle durch Kohlevergasung erzeugt - wie oben berichtet, war die eigene Erdgasförderung gering und von schlechter Qualität. Anfang der 1970er Jahre gelang der DDR ein ähnliches Dreiecks-Geschäft wie der Bundesrepublik: Erdgas gegen Devisen, Rohre und Technik. Mit Beginn der russischen Erdgaslieferungen ab Mai 1973 übernahm der VEB Verbundnetz Gas auch dessen Vertei‐ lung und Speicherung. Das russische Importerdgas war dreimal effizienter und umwelt‐ schonender als das bis dahin ausschließlich verwendete Stadtgas. Bis 1989 erhöhte die DDR die importierte Menge bis auf jährlich sieben Milliarden Kubikmeter. Ende 1989 wurden allerdings nur 2 % der ostdeutschen Haushalte mit Erdgas versorgt. Im Zuge der deutsch-deutschen Wirtschafts- und Währungsunion wurde 1990 die VEB Verbundnetz Gas durch die Treuhand privatisiert und firmiert seither als VNG‒Verbundnetz Gas Aktiengesellschaft in Leipzig. Ende der siebziger Jahre konnte die Umstellung auf Erdgas in der Bundesrepublik als ab‐ geschlossen gelten. Die wichtigste Ausnahme bildete West-Berlin, wo man aus politischen Gründen unter dem Vier-Mächte-Statut beim Kokereigas geblieben war. Anfang Oktober 1985 kam erstmals russisches Erdgas über eine unter der Mauer führende Leitung in den Westen der geteilten Stadt, wo es dem Stadtgas zugesetzt wurde. Unter dem Stößensee wurde ein großer Erdgasspeicher angelegt, weil die West-Alliierten mögliche sowjetische Repressalien fürchteten und zu große Abhängigkeit vermeiden wollten. Deshalb begann die Erdgasumstellung in Berlin erst mit dem Fall der Mauer und dauerte dann bis 1996. Fernleitungsnetze stellen natürliche Monopole dar und deren Betreiber unterliegen im Allgemeinen staatlicher Aufsicht. In Deutschland trat 2005 mit der zweiten Novelle des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) das Modell des „regulierten Netzzugangs" in Kraft, das sich auch auf die Gasversorgung bezog. Es ermächtigt die Bundesnetzagentur, die Betrei‐ ber von Ferngasnetzen zu regulieren. Netzbetreiber müssen danach allen Gaslieferanten Zugang zu ihrem Leitungsnetz gewähren, wofür sie ein Entgelt erhalten. Der Ablauf des diskriminierungsfreien Zugriffs auf das Netz durch verschiedene Konkurrenten wird durch die Regulierung des Netzzugangs geregelt (Zugangsregulierung); hierfür wurde 2006 für Strom und Gas das sog. Entry-Exit-Modell eingeführt. Die Bundesnetzagentur überwacht zudem die Netzentgelte im Rahmen der Anreizregulierung (Entgeltregulierung). 320 7 Aktionsfelder 187 Die Ruhrgas AG war 2003 an E.ON verkauft worden und wurde zusammen mit anderen Gas‐ beteiligungen der E.ON 2010 zum Open Grid Europe umbenannt. Das dort zusammengefasste Gastransportsystem wurde 2012 mit Betriebsstellen und Personal von E.ON an ein Konsortium von Infrastrukturfonds verkauft. Wie beim Strom kam es auch beim Gas zu weitgehenden Entflechtungsauflagen, nachdem nach den Vorgaben des 3. EU-Binnenmarktpaketes das novellierte EnWG im November 2010 Rechtskraft erlangt hatte und dessen Auflagen bis März 2012 umzusetzen waren. Die Auflagen erforderten insbesondere die Abkehr vom integrierten Netzbetrieb zu‐ gunsten so genannter „unabhängiger Transportnetzbetreiber“ (Independent Transmission Operator, ITO). Dazu gehörte wie beim Strom auch die Anforderung, sich in Namen und Außenauftritt komplett von den Handelsaktivitäten der produzierenden Konzernmütter abzugrenzen. Das hatte seitens der integrierten Energiekonzerne den Verkauf zahlreicher Unternehmensteile bzw. der mit dem Netzbetrieb befassten Beteiligungen zur Folge, So wurden z. B. Open Grid Europe durch E.ON und Thyssengas durch RWE veräußert. 187 Ähnliche Strukturen und Regulierungsbehörden entstanden auch in Österreich und der Schweiz. In Deutschland existierten im Jahre 2017 nach der Umsetzung der Vorgaben insgesamt 16 Fernleitungsnetzbetreiber, die sich auf zwei Marktgebiete aufteilten: • Marktgebiet Gaspool, vorwiegend in Nord- und Ostdeutschland tätig: Gascade, GTG Nord (Tochter der EWE), Gasunie Deutschland, jordGas (Tochter der Gasunie Deutschland und Open Grid Europe), Nowega, Ontras (Tochter der VNG), Lubmin-Brandov Gastransport, OPAL Gastransport, Fluxys Deutschland und NEL Gastransport; • Marktgebiet NetConnect Germany, vorwiegend in West- und Süddeutschland tätig: bayernets, GRTgaz Deutschland, Open Grid Europe, Terranets BW, Fluxys TENP und Thyssengas. In Österreich sind die OMV-Tochter Gas Connect Austria, die Baumgarten-Oberkappel Gasleitungsgesellschaft (BOG), die Trans Austria Gasleitung tätig, in der Schweiz die Swissgas. Besondere Regungen betrafen den Netzausbau. Hierfür hatten jetzt die Betreiber von Fernleitungsnetzen, gleich ob Strom oder Gas, einen unternehmensübergreifenden natio‐ nalen Netzentwicklungsplan (NEP) aufzustellen, der in jedem geraden Kalenderjahr fällig wird und der Regulierungsbehörde zu unterbreiten ist. Der NEP musste sich am Bedarf ausrichten und alle Maßnahmen zu Optimierung, Verstärkung und Ausbau enthalten, insbesondere auch unter dem Aspekt, die Versorgungssicherheit zu erhalten. Aufzuführen waren (und sind weiterhin) die in den jeweils nächsten zehn Jahren netztechnisch für einen sicheren und zuverlässigen Netzbetrieb erforderlichen Maßnahmen. Besonders auszuweisen ist der in den jeweils nächsten drei Jahren erforderliche Netzausbau. Verlangt ist zusätzlich ein Zeitplan für alle Ausbauprojekte. Der erste Netzentwicklungsplan Gas (NEP Gas) wurde 2012 über die Bundesnetzagentur in Bonn koordiniert. Der Entwurf zum ersten Netzentwicklungsplan Strom entstand im gleichen Jahr (30.05.2012). 321 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind Abb. 7-242: Herkunft und Transportstufen des Erdgases in der BRD 2007; Quelle: BGW Das Netz insgesamt setzt sich vereinfacht aus drei Druckstufen zusammen: Hochdruck für den Ferntransport, Mitteldruck für die Regionalverteilung, Niederdruck für den Anschluss der Verbraucher, s. Abb. 7-242. Den im Jahr 2017 erreichten Stand des deutschen Ferngas-Verbundnetzes zeigt Abb. 7-243, einschließlich der Anschlusspunkte, Verdichter und Speicheranschlüsse. 2007 betrug die Länge der BRD-Pipelines über alle Druckstufen hinweg 340.000 km, s. Abb. 7-242. Ihr Wachstum war in den 20 dargestellten Jahren hoch und einigermaßen regelmäßig, s. Abb. 7-244. Mitteldruckleitungen vermehrten sich dabei überproportional. Bis heute ist die gesamte Netzlänge auf 511.000 km angewachsen. Die 16 Fernleitungsnetzbetreiber verfügen gegenwärtig über ein knapp 40.000 km langes Fernleitungsnetz für den überregionalen und grenzüberschreitenden Gastransport. Es schafft Verbindungen zu angeschlossenen Transportsystemen, industriellen Großabneh‐ mern, Kraftwerken und Speichern. In Deutschland ist zum 1. Oktober 2021 die Zusammenlegung der beiden deutschen Markt‐ gebiete geplant. Durch seine Lage in der Mitte Nordwesteuropas wird dieses deutschlandweite Marktgebiet der zentrale Ausgangspunkt für eine weitere, grenzüberschreitende Verbindung der einzelnen europäischen Gasmärkte. Das liegt nahe - die Leitungen liegen europaweit, und die Transporte erfolgen schon lange über Grenzen hinweg, und keinesfalls nur in jeweils einer Richtung. Abb. 7-245 zeigt den Transportsaldo an den deutschen Grenzen, der in den letzten Jahren deutlich angestiegen ist, Abb. 7-246 das System der europäischen Fernleitungen. Durch die Rohre der Fernleitungsnetzbetreiber mit Durchmessern bis zu 140 cm werden große Gasmengen mit hohem Druck von bis zu 100 bar transportiert. Hinzu kommt der Transit von Erdgas durch Deutschland in angrenzende EU-Staaten. 322 7 Aktionsfelder Abb. 7-243: Gegenwärtige Erdgas-Leitungen; Quelle: LEIFIphysik Verdichterstationen in Abständen zwischen 100 und 200 km sorgen dafür, dass der Druck über diese weiten Entfernungen stabil bleibt. Ein Beispiel zeigt Abb. 7-247. Die nachgela‐ gerten Netze der etwa 700 Verteilnetzbetreiber stellen die regionale Gasversorgung für die Endverbraucher sicher. 323 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind Abb. 7-244: Überblick über das Wachstum des Netzes 1970‒1990; Quelle: Leuschner, a. a. O., S. 28 Abb. 7-245: Entwicklung der Transitmengen im deutschen Gas-Fernleitungsnetz; Quelle: BWK Jahresausgabe 2020, S. 101 Die beiden Arten von Gasnetzbetreibern, Fernleitungsnetzbetreiber und Verteilnetzbetrei‐ ber, unterscheiden sich bezüglich ihrer Funktion, weniger bezüglich der Netzeigenschaften. Fernleitungsnetzbetreiber nehmen das Gas an einem Eintrittsort über sog. Grenzübergangs‐ punkte (GÜP) an der deutschen Grenze entgegen. Von dort wird das Gas ins deutsche Transportnetz eingespeist. Verteilnetzbetreiber, Stadtwerke und Regionalnetzbetreiber übernehmen dann innerhalb einer Region den Gastransport zur Verteilung an den Endkun‐ den. Die dafür benötigten Leitungen haben kleinere Durchmesser von einigen Dezimetern, werden mit geringerem Druck betrieben und sind stärker verzweigt. Der Druck sinkt auf 50 bis 20 Millibar bei Straßenbzw. Hausanschlüssen. 324 7 Aktionsfelder Abb. 7-246: Das europäische Ferngas-Leitungsnetz; Quelle: DVGW Abb. 7-247: Verdichterstation Obernhau - betrieben durch Gascade Gastransport GmbH; Quelle: FNB Gas 325 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind Das deutsche Gastransportnetz unterscheidet sich aus historischen Gründen strukturell von anderen europäischen Transportnetzen. Die Netze wurden nicht primär staatlich organisiert, sondern sind über viele Jahrzehnte regional privatwirtschaftlich zusammen‐ gewachsen. Hinzu kommt als Besonderheit, dass einige Gebiete in Deutschland (noch) mit L-Gas versorgt werden, das aus niederländischen und deutschen Quellen stammt, s. Abb. 7-248. Abb. 7-248: L- und H-Gas-Verteilung in Deutschland; Quelle: Bundesnetzagentur Am effizientesten für den Ferntransport sind Fernleitungen mit einer Nennweite von ma‐ ximal 1.420 Millimeter und einem Druck von 50‒100 bar. Bevor das Erdgas aus den Fernleitungen, d. h. den Rohren großer Nennweite, in die Gasverteilungsnetze, also in Rohre mit geringerer Nennweite, eingespeist wird, wird sein Druck in Gasdruckreduzier- und Verteilerstationen um etwa das Zehnfache auf ein sicheres Maß reduziert. Die Technik der Rohrverlegung erfordert großen Aufwand und umfangreichen Maschi‐ neneinsatz, s. Abb. 7-249. Die Pipeline-Abschnitte werden direkt vor Ort miteinander verbunden, entweder im Handschweiß-Verfahren oder mit Schweißraupen, die jeweils eine Schweißkabine im Fließbandverfahren den Rohrstrang entlangführen. Es gibt auch Schweißroboter, die vor allem bei der russischen Gazprom im Einsatz sind, s. Abb. 7-250. Die zu verbindenden Rohrelemente haben unterschiedliche Maße; typisch sind 18 m Länge und 8 t Gewicht bei 80 cm Rohrdurchmesser. 326 7 Aktionsfelder Abb. 7-249: Verlegung einer Ferngasleitung im Erzgebirge; Quelle: Ontras Abb. 7-250: Schweißroboter bei Gazprom; Quelle: Gazprom Abb. 7-251: Verlegeschiff Solitaire bei der Arbeit an der North Stream in der Ostsee; Quelle: Gazprom Im offshore-Bereich kommen Spezialschiffe zum Einsatz, wie in Abb. 7-251 demonstriert. Die Unterwassereinsätze werden von Tauchern ausgeführt, die bis zu zwei Wochen in Druckkammern bleiben. Sie arbeiten und leben Im sog. „Habitat“ (Mitte der Abb. 7-252). Dort werden auch die Pipeline-Enden miteinander verschweißt. Zu beiden Seiten werden 327 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind sie von zwei Greifrobotern gehalten, unterstützt von Ballons, die durch ihren Auftrieb je 20 Tonnen heben. Im Hintergrund der Abbildung schwebt die dem Transport dienende Taucherglocke. Abb. 7-252: Arbeitstechnik bei Offshore-Pipelines; Quelle: FAZ Abb. 7-253: Zusammensetzung des Gaspreises 2019, Endkunden, Quelle 1-gasvergleich Für offshore-Pipelines gelten auch andere Betriebsdrücke, da dort die Kompressorstationen entfallen müssen. In Russland wird z. B. das Gas der Ostsee-Pipeline Nord Stream mit einem Druck von 220 bar hineingepresst und kommt in Deutschland mit rund 177 bar an. Der Druckverlust ist auf der langen Strecke unvermeidbar. Aber das macht es dann auch möglich, die Pipeline in drei Teilstücken mit unterschiedlicher Rohrstärke und infolgedessen mit geringeren Materialkosten zu bauen. Die Wanddicke der Rohre verringert sich von 35 Millimetern im ersten Abschnitt auf 31 Millimeter im zweiten Teilstück und auf 27 Millimeter im letzten Teil. 328 7 Aktionsfelder 188 Göbel, F.-W.: Z. Sanitär-Heizung-Klima (SBZ), Ausgabe 18, 2012. Abb. 7-254: Entwicklung der Netzentgelte Gas seit 2007 einschl. Messung und Messstellenbetrieb; Quelle: Bundesnetzagentur Netzerhaltung und Netzausbau kosten, gerade im Zusammenhang und als Folge der Energiewende. Verantwortlich für die Finanzierung sind nach der Umsetzung der Libera‐ lisierung analog zum Strom die Netzbetreiber, die ihre Kosten als Netzentgelt an die Verbraucher weitergeben. Es machte im Jahr 2019 24,8 % des Endpreises aus, s. Abb. 7-253, und hat sich seit 2007 mehr oder weniger kontinuierlich aufwärts entwickelt, s. Abb. 7-254. 7.4.8.3 Wärmenetze: Fernheizung Nicht nur Strom und Gas, auch Wärme wird über Leitungen transportiert, bekannt geworden unter dem Terminus Fernwärme. Ihr Ursprung reicht in das frühe 19. Jahrhundert zurück: Im Jahr 1818 wird über eine Beheizung von Gebäuden aus einer 270 m entfernten Heizzentrale berichtet. Als Ursprung einer „Fernheizung“ gilt jedoch die 1876 in New York errichtete dampfbasierte „Städteheizung“. 188 Im Jahre 1886 wurde erstmals ein Elektrizitätswerk mit einer Heizzentrale (Heizung mit direktem Dampf) verbunden. 1893 leitete das Hamburger Elektrizitätswerk probeweise Dampf zum Heizen in das 300 Meter entfernte Rathaus. Um 1900 wurde diese Technik auch in Dresden eingesetzt und versorgte dort elf Gebäude mit Wärme. Andere Städte folgten. So begann 1921 die Stadt Barmen mit einer Fernheizung, deren Rohre längs der Wupper geführt wurden. Die Nachbarstadt Elberfeld schloss sich 1927 mit einer Wärmeversorgung aus ihrem Kraftwerk an. 329 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind Die gleichzeitige Erzeugung von Strom und Wärme ist heute unter dem Kürzel KWK (Kraft-Wärme-Kopplung) bekannt. KWK wird in Kap. 7.6.1 ausführlich dargestellt. Hier muss genügen, dass durch die Erzeugung von Strom und Wärme innerhalb nur eines Industriebetriebes der Brennstoffbedarf deutlich gesenkt und die Wärme innerhalb eines Fernwärmenetzes für den Verbraucher günstig bereitgestellt werden konnte und kann. Mehr als 80 % der per Fernwärme in Deutschland bereitgestellten thermischen Energie werden heute innerhalb einer KWK-Anlage gewonnen. Abb. 7-255: Fernwärmesysteme in Europa für Städte mit mehr als 5.000 Einwohnern; Quelle: Halmstad University (Schweden), District Heating and Cooling Als Transportmedium für die ausgekoppelte Abwärme wird in der Regel Wasser, entweder als Dampf oder in flüssiger Form, verwendet, da es sich durch seine große Wärmekapazität besonders gut für den Wärmetransport eignet. In jüngster Zeit setzt man vermehrt auf Heißwassernetze und sondert Dampfnetze allmählich aus, da diese deutlich risikoanfälliger sind. Über isolierte Rohrleitungssysteme wird das heiße Wasser unter Druck zu den Verbrauchern transportiert. Über eine Kompaktstation erfolgt dort die Wärmeübergabe in den Warmwasserkreislauf des Verbrauchers. 330 7 Aktionsfelder 189 Vier Kategorien nach Art. Fernwärme, https: / / de.wikipedia.org/ wiki/ Fernwärme, abgerufen 2. März 2019. In der Entwicklung der Fernwärme und der Fernwärmenetze lassen sich vier Generatio‐ nen unterscheiden: 189 • Die erste Generation wurde erstmals ab 1876 in New York genutzt und fand anschließend auch in Europa Verbreitung. Die Systeme nutzten heißen, unter Druck stehenden Wasserdampf als Übertragungsmedium, der in vor Ort isolierten Stahlrohren übertragen wurde. Der Dampf wurde vorwiegend in mit Kohle befeuerten zentralen Kesseln und einigen wenigen Kraftwerken mit KWK erzeugt. Die Radiatoren in den Wohnungen arbeiteten mit hohen Temperaturen von 90 °C und mehr. Durch die hohen Dampftempe‐ raturen waren die Wärmeverluste im Netz groß, zudem kam es zu Korrosion im Rücklauf, was die Energieeffizienz nicht gut aussehen ließ. Bis ca. 1930 kamen ausschließlich solche Fernwärmesysteme vor, z. B. neben New York auch in Paris. • Die zweite Generation kam um 1930 auf und war bis in die 1970er Jahre die vorherr‐ schende Technik. Diese Systeme nutzten Druckwasser mit Temperaturen von zumeist über 100 °C, das in vor Ort isolierten Stahlrohren transportiert und durch zentrale Pumpstationen befördert wurde. In den Wohnungen wurden Radiatoren mit Heiztem‐ peraturen von ca. 90 °C genutzt, die direkt oder indirekt gespeist wurden. Die Technik fand u. a. in großen Fernwärmesystemen der früheren Sowjetunion Anwendung • Die dritte Generation kam in den 1970er Jahren auf, anschließend wurden ab den 1980er Jahren die meisten Fernwärmesysteme auf diesem Stand aufgebaut und viele ältere Systeme umgerüstet. Technisch basiert dieses System ebenfalls auf Heißwasser, das zumeist aber weniger als 100 °C erreicht. Befördert wird das Wasser durch zentrale Pumpstationen. Die Transportrohre wie auch die meisten anderen Komponenten werden jedoch nicht mehr vor Ort isoliert, sondern vorgefertigt. Die Verteilstationen sind im Vergleich zu den Vorgängern kompakt gebaut und die Wärmeübertrager bestehen aus rostfreiem Stahl. In den Wohnungen kommen Radiatoren mit Heiztemperaturen von jetzt nur ca. 70 °C zum Einsatz, die direkt oder indirekt versorgt werden, zum Teil auch als Fußbodenheizungen. Die Wär‐ meerzeugung findet in zentralen Heizkraftwerken mit KWK statt, in dezentralen Blockheizkraftwerken, auch in Müllheizkraftwerken und Biomassekraftwerken. Gelegentlich wird geothermische und solarthermische Energie als Ergänzung in solche Netze eingespeist. Hauptmotivation für den Aufbau war nach den Ölkrisen in den 1970er Jahren die Steigerung der Energieeffizienz sowie der Ersatz von Erdöl durch andere Energieträger wie Kohle, Biomasse und Müll. • Die vierte Generation befindet sich derzeit in Vorbereitung und soll ab ca. 2020 großflächig zum Einsatz kommen. Sie ist hauptsächlich geprägt durch die Erfordernisse von Klimaschutz und nachhaltiger Energieerzeugung und -verwendung. In Dänemark war 2016 die Umstellung von der dritten auf vierte Generation bereits in Gang gebracht. Der gegenwärtige Stand der Fernheizung in Europa ist durch ein erhebliches Ungleichgewicht gekennzeichnet. Wie Abb. 7-255 anschaulich beschreibt, gibt es eine Konzentration der Anlagen in Osteuropa, insbesondere den Nachfolgestaaten der UdSSR, auch also in den Neuen Bundes‐ ländern. Die Situation in der Bundesrepublik ist dementsprechend nach Ost und West geteilt. 331 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind 190 Bundeskartellamt, Sektoruntersuchung Fernwärme, Abschlussbericht - August 2012. Den Anteil der Fernwärme an der Heizungsversorgung von Wohngebäuden in Deutsch‐ land weist Abb. 7-256 mit rd. 14 % aus. Über weitere Einzelheiten gibt eine Untersuchung des Bundeskartellamtes aus dem Jahr 2012 für das vereinte Deutschland einen verlässlichen Überblick. 190 Das Bundeskartellamt hat seine Untersuchungen auf Netzkategorien gestützt, die einen guten Einblick in die Struktur deutscher Netze geben. Danach überwiegen die Netze mit geringen Reichweiten (< 1 km) bei weitem, s. Abb. 7-257. Im Rahmen der Untersuchung wurden knapp 1.500 wärmeerzeugende Anlagen für das Jahr 2007 sowie knapp 1.600 für das Jahr 2008 erfasst. Dabei wurde unterschieden nach Heizwerken, in denen ausschließlich Wärme erzeugt wird, und Heizkraftwerken, die sowohl Wärme als auch Strom in einem gekoppelten Prozess (KWK-Prozess) erzeugen. Heizwerke waren mit einem Anteil von 78 % (2007) bzw. 79 % (2008) an der Gesamtzahl der erfassten Wärmeerzeugungsanlagen der dominierende Anlagentyp. Bei 22 % bzw. 21 % der Anlagen handelte es sich um KWK-Anlagen. Abb. 7-256: Heizungsversorgung für Wohngebäude in der BRD, Stand 2010; Quelle: AGFW, Energie‐ effizienzver-band für Wärme, Kälte und KWK e. V. Das scheint zunächst ein Widerspruch zu den o. a. Branchenangaben, die auf ein wei‐ tes Überwiegen von KWK-Anlagen hinausliefen. Die Erklärung ist wohl, dass zwar ausschließlich Wärme erzeugende Anlagen den häufigsten Anlagentyp bilden, sie aber im Betrachtungszeitraum nur ca. 22 % (2007) bzw. 23 % (2008) der gesamten Wärme lieferten. Dementsprechend entfielen mehr als drei Viertel der insgesamt produzierten Wärmemenge (brutto) von rund 58 TWh (2007) bzw. 60 GWh (2008) auf KWK-Anlagen, was die oben gemachten Angaben zum Überwiegen der KWK einigermaßen rechtfertigt. 332 7 Aktionsfelder Die Einteilung in Klassen sagt noch nichts, zumindest nichts Näheres zu den installierten Leitungslängen aus; dies ist in Abb. 7-258 für die sogenannten Großnetze (>100 km) nachgeholt, von denen in der BRD insgesamt 38 ermittelt wurden. Die vom Bundeskartellamt betrachteten Fernwärmenetzgebiete wiesen eine Gesamt‐ netzlänge von 15.283 km im Jahr 2007 bzw. 15.535 km im Jahr 2008 auf. Die durchschnittliche Netzlänge lag bei 14,5 km im Jahr 2007) bzw. 13,3 km im Jahr 2008, wobei die Bandbreite von wenigen 100 Metern bis über 800 km reichte. Die Angaben können als hinreichend vollständig und damit als repräsentativ gelten. Abb. 7-257: Netzkategorien nach Bundeskartellamt; Quelle: Bundeskartellamt, Sektoruntersuchung Fernwärme, 2012 Das Heißwasser wird den wärmegedämmten Rohrleitungen in einem kontinuierlichen Kreislauf zugeführt. Zur Vermeidung von Korrosionen und Härteausscheidungen auf den inneren Oberflächen der Medienrohre ist das im Kreislauf verwendete Wasser enthärtet. Das Heißwasser dient nicht nur der Sicherstellung der Raumtemperatur, sondern auch zur Erzeugung von Warmwasser, die über einen gesonderten Wärmetauscher angekoppelt wird. Hier muss zur Vermeidung einer Kontamination mit Legionellen eine Warmwasser‐ temperatur von mehr als 60 °C dauerhaft aufrechterhalten werden. Je nach Mediumtemperatur, erforderlichem Durchfluss und statischen Erfordernissen kommen in der Gegenwart als Rohrleitungssysteme wärmegedämmte Kunststoffmantel‐ verbundrohre, Stahlmantelrohre, Wickelfalzrohre und verschiedene flexible Rohrsysteme zum Einsatz. Übliche Betriebstemperaturen für den Vorlauf in einem mit Heißwasser betriebenen Fernwärmenetz sind 80 °C bis 130 °C bei einem Betriebsdruck von 1,6 MPa bis 2,5 MPa (16 bar bis 25 bar). 333 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind Abb. 7-258: Leitungslängen der Großwärmenetze; Quelle: Bundeskartellamt, Sektoruntersuchung Fernwärme, 2012 Abb. 7-259: Teil des aufgeständerten Fernwärmenetzes in St. Pölten, 1950; Quelle: Fernwärme St. Pölten / Austria In den meisten untersuchten Fällen ist der Fernwärmekreislauf durch einen Wärmeübertra‐ ger hydraulisch vom über den Wärmetauscher thermisch gekoppelten Verbraucherkreis‐ lauf getrennt, nur in wenigen Fällen wird die Fernwärme direkt eingekoppelt, wie etwa für Großverbraucher. Insbesondere bei Wohngebäuden orientiert sich die Auslegung der Übergabestation nicht primär am Heizwärmebedarf, sondern am Wärmebedarf für die Warmwasserbereitung. Die Verlegung der Rohrleitungen erfolgt bei modernen Fernheizungen unterirdisch. Bei früheren Anlagen überwog die aufgeständerte Leitungsführung, s. als Beispiel die aus dem Jahr 1950 stammende Abb. 7-259. 334 7 Aktionsfelder 191 Studie “Einsatzgrenzen und Gestaltung einer zukünftigen Fern- und Nahwärmeversorgung“, Dieter Wolff, FH Wolfenbüttel, 2015. 192 So Programmdirektor Rohrig vom IEE anlässlich der Jahrestagung 2019 des Forschungsverbundes Erneuerbare Energien (PVEE) in Berlin; VDI nachrichten 15. November 2019. In den ehemaligen Ostblockstaaten war die oberirdische Leitungsführung aus Kosten- und Servicegründen bis in die Gegenwart gängig - mit charakteristischen, wenn auch wenig schönen Folgen für das Stadtbild, wie Abb. 7-260 am Beispiel Leipzig demonstriert. Abb. 7-260: Leitungsführung einer Fernheizung in Leipzig, um 2010; Quelle: Heute im Osten, Dokumentation MDR Nah- und Fernwärmeprojekte zum Ausbau vorhandener Netze in Großstädten und zur Neuinstallation einer Nahwärmeversorgung waren angesichts der kurz- und mittelfristigen Energieszenarien zu Beginn des Jahrtausends im Hinblick auf ihre Effizienz in die Diskus‐ sion gekommen. Man sah für sie nur noch in dicht besiedelten Mehrfamilienhausgebieten mit hoher Anschlussdichte eine längere Zukunftsperspektive. 191 ▸ Das hat sich in den letzten Jahren geändert. In deutschen Städten werden derzeit vielmehr mit Blick auf die Energiewende Wärmenetze bewusst ausgebaut. Der Ruf nach kommunalen Wärmeleitplänen wird lauter. Die Einspeisung kann dabei sowohl zentral wie dezentral erfolgen. Die zentrale Einspeisung könnte von KWK zu Großwärmepumpen und Solarthermie wechseln, so die Meinung der PVEE-Tagung vom Oktober 2019. Mit dem Zubau von Wärmenetzen könnte ein Rückzug der gasgestützten Wärmeversorgung einhergehen. 192 7.4.9 Erneuerbare Energien brauchen Förderung Die Erneuerbaren Energien bedurften mit dem politischen Willen zur ihrer vermehrten und forcierten Verwendung des Anschubs und der materiellen Förderung. Dies geschah und geschieht in Deutschland auf vielen Wegen, sodass inzwischen eine regelrechte und fast nicht mehr zu überblickende Förderlandschaft entstanden ist. 335 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind Ein besonderes Gewicht hat hier das Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien (EEG) aus dem Jahr 2000, das eine lange Entwicklung erfahren hat und noch heute einen Schwerpunkt bildet. Es verbindet Ziele und Maßnahmen. Sein Ursprung liegt im Stromeinspeisegesetz (StromEinspG) von 1991. Es gilt als Vorgän‐ ger des späteren EEG und enthielt erstmals die Verpflichtung für die Versorger, erneuerbar produzierten Strom abzunehmen und zu vergüten. Die Mindestsätze mussten sich auch für EE nach den durchschnittlichen Vergütungen für Stromproduzenten richteten. Im Jahr 2000 galten die Festsätze: 8,23 ct/ kWh für Strom aus Wind und Photovoltaik, 7,23 ct/ kWh für Strom aus Wasserkraft, Klär-, Deponie- und Biogas. Das EEG selbst trat September 2000 in Kraft und ersetzte das StromEinspG. Sein Ziel war die Verdopplung des Anteils Erneuerbarer Energien innerhalb von 10 Jahren. Es enthielt feste Quoten für den Anteil erneuerbarer Energien an der Stromversorgung in Deutschland. Die Abnahme- und Übertragungspflicht für Netzbetreiber wurde beibehalten. Zusätzlich wurde jetzt der Einspeisevorrang für Strom aus Erneuerbaren Energien gegenüber konventionell erzeugtem Strom festgeschrieben. Die über 20 Jahre geltenden jeweils fest garantierten Vergütungssätze pro kWh waren in den ersten Jahren großzügig bemessen und lagen z. T. deutlich über den Marktpreisen, s. Tabelle 7-1. In einer Novellierung von 2004 wurde erstmals eine quantifizierte Zielsetzung festge‐ schrieben (für 2010 ein EE-Anteil von 12,5 % und für 2020 von mindestens 20 %). Am 1. Januar 2009 wurde eine Neufassung des EEG wirksam. Der Anteil der Erneuerba‐ ren Energien sollte bis zum Jahr 2020 auf 30 % gesteigert werden. Die Vergütungsregelungen wurden angepasst und ein Einspeisemanagement inkl. Entschädigungsmechanismen zum Umgang mit Netzengpässen eingeführt. Die Einspeisevergütungen wurden teilweise ge‐ senkt, insbesondere für Windenergie. Am 1. April 2012 trat eine weitere Novellierung in Kraft. Die Ausbauziele für die Erneuerbaren Energien wurden nicht mehr als absolute Ziele, sondern als Mindestziele formuliert: Spätestens 2020 sollen mindestens 35 % der Stromversorgung durch Erneuerbare Energien gedeckt werden, bis 2030 mindestens 50 %. Eine Markt- und Flexibilitätsprämie wurde eingeführt, der Systemdienstleistungsbonus bis Ende 2014 limitiert. Die Novelle war zugleich eine Umsetzung europäischer Entflechtungsvorgaben und enthielt Neuregelungen zu Messeinrichtungen und Messsystemen und berücksichtigte Verbraucherschutzrechte und die Unabhängigkeit von Regulierungsbehörden. Ergänzend wurde am 7. November 2012 eine Managementprämienverordnung erlassen. Sie enthielt eine Senkung der Managementprämie als Bestandteil der Marktprämie für die Direktvermarktung Erneuerbarer Energien zum 1. Januar 2013 und führte die Förderung der Fernsteuerbarkeit von Anlagen ein. 336 7 Aktionsfelder Tabelle 7-1: EEG-Vergütungssäte aus den Anfangsjahren; Quelle: IWR nach EEG In der Vorbereitung einer eher grundlegenden Reform des EEG entstand im Februar 2013 in interministerieller Zusammenarbeit das Altmaier-Rösler-Papier, das einen gemeinsamen Vorschlag zur Strompreissicherung im Erneuerbare-Energien-Gesetz enthielt. Ein späteres 337 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind 193 So auch bei BMWi (Hg): Informationsportal Erneuerbare Energien, EEG-Kurzfassung. 194 Dort auch Näheres zu den sog. Besonderen Ausgleichsregelungen. Eckpunktepapier zur Reform des EEG formulierte ein neues Ausbauziel: Bis 2025 sollten zwischen 40 % und 45 % und bis 2035 zwischen 55 % und 60 % des Stromverbrauchs durch Erneuerbare Energien gedeckt werden. Die Reform des EEG sollte zudem europarechts‐ konform ausgestaltet werden. Am 1. August 2014 trat dann die grundlegende Neufassung in Kraft. Sie enthielt die Einführung der verpflichtenden Direktvermarktung und insbesondere den Grundsatzbe‐ schluss zur Ermittlung der künftigen Förderhöhe durch Ausschreibungen ab 2017. Seither gab es mehrere große und viele kleine Novellen. Die letzte große Novelle trat am 1. Januar 2017 in Kraft. Mit ihr wurden die bis dahin gesetzlich definierten Vergütungssätze offiziell durch Ausschreibungen abgelöst. Ab dem 1. Januar 2017 müssen sich alle Anbieter Erneuerbarer Energien oberhalb bestimmter Leistungsgrenzen im Rahmen von Ausschreibungen auf eine Förderung bewerben, entsprechend den Vorgaben der EU für staatliche Umweltschutz- und Energiebeihilfen. Für Windenenergieanlagen an Land und Photovoltaikanlagen liegt die Grenze bei 750 kW installierter Leistung; auch Biomasseanlagen mit mehr als 150 kW müssen am Ausschreibungsverfahren teilnehmen, um eine EEG-Förderung zu erhalten. Mit zunehmender Komplexität des Strommarktes wuchs auch der Umfang des Gesetzes - von anfangs vier auf 104 Paragrafen im EEG 2017. Das Grundsystem des EEG blieb jedoch seit dem EEG 2000 erhalten und lässt sich in drei Sätzen zusammenfassen. Das EEG verpflichtet Netzbetreiber • Erneuerbare-Energien-Anlagen vorrangig anzuschließen, • Abnahme, Übertragung und Verteilung des Stroms aus Erneuerbare-Energien-An‐ lagen vorrangig zu behandeln (sogenannter Einspeisevorrang) und • den eingespeisten EE- Strom zu vergüten (oder eine Marktprämie für den einge‐ speisten und direkt vermarkteten Strom zu zahlen). 193 Seit Beginn des EEG gibt es für die Versorger bzw. Netzbetreiber eine Lücke zwischen den Einnahmen aus der Vermarktung des grünen Stroms und den vergütungsbedingten Aus‐ gaben, die sogenannten Differenzkosten der erneuerbaren Energien. Die Differenzkosten werden durch die Zahlung der sogenannten EEG-Umlage finanziert, für die das BMWi schon für das Jahr 2000 Einnahmen ausweist. Die EEG-Umlage bestimmt sich, indem die Differenzkosten auf den Stromverbrauch (genauer: den umlagerelevanten Letztverbrauch) verteilt bzw. umgelegt werden. ▸ Es ist also der Verbraucher, der die Transformation des Energiesystems tragen soll, und damit die Allgemeinheit. ▸ Die 2002 eingeführte KWK-Umlage und die seit 2005 erhobenen Netzentgelte für die Übertragungs- und Verteilnetzbetreiber gehen als weitere Bestandteile des Strompreises in die gleiche Richtung, s. auch Kap. 9, Energiewende, Wirtschaft und Gesellschaft. 194 Ebenfalls seit Beginn gibt es die zeitliche Befristung der Förderung auf jeweils 20 Jahre; danach gab es nur die Möglichkeit der Direktvermarktung ohne weitere öffentliche 338 7 Aktionsfelder Hilfen, und ohne Abnahmeverpflichtung für den Netzbetreiber. Die aus dem EEG 2001 stammende Begrenzung auf 20 Jahre erscheint in der Rückschau einigermaßen willkürlich; möglicherweise spielten die angenommenen Lebensdauern der Anlagen eine Rolle. Die Begrenzung führte öfter zu wenig sinnvollen Marktreaktionen, wenn z. B. das Re-Powering von On-shore-WEA neben dem Rückbau die einzig sinnvolle Option für den Weiterbetrieb des Standortes darstellt, da sich die Direktvermarktung nicht rechnet. Auch für Photovoltaikanlagen blieben nur die Möglichkeiten, den erzeugten Strom selbst zu verbrauchen oder frei direkt zu vermarkten, was auf etwa 4 ct/ kWh hinauslaufen würde, gegenüber 10,7 ct/ kWh für Neuanlagen. Abb. 7-261: Auslaufende EEG-Förderung bei Photovoltaik-Anlagen in D.; Quelle UBA, ISE, F.A.Z.-Grafik Dass hier ein größeres Problem anstand, zeigt Abb. 7-261 am Beispiel der Photovoltaik. Bis zum Jahr 2020 fallen 176.000 Anlagen(„Ü20“) aus der Förderung - das sind rd. 10 % des Bestandes. Bei den Windenergieanlagen sind es vergleichbar gut 4.200 „Ü20“ mit rd. 15.500 MW, entsprechend 30 % (! ) des Bestandes, vgl. Abb. 7-262. Oft ergibt sich auch aus dem Baurecht oder dem Immissionsschutzrecht (BImSchG) die Pflicht zum Rückbau nach Ende der Vertragslaufzeit, die sich oft mit dem Zeitraum der Förderung deckt. 339 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind 195 BMWi, Pressemitteilung vom 23.September.2020; Entwurf des EEG 2021; Z. Die WELT vom 15. Dezember 2020; Gesetzestext EEG 2021. Abb. 7-262: Windenergieleistung mit auslaufender EEG-Förderung zwischen Ende 2020 und 2036; Quelle: ÜNB, Auswertung & Grafik: FA Wind Das Problem der Ü20 wurde mit einigen Verzug auch der Bundesregierung bekannt. Mit dem künftigen EEG 2021 sollten Lösungen gefunden werden, s. hierzu folgende Abschnitte. Die jüngste Entwicklung zum EEG, seine Aktualisierung, war schon des Längeren erwartet worden. Am 23. September 2020 hatte das Bundeskabinett den zugehörigen Entwurf einer Novelle fertiggestellt. Nach weiteren Abstimmungen zwischen Ressorts und Fraktionen wurde sie vom Bundestag am 17. Dezember 2020 als EEG 2021 in zweiter und dritter Lesung verabschiedet, nachdem der umstrittene Satz „Die Errichtung von Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien liegt im öffentlichen Interesse und dient der öffentlichen Sicherheit“ aus der Vorlage entfernt worden war. Insbesondere die Naturschützer hatten damit ihre Schwierigkeiten und darin ein Instrument gesehen, die Errichtung von WEA gegen jeden Widerstand der Bürger und des Artenschutzes durchzusetzen. Nach Zustimmung durch den Bundesrat ist die Neuregelung am 01. Januar 2021 in Kraft getreten. Sie setzt das Klimaschutzprogramm 2030 um und beinhaltet im Kern folgende Regelungen: 195 ▸ Im EEG wird als neues Langfristziel gesetzlich verankert: „Treibhausgasneutralität vor 2050 für in Deutschland erzeugten und verbrauchten Strom“, also einschließlich der Stromimporte. 340 7 Aktionsfelder 196 VDI nachrichten vom 2. Oktober 2020. ▸ 65 % Ausbauziel für Ökostrom bis zu Jahr 2030. 196 Hieran hat sich allerdings Kritik entzündet - nicht am Grundsatz, sondern an einer falschen Bemessungsgrundlage, die vom Ministerium mit 580 TWh angenommen wurde. Kälte- und Wärmesektor mit 1.207 TWh und Verkehrswesen mit 739 TWh und der zukünftige Verbrauch für die Wasserelektrolyse „wurden schlichtweg nicht berücksichtigt“ (KIT). Daraus folgt, dass die effektiven Ausbauziele im Stromsektor deutlich unter dem angestrebten Wert von 65 % liegen werden. Weitere Neuerungen sind: • Kommunen können künftig finanziell mit 0,2 ct/ kWh am Ausbau der Windenergie beteiligt werden und einen großen Teil der von den Betreibern gezahlten Gewerbe‐ steuer für sich verbuchen. • Befreiung des Stromverbrauchs für grünen Wasserstoff von der EEG-Umlage. • Deckelung der EEG-Umlage für die Jahre 2021 und 2022 durch die Zuführung von Haushaltsmitteln. • Anpassung des Rechtsrahmens für sogenannte „ausgeförderte Anlagen“. Für sol‐ che Anlagen, deren 20-jähriger Vergütungszeitraum ab 2021 ausläuft, bleibt der Anspruch auf vorrangige Einspeisung auch nach Ablauf der Förderdauer bestehen, was in der Tat neu ist. Ältere Solaranlagen müssen vorerst nicht mit intelligenten Stromzählern teuer aufgerüstet werden und erhalten bei Vermarktung des Stroms bei Anlagen bis 100 kW eine Vergütung in Höhe des Marktwertes abzüglich der Vermarktungskosten. Diese Regel greift damit insbesondere für Solaranlagen aus den Anfangsjahren des EEG. Allerdings muss der gesamte Strom eingespeist werden. Betreiber von Windkraftanlagen bekommen pro kWh ebenfalls vorerst den Marktwert des Stroms plus 1 ct. WEA an Land können sich im Rahmen von Ausschreibungen um eine Anschlussförderung bewerben. Das Repowering soll über verschiedene Gesetze außerhalb des EEG gefördert werden, etwa im Baurecht und im Naturschutzrecht. Die Bundesregierung hofft, mit diesen Regelungen das oben beschriebene Problem der Ü20-Anlagen lösen zu können. • Die Zubaumengen für WEA und Photovoltaik werden für den Zeitrahmen 2021-2028 erhöht, s. auch Kap. 7.4.10. Brauchen EE eine Regulierung? • Es wird ein neues Ausschreibungssegment für große PV-Dachanlagen geschaffen. • Neue Abstandsregelungen für Onshore-WEA. • Es soll günstiger werden, selbst produzierten Solarstrom zu verbrauchen. Die Leistung, ab der auf diesen Strom die EEG-Umlage fällig wird, wird auf das Dreifache erhöht (auf 30 kW oder 30 kWh Jahresertrag). Betreiber von Anlagen zwischen 300 und 750 kW haben die Wahl, ob sie an Ausschreibungen teilnehmen oder ob sie einen Teil des Stroms selbst verbrauchen und dafür weniger Förderung wollen. • Für Solarstrom auf Dächern von Mietshäusern (Mieterstrom) gibt es Vereinfachun‐ gen. 341 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind 197 BMWi in Erläuterungen zum Erneuerbare-Energien-Gesetz 2014 (EEG 2014). • Anpassungen bei der Besonderen Ausgleichsregelung zur Stärkung de Wettbe‐ werbsfähigkeit der stromkostenintensiven Industrie. • EE werden weiter in das Stromsystem integriert: Es werden verbesserte Anreize für neue Anlagentechnik und bessere Steuerbarkeit der Anlagen (Smart-Meter-Gate‐ way) gesetzt. • Eine „Südquote“ für Wind an Land und Biomasse schafft besseren Abstimmung zwischen EE-Ausbau und Netzausbau. • Für Seeschiffe wird die Möglichkeit geschaffen, sich in den Seehäfen kostengünstig mit Landstrom zu versorgen. Das Gesetz enthält viele weitere Einzelheiten, von denen hier nur die wichtigsten aufge‐ führt sind. Die Fülle von Detailregelungen macht es in Teilen zu einem bürokratischen Monstrum. Das EEG wurde seit seiner Einführung im Jahr 2000 zum Motor für die Erneuerbaren Energien in Deutschland. Es hat sich als effizientes und erfolgreiches Instrument bewährt und den Erneuerbaren Energien zu einem kontinuierlichen Wachstum verholfen. Das EEG lieferte und liefert noch den Rahmen für den Ausbau der EE und ihre Integration in den Strom- und Gasmarkt und diente auch anderen Ländern als Modell für vergleichbare Ziele. Wie aus den Einzelheiten der Entwicklung hervorgeht, haben sich die Grundlagen der Förderungspolitik in den letzten 20 Jahren deutlich verschoben. War die Förderung ursprünglich eine Subvention, so will sie heute eine Hilfestellung zur Marktgängigkeit der Erneuerbaren Energien sein. Das bestätigt auch das neue EEG 2021: Die Förderkosten für Erneuerbare Energien werden durch verschiedene Einzelmaßnahmen (unter anderem Anpassung der Höchstwerte in Ausschreibungen, Erweiterung der Flächenkulisse für PV-Freiflächenanlagen) reduziert. ▸ Wenn die Energieerzeugung weitgehend auf Regenerative umgestellt ist, verliert das EEG schließlich seine eigentliche Grundlage und damit langfristig seine Existenz‐ berechtigung. Das sieht auch die Politik: Nach Angaben aus Koalitionskreisen könnte die Förderung von neuen Anlagen beendet werden, wenn spätestens 2038 der Kohleausstieg vollzogen ist. Dazu soll die Bundesregierung bald Vorschläge machen, möglichst noch im Jahr 2021. 7.4.10 Brauchen Erneuerbare Energien eine Regulierung? Die Antwort der Politik auf diese Frage ist seit 2014 eindeutig und heißt „ja“. Das ist nachvollziehbar, weil hier Interessen kollidieren und ausbalanciert werden müssen. So hatte der schnelle Ausbau der Erneuerbaren auch einen unerwünscht hohen Anstieg der EEG-Umlage zur Folge. Auch wurde das Ausbauvolumen zunehmend zu einer Her‐ ausforderung für die Stabilität der Stromnetze und für die Versorgungssicherheit. Statt Regulierung bevorzugte die Politik allerdings eine elegantere Formulierung: „Der Ausbau der erneuerbaren Energien soll besser gesteuert und planbarer werden.“ 197 342 7 Aktionsfelder Deshalb wurde im EEG 2014 der Ausbau von erneuerbaren Energien nach Zahlen bzw. Mengen festgelegt: ▸ der Anteil der erneuerbaren Energien soll bis 2025 zwischen 40 % und 45 % und bis 2035 zwischen 55 % und 60 % betragen, s. Abb. 7-263. Abb. 7-263: Anteil erneuerbarer Energien am Bruttostromverbrauch bis 2014 und Zielkorridor bis 2015 nach EEG 2014; Quelle: ZSW nach AGEE-Stat ▸ für jeden Erneuerbare-Energien-Pfad wurden Ausbaukorridore vorgegeben, also konkrete Mengenziele für den jährlichen Zubau: ▸ Solarenergie: jährlicher Zubau von 2,5 Gigawatt (brutto), ▸ Windenergie an Land: jährlicher Zubau von 2,5 Gigawatt (netto, d. h. die Anlagen, die im jeweiligen Jahr abgebaut werden, werden berücksichtigt), ▸ Biomasse: jährlicher Zubau von ca. 100 Megawatt (brutto), ▸ Windenergie auf See: Installation von 6,5 Gigawatt bis 2020 und 15 Gigawatt bis 2030. Die konkrete Mengensteuerung erfolgte jetzt bei Photovoltaik, Windenergie an Land und Biomasse über einen sog. „atmenden Deckel". Darunter war zu verstehen, dass bei Überschreiten des Korridors automatisch die Fördersätze für weitere Anlagen sinken. Für Windenergie auf See wurde ein fester Mengendeckel beschlossen. Die Mengenziele wurden in der Novelle 2017 noch einmal partiell korrigiert, und zwar für Windenergie an Land und Biomasse: ▸ Windenergie an Land: jährlicher Brutto-Zubau von 2.800 Megawatt in den Jahren 2017 bis 2019 und 2 900 Megawatt ab dem Jahr 2020, ▸ Biomasseanlagen: jährlicher Brutto-Zubau von 150 Megawatt in den Jahren 2017 bis 2019 und 200 Megawatt in den Jahren 2020 bis 2022. 343 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind 198 Die Denkfabrik AGORA unterstellt dem Wirtschaftsministerium Angst vor den Onshore-Windkraft‐ gegnern, die inzwischen auch gegen Solarparks Front machen; Z. FAS, Land unter Strom, 13. Dezember 2020. Einen Deckel für Photovoltaik gab es auch schon vorher, allerdings handelte es sich hier nicht um einen Mengen-, sondern um eine Förderdeckel: Im Jahr 2012 war beschlossen worden, dass die Vergütung nach EEG mit Erreichen der Grenze von 52.000 MW installierter PV-Leistung auslaufen sollte. Sie wurde im Juni 2020 nach anhaltenden Protesten der Solarwirtschaft aus dem EEG gestrichen. Mit dem EEG 2021, das im vorigen Kapitel angesprochen ist, gelten neue Ausbaupfade ab 1. Januar 2021, um das Ziel „65 % Erneuerbare bis 2030“ zu erreichen. Abb. 7-264 und Abb. 7-265 zeigen den vorgegebenen Ausbau bis zum Jahr 2028 für Photovoltaik und WEA. Abb. 7-264: Ausschreibungsmengen und erwarteter Zubau außerhalb der Ausschreibungen für PV in MW nach EEG-Novelle 2021; Quelle: Energy Brainpool Die neu vorgegebenen Mengen reichen nach Umweltministerium, Verbänden und sachver‐ ständigen Gutachtern nicht aus, das Ausbauziel für Ökostrom von 65 % bis zum Jahr 2030 zu erreichen. Erst recht berücksichtigen sie nicht die in Kap. 8, Politik der (deutschen) Ener‐ giewende beschriebenen Ziele der aktuellen EU-Klimapolitik (EU-Klimagesetz, Beschlüsse der EU-Ministerkonferenz vom Dezember 2020). 198 Die Bundesregierung hat für 2021 eine Überarbeitung in Aussicht gestellt. Berücksichtigt ist auch nicht die Vorgabe der neuen Novelle zum Windener‐ gie-auf-See-Gesetzes, die am 5. November 2020 vom Bundestag verabschiedet worden war. Danach soll der Ausbau von Windenergie auf See beschleunigt werden. Der Anteil der Stromerzeugung aus Offshore-Windanlagen soll von derzeit 5 % bis 2030 auf 15 bis 20 % und in den Folgejahren noch weiter gesteigert werden. Das Ausbauziel wird mit dem 344 7 Aktionsfelder 199 VDI nachrichten vom 13. Mai 2020. Gesetz von 15 auf 20 GW Leistung bis zum Jahre 2030 angehoben. Das deckt sich ersichtlich nicht mit dem Ausbaukorridor des EEG 2021. Abb. 7-265: Ausschreibungsmengen für Wind an Land und erwarteter Zubau für Wind auf See in MW nach EEG-Novelle 2021; Quelle: Energy Brainpool Auch eine andere Form der Regulierung geht auf die EU zurück. Seit der EU-Erneuer‐ bare-Energien-Richtlinie (RED) muss die Quelle von regenerativ gewonnenen Strommen‐ gen identifiziert und über einen Herkunftsnachweis (HKN) belegt werden. In Deutschland werden die HKN seit 2009 vom Umweltbundesamt ausgestellt und über ein Herkunftsnachweisregister verwaltet. HKN gibt es allerdings in Deutschland nur, wenn der grüne Strom nicht aus EEG-geförderten Anlagen stammt (Doppelvermarktungsverbot). HKN oder besser: die mit HKN zertifizierten Strommengen können europaweit gehandelt werden. HKN, die in Deutschland erworben werden, stammen i. A. aus den Wasserkräften im Norden Europas. Ganz neu ist, dass bis Juni 2021die Kennzeichnungspflicht auch auf Gas ausgedehnt werden soll, was im Wesentlichen den Wasserstoff meint, der wegen seiner verschiedenen „Farben“ naturgemäß entsprechende Schwierigkeiten bereitet. 199 Die zitierten Einzelfälle zeigen, wie problematisch Detailregelungen für eine dynamische Wirtschaft sind - man muss ständig nachkorrigieren. Auf einer Metaebene kann man auch formulieren: Planwirtschaft und Marktwirtschaft sind eben Apriori unverträglich. 345 7.4 Regenerative Energien: Wasser, Photovoltaik, Bioenergie, Solarthermie, Wind 7.5 Geothermie und Wärmepumpen Geothermie ist das Verfahren der Nutzung von Erdwärme zur Wärmgewinnung und zur Stromerzeugung. Dabei wird konstruktiv ein Wärmestrom aus dem heißen Erdinneren hergestellt und technisch aufbereitet. Der eigentliche Erdkern selbst hat eine Temperatur von 5.000‒8.000 °C; insgesamt liegen 99 % der Erdmasse über 1.000 °C. Nur der Rest von 1 % ist dem Menschen zugänglich, hiervon liegen wiederum 90 % z. T. deutlich über 100 °C. Die wirtschaftliche Nutzung dieser Wärme, z. B. eine Stromproduktion mittels Wasser‐ dampfdruck, ist bislang auf nur einige wenige Gebiete beschränkt. Besonders geeignet sind hierbei - neben den aktiven Vulkanen selbst - Areale mit ehemals vulkanischer Tätigkeit. Hier kann man Wasser in größere Tiefen hineinpumpen, das dann als Dampf wieder austritt und Turbinen antreiben kann. Für die Beheizung von Gebäuden genügen Erschlie‐ ßungen auf Warmwasser führende Schichten in geringerer Tiefe. Hier kann man 100-200 °C heißes Wasser gewinnen, auch über längere Zeiträume hinweg („Nasse Geothermie“). In Tiefen bis rd. 100 m ist ein anderer Mechanismus wirksam. Hier sorgt die einfallende Solarstrahlung für ein einigermaßen gleichmäßiges Temperaturniveau von 5-15 º C. Auch diese „Oberflächennahe Erdwärme“ und sogar die Umgebungsluft sind nutzbar zu machen, jedoch benötigt man dann eine Anhebung der Temperatur auf z. B. Raumwärme. Dies leisten die „Wärmepumpen“, die allerdings in der Regel ein gesondertes Medium nutzen, auf Wärmetauscher angewiesen sind und Fremdenergie benötigen, entsprechend der Wärmequelle unterschieden nach: • Luftwärmepumpen, • Grundwasserwärmepumpen, • Erdwärmepumpen. Die ersten Spuren der Geothermie finden sich vor über 2.000 Jahre v. Chr. in den Liparischen Inseln in Italien, wo man warmes Wasser aus natürlichen Quellen für Thermen benutzte. Auch in Japan wurden in der Nähe von heißen Quellen und Vulkanen prähistorische Siedlungen gefunden, wo heißes Wasser zum Heizen, Kochen oder einfach zum Baden verwendet wurde. Die Nachweise reichen zurück bis in die dritte Eiszeit - 15 oder 20.000 Jahre v. Chr. Die heißen Quellen in Japan, die im Übrigen bis heute aktiv sind, waren die erste Form der Nutzung geothermischer Energie. Im Europa des Mittelalters findet man dagegen Nutzungsnachweise erst etwa ab dem Jahr 1330. Von diesem Jahr an ist in Chaudes-Aigues im Département Cantal ein Netzwerk nachgewiesen, welches das Warmwasser der Thermalquelle von Par an einige Häuser verteilte, und für dessen Instandhaltung die lokalen Feudalherren eine Steuer erhoben. Das Stadtwappen von Chaudes-Aigues nimmt heute noch Bezug auf die thermale Vergangen‐ heit, s. Abb. 7-266. Das warme Wasser wurde in Chaudes-Aigues nicht nur für den privaten Bedarf genutzt, sondern auch für einfache gewerbliche Tätigkeiten, wie das Waschen von Wolle und Fellen. Etwa zur gleichen Zeit wurden in Italien, in der Nähe von Volterra in der Toskana, sogenannte Lagoni (kleine Teiche mit Brackwasser, gespeist mit heißem Dampf von über 100 °C) für das Extrahieren von Schwefel, Vitriol und Alaun verwendet. 346 7 Aktionsfelder Im Mittelalter und auch noch danach beschränkte man sich auf solche Oberflächenfunde. Im 19. Jahrhundert setzte jedoch eine systematische Nutzung ein, als 1818 der Franzose F. J. DE LARDEREL mit den „bedeckten Lagoni“ (Abb. 7-267) einen chemischen Betrieb begann, der zur Entstehung eines Dorfes führte, das als Larderello seither seinen Namen trägt. Abb. 7-266: Stadtwappen von Chaudes-Aigues; Quelle: Stadt Chaudes-Aigues Erst im zwanzigsten Jahrhundert beginnt die Produktion von elektrischer Energie aus thermalen Quellen. In Larderello erzeugte im Jahr 1904 ein kleines geothermisches Kraft‐ werk erstmals Strom. Prinz GINORI CONTI schaltete symbolisch fünf Glühbirnen an und kündigte für das Folgejahr den Bau des ersten experimentellen, 20 kW liefernden Geothermiekraftwerks an. Abb. 7-267: „Bedeckte Lagoni”, eine Technik, die den Dampf sammelt und dann Dampfmaschinen antreibt, um das Warmwasser zu pumpen; Quelle: Il Museo della Geotermia di Larderello Die erste moderne Fernwärmeversorgung, die mit Geothermie betrieben wird, wurde bei Reykjavik (Island) im Jahr 1930 installiert und später durch weitere Anlagen bis zur Gegenwart ergänzt, s. als Beispiel Abb. 7-268. In der Folge entstanden Netzwerke mit Erdwärme in Frankreich, Italien, Ungarn, Rumänien, USSR, Türkei, Georgien, China, USA. Die weltweite Produktion von Erdwärme wurde in den 1970er Jahren durch die Ölkrisen und die Bemühungen der Entwicklungsländer um die Nutzung einer nationalen Ressource angetrieben. Gegen Ende des 20. Jahrhunderts waren weltweit rd. 8.000 MW installiert, nach erst 400 MW im Jahr 1960. 347 7.5 Geothermie und Wärmepumpen 200 Waren: seinerzeit DDR. 201 Pfalzwerke geofuture GmbH. 202 Bundesverband Geothermie (Hg): Geothermie in Zahlen, 2019. 203 Angaben des Bundesverbandes Geothermie e. V. für das Jahr 2017. 204 BWK Jahresausgabe 2020, S. 77. Abb. 7-268: Das Nesjavellir-Geothermie-Kraftwerk in Þingvellir, Island 2006; Quelle: Gretar Ívarsson, Geologe bei Nesjavellir Tiefe Geothermietechnik gibt es in Deutschland seit 1984 mit einem Heizkraftwerk in Waren in der damaligen DDR. 200 Es versorgt heute mit einer thermischen Leistung von 1,3 MW 1.800 Haushalte mit Wärme. Das erste auf Stromerzeugung gerichtete Geothermie-Kraftwerk ging im Jahr 2012 in Insheim bei Landau mit 4,3 MW ans Netz. Das Kraftwerk mit einer elektrischen Leistung von inzwischen 4,8 MW ist in der Lage, bei knapp 8.000 Betriebsstunden im Jahr rund 33.000 MWh Strom zu erzeugen. Rechnerisch können damit rund 8.000 Haushalte mit elektrischer Energie umweltfreundlich versorgt werden. Die verbleibende Abwärme aus der Stromerzeugung reicht aus, um zusätzlich ca. 600 bis 800 Haushalte mit Wärme zu versorgen. Der Aufbau einer Nahwärmeversorgung wird zurzeit vorbereitet. 201 Anfang 2019 war der Stand der Tiefengeothermie in Deutschland dann schon wie folgt: 202 • Anlagen in Betrieb: 37, darunter Heizwerke (Wärmeproduktion; inkl. Heizkraftwerke): 23 Kraftwerke (Stromproduktion; inkl. Heizkraftwerke): 9 Heizkraftwerke (Wärme + Strom): 5 • installierte Wärmeleistung: 336,51 MW • installierte elektrische Leistung: 37,13 MW • Anlagen in Bau: 3 • Anlagen in Planung: ca. 30 Wie die Aufstellung zeigt, hat die Nutzung der Tiefengeothermie in Deutschland ihren Schwerpunkt in der Zulieferung von Wärme an Fernwärmenetze. 203 Im Jahr 2019 wurden knapp 900 GWh Energie zur Wärmebereitstellung in Deutschland aus Geothermieanlagen gewonnen, s. Abb. 7-269. Im gleichen Jahr wurden in Deutschland rund 196 GWh Strom aus dieser Quelle erzeugt. 204 348 7 Aktionsfelder 205 Kern eines ORC-Prozesses ist ein anstelle von Wasser ein organischer Stoff (Kohlenwasserstoffe oder Silikonöl) mit einem niedrigen Siedepunkt. Das Verfahren ist für niedrige Temperaturniveaus geeignet. 206 Kalina: eine effiziente Wärmeübertragung auf ein Ammoniak-Wasser-Gemisch. Der Wasserdampf ist der Wärmeüberträger für das auf die Turbine arbeitende Ammoniak. Auch dies Verfahren ist besonders für niedrige Ausgangstemperaturen geeignet. 207 BWK Jahresausgabe 2020, S. 76. 208 Veröffentlicht von Breitkopf, A.: Statista 2020, 29.08.2019. Abb. 7-269: Wärme aus Tiefengeothermie, ohne balneologische Nutzung; Quelle: BWK Jahresausgabe 2020, S. 82 Die Nutzung der geothermischen Energie zur Wandlung in Strom erfolgte an neun Standorten, wobei überwiegend ein- und zweistufige ORC (Organic Rankine Cycle)-Kraft‐ werke 205 oder Kalina-Anlagen 206 zum Einsatz kamen. Die Stromerzeugung stand an den meisten Standorten allerdings nicht im Vordergrund und stellte dort nur ein Add-on zur Bereitstellung von Wärme dar, d. h., die Kraftwerke waren im Allgemeinen wärmegeführt. Eine reine Stromerzeugung war nur an wenigen Standorten realisiert. Der weitere Ausbau der Tiefengeothermie in Deutschland ist wegen der weiter unten beschriebenen Implikationen nur sehr verhalten zu erwarten. Im Jahr 2019 ging keine Anlage neu in Betrieb. 207 Im Jahr 2018 war die Leistung aller weltweit installierten Geothermieanlagen auf rund 13,3 GW angewachsen. Die nationale Verteilung der großen Erzeuger zeigt Abb. 7-270. Wie erkennbar, spielt Deutschland hier mit seinen 37,13 MW (noch lange) keine Rolle. Seit dem Jahr 2008 nimmt die installierte Leistung der weltweiten Geothermieanlagen kontinuierlich zu. 208 13,3 GW entsprechen nur etwa 1 % des globalen Energiebedarfs. Mit dem Interesse, das das letzte Jahrzehnt erneuerbaren Energien entgegenbrachte, könnten sich die Zahlen allerdings schnell und erheblich ändern. 349 7.5 Geothermie und Wärmepumpen Die Entwicklung der Wärmepumpentechnologie geht bis ins 19. Jahrhundert zurück. Der Franzose S .CARNOT veröffentlichte 1824 seine Darstellung thermodynamischer Kreisprozesse und schuf damit die Grundlagen für die Wärmekraftmaschinen - die genauso für ihre Umkehrung, die Kältemaschinen und die Wärmepumpen gelten, s. die Darstellung beider Prozesse im sog. TS‒Diagramm der Abb. 7-271, die deutlich macht, dass eine Wärmepumpe nichts anderes ist als eine rückwärts laufende Kraftmaschine (oder ein Kühlschrank, bei dem Innen- und Außenseite vertauscht sind). Abb. 7-270: Leistung von Geothermieanlagen nach Ländern 2018; Quelle: Statistik Statista 2020 Die erste Kältemaschine geht auf 1834 und den Amerikaner J. PERKINS zurück; die Abb. 7-272 ist aus seiner Patentanmeldung entnommen. Dem Iren William Thomson, der auch als Lord Kelvin in die Geschichte einging, gelang es 1852 nachzuweisen, dass die Kältemaschinen noch eine weitere Funktion haben: die Erzeugung von Wärme. Auf ihn geht die theoretische Begründung des Wärmepumpenkonzeptes zurück. Die weitere Entwicklung brauchte viel Zeit, bis zum Patent von H. ZOELLY über eine Heizungswärmepumpe vom Jahre 1912. Ein Meilenstein in der Geschichte der Wärme‐ pumpe war danach die praktische Umsetzung, die 1917 in der Färberei Jenny Kunz in Aarau, Schweiz, gelang. Nach dem Krieg gab es dann Anwendungen im Salinenwesen, konkret 1925/ 26 in der deutschen Saline Reichenhall. Ende der 1920er Jahre entstanden in der Schweiz in Zürich erste größere wärmepumpengestützte Anlagen zur Wärmeversorgung 350 7 Aktionsfelder 209 Nach Wirth, E.: Entwicklungsgeschichte Wärmepumpe, in: Schweizer Bauzeitung, 15. Oktober 1955, S. 547f. von Gebäuden. 1938 wurde dort schließlich sogar das Rathaus mit einer Wärmepumpe ausgestattet. 209 Abb. 7-271: Der Carnot-Prozess ist die theoretische Fundierung sowohl der Wärmekraftmaschine als auch der Wärmepumpe, hier dargestellt im TS-Diagramm; Quelle: https: / / commons.wikimedia.org/ wiki/ File: Carnot-Prozess.svg Abb. 7-272: Aus Perkins Patentschrift von 1837; Quelle: The Repertory of Patent Inventions in Arts, Manufactures an Agriculture, New Serie -Vol.VII. January-June,1837 Im 2.Weltkrieg erhielt das Prinzip „Kältemaschine als Heizanlage“ neuen Auftrieb vor dem Hintergrund der Knappheit an Brennstoffen. Das erste erdgekoppelte Modell gab es 1945 dann in den USA. 1969 nahm K. O. WATERKOTTE die erste Erdwärmepumpe in Deutschland in Betrieb. Sie versorgte eine Niedertemperatur-Fußboden-Flächenheizung - seinerzeit eine Novität. Nachdem das Gesetz zur Förderung der Modernisierung von Wohnungen und zur Einsparung von Heizenergie 1978 den Einbau von Wärmepumpen auch wirtschaftlich interessant machte, war in Deutschland schließlich ein Durchbruch erreicht: die Wärmepumpe wurde zum Standardangebot im Heizungsmarkt. 351 7.5 Geothermie und Wärmepumpen Der Absatz von Wärmepumpen ist über die letzten Jahre deutlich gestiegen, mit rd. 86.000 allein für Heizungswärmepumpen im Jahr 2019. Hinzu kommen noch rd. 16.500 Warmwasserwärmepumpen. Insgesamt liegt die Anzahl der Anlagen in der oberflächennahen Geothermie (also zum Beispiel Erdwärmesonden oder -kollektoren in Verbindung mit Wärmepumpen) im gleichen Jahr bei rd. 1,2 Mio., mit ca. 15 TWh gelieferter Wärme - eine beeindruckend hohe Zahl gegenüber den 37 Tiefengeothermieanlagen und deren Wärmelieferung von 900 GWh. Abb. 7-273 beschreibt die massive Zunahme in den letzten 15 Jahren. Anders als die Tiefengeothermie ist die oberflächennahe Erdwärmegewinnung weitgehend akzeptiert. Dies gilt zumindest für geringe Teufen wie bei den Wärmetauschern für den Betrieb von Wärmepumpen (Sonden und Kollektoren). Geht man tiefer, können unter besonderen Umständen Schäden im Untergrund auftreten, siehe die folgende Risikobetrachtung. Abb. 7-273: Energiegewinnung über Wärmepumpen; Quelle: BWK Jahresausgabe 2020, S. 83 Geothermie hat insgesamt zwar großes Entwicklungspotenzial, selbst in Deutschland, das ohne aktiven Vulkanismus zunächst nicht prädestiniert scheint. Jedoch stehen sich auch hier Chancen und Risiken gegenüber: • Fast unerschöpfliche Energie … • ….unschöne Nebenwirkungen • Mikro-Erdbeben stimmen nachdenklich. • Bürgerinitiativen formieren sich. • Mehr Forschung könnte helfen. Für die Nebenwirkungen gibt eine Reihe von Beispielen: In Staufen im Breisgau kam es 2007 nach Erdwärmebohrungen hinter dem Rathaus zu massiven Gebäudeschäden. Ursache war, dass Grundwasser in Schichten mit dem Mineral Anhydrit ein-drang, was eine Gipsbildung 352 7 Aktionsfelder zur Folge hatte. Die Erde hob sich um einen halben Meter und beschädigte praktisch die gesamte Altstadt. Das gleiche Bild ergab sich in Böblingen 2009: In 80 Häusern zeigten sich immer größer werdende Risse. Auch hier wurde das „Gipskeuperquellen” als Ursache ermittelt. Im in der Region Stuttgart gelegenen Schorndorf senkte sich 2009 der Pavillon der Keplerschule nach einer Erdwärmebohrung in der Nähe. Betroffen waren dort zwölf Klassenräume. Acht private Gebäude waren ebenfalls beschädigt. Im Juli 2011 kam es in Leonberg bei einer Bohrung auf Erdwärme zu einer später diagnostizierten Verbindung zweier Grundwasserschichten: Etwa 25 Häuser aus einem nahen Wohnviertel wurden durch Absenkungen zum Teil schwer beschädigt. An einigen Standorten von Geothermie-Kraftwerken wurden kleine Erdbeben regis‐ triert, z. B. in Basel 2006 (Stärke 3,4). Auch in Landau/ Pfalz kam es im Sommer 2009 zu leichten Erderschütterungen (Stärke 2,5) und 2014 zu Schäden an der Kraftwerksstraße und einem Bahndamm, was dann zur Abschaltung des dortigen Kraftwerks führte. Obwohl sich die Ereignisse objektiv in engen Grenzen hielten, reagierte die Öffentlichkeit sofort. In Landau entstand eine Bürgerinitiative, die das Wiederanfahren des Geothermie-Kraft‐ werkes verhindern wollte und auch die Stadt auf ihre Seite zog. Der Protest griff auf andere Orte über, für die Geothermie-Kraftwerke in Planung waren. Ein Beispiel ist Brühl, wo man Anfang 2013 Heißwasser führende Schichten entdeckte und nutzen wollte. Für die baden-württembergische Landesregierung ist Geothermie jedoch ein wichtiges Entwicklungsfeld, um den Anteil regenerativer Energieformen an der Wärmeversorgung zu steigern. Der Hintergrund hat Gewicht: Mit den heute bekannten Ressourcen der „tiefen Geothermie“ könnten 29 % des deutschen Wärmebedarfs gedeckt werden und mit der „oberflächennahen Geothermie“ noch einmal 28 %. Der Anteil an der deutschen Stromproduktion könnte zusätzlich 5 % ausmachen. Die möglichen Schäden werden demgegenüber als hinnehmbar eingeschätzt. Dass Wärmepumpen das Klima schonen, ist lange bekannt. Nur ein Viertel der benötigten Heizenergie muss extern zugeführt werden - rund dreiviertel der Energie stammen aus der Umwelt. Die eigentlichen Wärmequellen sind Luft, Erdreich und Grundwasser. Um die kostenlose Umweltwärme nutzbar zu machen, wird nur ein begrenztes Energieaufkommen in der Form von Strom oder Gas für Antrieb und Pumpe benötigt. Je nach angezapfter Wär‐ mequelle (Luft, Erde oder Wasser) unterscheidet sich die Technik. Auch Rechtsvorschriften und Kosten variieren entsprechend. Die Wärmepumpenheizung kann theoretisch und praktisch emissionsarm arbeiten. Sie bezieht Wärme niedriger Temperatur aus der umgebenden Luft oder aus dem Boden und hebt sie mit der Wärmepumpe CO 2 -frei auf ein höheres Temperaturniveau. Vorausgesetzt ist dabei jedoch, dass die Betriebsenergie für die Wärmepumpe nicht aus fossilen Brennstoffen stammt. Betreibt man die Wärmepumpe elektrisch aus dem Netz, so ist bei dem gegenwärtigen Strommix der ökologische Vorteil deutlich geringer. Bei Verwendung von Solarstrom jedoch ist die Wärmepumpenheizung heute eine der umweltfreundlichsten Wärmelieferanten. Eine Wärmepumpen-Heizungsanlage stützt sich nach Abb. 7-274 drei Komponenten: • die Wärmequelle, • die eigentliche Wärmepumpe, • die Wärmeverteilung. 353 7.5 Geothermie und Wärmepumpen 210 Unter Verwendung von Kloth, Ph.: Die Wärmepumpe - alle Arten, Vorteile und Nachteile, www.en ergieheld.de/ , Abruf 5. Mai 2020. Wie die Abbildung andeutet, unterscheidet man bei Wärmepumpen verschiedene Baubzw. Funktionsarten: 210 • Luft-Luft-Wärmepumpe, • Luft-Wasser-Wärmepumpe, • Sole-Wasser-Wärmepumpe (Erdwärme), • Wasser-Wasser-Wärmepumpe, • Brauchwasser-Wärmepumpe. Abb. 7-274: Funktionsschaltbild einer Wärmepumpe mit alternativen Wärmequellen; Quelle: Stadt‐ werke Düsseldorf Luft-Luft-Wärmepumpe: Eine Luft-Luft-Wärmepumpe baut auf einer Lüftungsanlage auf, genauer auf deren Abluft, der sie Wärmeenergie entnimmt, um auf höherem Temperatur‐ niveau die Frischluft für die Wohn- oder Betriebsräume aufzuheizen. Diese Wärmepum‐ penform ist auch als „Lüftungswärmepumpe“ bekannt; sie wird - da sie nur geringe Energiemengen transferieren kann - meist in Passivhäusern verwendet, die nur geringe Wärmeverluste haben und auf eine klassische Heizung verzichten können. Luft-Wasser-Wärmepumpe: Bei einer Luft-Wasser-Wärmepumpe wird die Energie der Außenluft entzogen und in das wassergeführten Heizsystem übertragen. Die Anlagen sind 354 7 Aktionsfelder ohne große bauliche Eingriffe einsetzbar und somit kostengünstig; auch ist die Genehmi‐ gung wesentlich einfacher. Ein Nachteil ist die starke Abhängigkeit von der Umgebungs‐ temperatur und die im Vergleich zu Sole-Wasser- oder Wasser-Wasser-Wärmepumpen geringere Effizienz. Ursprünglich recht laut, stehen heute geräuscharme Ausführungen mit 35 db zur Verfügung, sogar unabhängig davon, ob sie innen oder außen installiert sind. Sole-Wasser-Wärmepumpe (Erdwärme): Bei der Sole-Wasser-Wärmepumpe dient Erd‐ reich als Wärmequelle, wobei die Wärmetauscher nach zwei Varianten unterschieden werden. Die eine Variante benutzt Erdsonden, die bis 100 tief unter die Oberfläche reichen und damit von einer höheren Eingangstemperatur ausgehen können - mit dem Nachteil eines hohen Aufwandes für die Herstellung der Bohrung. In der anderen Variante werden flache Kollektoren benutzt, die in ca. 1 m Tiefe verlegt werden, wo die Temperaturen normalerweise oberhalb der Frostgrenze liegen. Um den quantitativ notwendigen Wärme‐ übergang zu sichern, sind allerdings größere Bodenflächen erforderlich. Die Sole als das spezifische Wärmeträgermedium im Solarkreislauf zwischen Erdwärmesonde/ Erdwärme‐ kollektor und Wärmepumpe ist im Regelfall ein Gemisch aus Wasser und Frostschutzmittel (Methanol, Ethanol oder Glycerin) und wird über eine „Solezirkulationspumpe” gefördert. Abb. 7-275: Zur Wasser-Wasser-Wärmepumpe gehören zwei Brunnen; Quelle: Andreas Madel, Ulm © heizsparer.de Wasser-Wasser-Wärmepumpe: Wasser-Wasser-Wärmepumpen ziehen die Energie aus ei‐ nem Wasserreservoir, meist aus dem Grundwasser, das den Vorzug praktisch konstanter Temperatur über das Jahr hat, und stellen sie dem Heizsystem des Gebäudes zur Verfügung. Die Bauart verzichtet auf eine Sole und einen gesonderten Wärmetauscher im Erdreich und 355 7.5 Geothermie und Wärmepumpen benutzt das über eine Brunnenpumpe geförderte Grundwasser für den Zuführungskreis, s. Abb. 7-275. Brauchwasser-Wärmepumpe: Die Brauchwasser-Wärmepumpe verbessert die Effizienz der Warmwasserbereitung. Sie verwendet auf der Eingangsseite die Abwärme einer klassischen Verbrennungsheizung und unterstützt auf diese Weise die Aufheizung des Trinkwassers. Alternativ kann auch die warme Luft des Heizungskellers die Energie zuliefern. Naturgemäß setzt die Brauchwasser-Wärmepumpe das Vorhandensein einer konventionellen Heizung voraus. Zur Beurteilung des Leistungsvermögens eine Wärmepumpe dient zunächst die sogenannte Leistungszahl, im Englischen Coefficient of Performance (COP). Sie ist definiert als und ein Momentanwert. Aussagekräftiger ist eine Betrachtung der sogenannten Jahresar‐ beitszahl ( JAZ), bei der sowohl die gelieferte Wärme wie auch die verbrauchte Betriebs‐ energie auf das volle Jahr bezogen ist. Die JAZ liegt bei gut konstruierten Pumpen in einem Bereich von 3,0 bis 4,5; sie liefern damit das rd. Vierfache der Energie, die aus dem Strom- oder Gasnetz zu beziehen und zu bezahlen ist. Abb. 7-276 zeigt die je nach Wärmepumpentyp unterschiedlichen Werte der JAZ. Abb. 7-276: Kennzahlen für die Jahresarbeitszahl unterschiedlicher Wärmepumpenheizungen im Vergleich; Quelle: www.energie-experten.org/ heizung/ waermepumpe/ leistung/ jahresarbeitszahl.ht ml Noch wichtiger ist die für die Energieeffizienz und den Klimaschutz maßgebliche Sys‐ tem-Jahresarbeitszahl (SJAZ), die alle Verlustquellen einschließlich der Pumpen in den Wärmequellenkreisläufen berücksichtigt und so die Nutzenergien des Wärmepumpensys‐ tems voll bilanziert. Der Antrieb für den Verdichter ist in der Regel ein Elektromotor. Gasmotoren und sogenannte „thermische Verdichter“, die mit Erdgas, Fern- oder Abwärme angetrieben werden, sind seltener anzutreffen. 356 7 Aktionsfelder 7.6 Systemlösungen Die Herstellung von Wandlerketten und die Verbindung von Verbrauchspfaden, auch Sek‐ torkopplung genannt, schaffen neue Lösungen mit systemartiger Struktur: Überschaubare Beispiele hierfür sind die Kraft-Wärme-Kopplung oder Power-to-Anything, hier unter Power-to-X geführt. Jedoch greift Sektorkopplung deutlich weiter. Die schon lange bestehenden Energieverteilungen, die ebenfalls eine Systemstruktur darstellen, wandeln sich unter dem Einfluss der Digitalisierung zu sog. „intelligenten Netzen“, oder formieren sich neu zu „virtuellen Kraftwerken“. 7.6.1 Kraft-Wärme-Kopplung Kraft-Wärme-Kopplung besteht in der meist dezentralen Nutzung von (gleichzeitig) bereit‐ gestellter elektrischer Energie und Wärme. Abb. 7-277 dient der Darstellung des Prinzips. Eine Kraft-Wärme-Kopplung kann in vielen Anwendungsformen und Leistungsklassen realisiert werden. Strom wird häufig ins regionale Netz eingespeist, während die nutzbare Wärme für Heizzwecke (Fernwärme oder Nahwärme) oder für Produktionsprozesse ver‐ wendet wird (Prozesswärme). Größere Anlagen heißen z. B. Heizkraftwerke, kleinere, die der Versorgung eines „Blocks” dienen, eben Blockheizkraftwerke (BHKW). Im Allgemeinen hat eine der Energieformen Priorität in der Verwendung - die Anlage ist damit entweder strom- oder wärmegeführt. Abb. 7-277: Zum Prinzip der Kraft-Wärme-Kopplung; Quelle: Techem, www.techem.de Kraft-Wärme-Kopplung, unter dem Druck von Klimaschutz und Energiewende von beson‐ derer Aktualität, hat schon eine längere Geschichte in Deutschland. So ist Fernheizung historisch eng mit den thermischen Kraftwerken zur Stromerzeugung verbunden, denn schon früh wurden die Vorteile der „Kraftwärme-Kopplung“ erkannt, die sich in Abb. 7-278 ablesen lassen. Der Nutzen der Kraft-Wärme-Kopplung für die Wärmeversorgung wurde im Über‐ blick bereits erwähnt, s. auch Kap. 7.4.8.3, Wärmenetze. Parallel zur Konjunktur der 357 7.6 Systemlösungen örtlichen Zentralanlagen wurde 1902 das erste echte Heizkraftwerk Deutschlands mit Kraft-Wärme-Kopplung in den „Beelitz-Heilstätten“ bei Berlin in Betrieb genommen. Abb. 7-278: Energie-Einsparung durch KWK in Verbindung mit Wärmenetzen; Quelle: Ratgeber KWK, BFW Bundesverband Fernwärmeleitungen Die Gesamtanlage wurde 1898 bis 1902 errichtet und galt als medizinische, soziale und architektonische Mustereinrichtung, deren Mittelpunkt das Heizkraftwerk war. Es wurde zu einem der wirtschaftlichsten Kraftwerke Deutschlands und arbeitete noch bis 1994. Die Erzeugung von Strom und Wärme in 2 Blöcken lief in der ersten Ausbaustufe über jeweils eine stehende Kolbendampfmaschine der Firma Borsig und nachgeschaltete AEG-Gleichstromgeneratoren. Sie sind die einzigen noch erhaltenen Anlagen dieser Art in Deutschland, s. Abb. 7-279. Abb. 7-279: Einer der Verbundmaschinensätze in Beelitz 1902, heute Denkmal; Quelle: J. Hartbaum, Förderverein HKW Andere Orte folgten. So begann 1921 die Stadt Barmen mit einer Fernheizung und wandelte 1925 ihr Kraftwerk in ein Heizkraftwerk um, wie schon in Kap. 7.4.8.3, Wärmenetze, beschrieben. Das Kraftwerk Klingenberg in Berlin, das 1927 in Betrieb kam, gilt als wichtigste Kraft‐ werksinnovation seiner Zeit in Deutschland. Für seine Auslegung war G. KLINGENBERG 358 7 Aktionsfelder 211 Korrekter: Gesetz für die Erhaltung, die Modernisierung und den Ausbau der Kraft-Wärme-Kopp‐ lung. 212 Aus § 1 des KWK-Gesetzes. verantwortlich, der häufig als Pionier des modernen Kraftwerksbaus gewürdigt wird. Es wurde zum Vorbild einer neuen Generation von Großkraftwerken. Das damals größte und modernste Elektrizitätswerk Europas war gezielt auf die Abwärmenutzung ausgerichtet, versorgte das neue 26.000 Quadratmeter große städtische Flussbad mit Warmwasser von 33 º C und erwärmte eine Gewächshausanlage mit fast 10.000 Quadratmetern, s. Abb. 7-280. 1970 begann ein umfassender Umbau des Kraftwerks. Im Rahmen dieser Rekonstruktion kam die Fernwärmeversorgung für die östlichen Bezirke Berlins hinzu. Abb. 7-280: Dank Abwärmenutzung gab es beim Kraftwerk Klingenberg Tomaten und Gurken; Foto: Vattenfall Archiv, Klingenberg 1986 begann der Automobilzulieferer Fichtel & Sachs mit der Entwicklung von Prototypen motorisch angetriebenen Mikro-BHKW und startete 10-jährige Feldversuche. Die Firma Senertec produzierte ab 1996 in Serie den „Dachs“, das erste käufliche Mikro-BHKW. Die Volkswagen AG stieg 2009 in den BHKW-Markt ein und begann zusammen mit der Firma Lichtblick mit der Installation von 100.000 sogenannten „Zu-Hause-Kraftwerken“, für die Volkswagen dann die Motoren lieferte. Eine Fußnote zur Geschichte sind die sogenannten Stromrebellen der Stadt Schönau. Bürger der Stadt kauften 1997 mit den von ihnen gegründeten „Elektrizitätswerken Schönau“ das Stromnetz vom bisher zuständigen Atomkraftwerksbetreiber frei. Sie versorgen seitdem bundesweit zehntausende Haushalte und hunderte Unternehmen mit Ökostrom und nutzen dabei auch die Kraft-Wärme-Kopp‐ lung. Im Jahre 2002 kam es erstmals in Deutschland zu einer grundsätzlichen Vorgabe: Das „Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz (KWK-Gesetz)“ trat in Kraft. 211 Sein Zweck war, durch die Nutzung der Kraft-Wärme-Kopplung eine Reduzierung der Kohlendioxid-Emissionen in Deutschland zu erreichen. Angestrebt wurde eine Einsparung von 10 Mio. t CO 2 , bis zum Jahr 2010 dann bis zu 23 Mio. t. Das KWK‒Gesetz hatte speziell das Ziel, die Modernisierung von KWK-Anlagen zu fördern, den Ausbau der Stromerzeugung in kleinen KWK-Anlagen zu unterstützen und die Brennstoffzelle in den Markt zu bringen. 212 359 7.6 Systemlösungen 213 Anlagen wie das Kraftwerk Klingenberg, das u. a. ein Freibad versorgt, sind eher die Ausnahme. 214 Nach § 8, Abs. 1 des EEG. 215 Unter Verwendung von Branchenangaben, z. B. AGFW | Der Energieeffizienzverband für Wärme, Kälte und KWK e. V. Am 6. Juni 2008 wurde das KWKG vom Bundestag novelliert, im Mai 2012 erneut. Essentiell waren hier die Verbesserung der Förderung von Blockheizkraftwerken und Heizkraftwerken durch höhere Zuschläge, neue mit Entbürokratisierung einhergehende Laufzeitmodelle und Modernisierungsoptionen sowie eine neue Anlagenkategorie für An‐ lagen mittlerer Leistung. Erstmals wurde auch die Kraft-Wärme-Kälte-Kopplung (KWKK) in die Förderung aufgenommen. Die Einbeziehung der Kältekopplung, technisch durch ein zusätzliches Absorptionskälteaggregat realisiert, war nur konsequent: Blockheizkraft‐ werke sind strukturbedingt nur in Winterhalbjahr ausgelastet. 213 Die KWKK fördert jetzt den Einsatz von KWK auch im Sommerhalbjahr. Das KWKK-Prinzip hat bisher noch nicht die KWK-Anlagen kleinerer Leistungen erreicht - Klimatisierung ist im kleinen Gewerbe und besonders im Privathaus eher die seltene Ausnahme. Supermärkte, Ämter oder andere Gebäude, die ganzjährig eine Klimatisierung benötigen und über größere Anlagen versorgt werden, sind eher Anwen‐ dungsfälle der KWKK. Gelegentlich werden hier sogar Kältespeicher verwendet, um die Bedarfsspitzen heißer Tage abzufangen. Trotz Einschränkungen gilt die KWKK als Technik mit Zukunftspotential. Wie so oft bei Regulierungen wurde im Jahr 2017 eine weitere Novellierung notwendig, um neuere energiepolitische Weichenstellungen zu berücksichtigen. Jetzt sind kohlebefeu‐ erte KWK-Anlagen von der Förderung ausgeschlossen; auch Bestandsanlagen werden gefördert und die Bedingungen für Wärme- und Kältenetze und Wärme- und Kältespeicher sind weiter verbessert. Breitere Förderung bedeutet eine größere potenzielle Inanspruch‐ nahme: jährlich stehen jetzt statt 750 Mio. € neu 1,5 Mrd. € zur Verfügung. Die Finanzierung dieser Summen erfolgt nicht aus dem Bundeshaushalt, sondern ähnlich wie beim Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) über eine von den Verbrauchern zu zahlende Umlage auf den Strompreis (KWK-Umlage). Strom, der in KWK-Anlagen erzeugt wird, hat nach dem EEG 2014 den gleichen Einspeisevorrang wie Strom aus Anlagen, die nach dem EEG gefördert werden. 214 Es geht also um staatliche Eingriffe durch finanzielle Zuwendungen. Dennoch ist die Stromproduktion aus KWK seit 2003 nur schwach gestiegen, s. Abb. 7-281. Deutschland liegt im Hinblick auf den KWK-Anteil an der Stromproduktion im Mittelfeld, mit Gas als dominierendem Kraftstoff. In Dänemark dagegen wurde schon 2005 über die Hälfte des gesamten Energieverbrauchs des Landes aus Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen gedeckt. 215 In Einzelbereichen hat KWK auch in Deutschland hohe Verbreitung gefunden. Ein Beispiel ist hier die Fernwärmeversorgung, die sich zu mehr als 80 % aus KWK-Anlagen speist. Dass Wärme und elektrische Energie innerhalb des gleichen Betriebes erzeugt werden, steigert die Effizienz und erlaubt auch günstigere Preise für die Wärmekunden, s. auch Kap. 7.4.8.3, Wärmenetze. Für die Bereitstellung der Wärme und des Stroms werden verschiedene Kraftwerkstypen genutzt: motorisch betriebene Blockheizkraftwerke (s. Abb. 7-282), Entnahme-Kondensa‐ 360 7 Aktionsfelder tionsmaschinen, Gasturbinen mit Abhitzekessel, kombinierte Gas- und Dampfturbinenan‐ lagen. Die Auswahl folgt dem Verwendungszweck und den verfügbaren Energieträgern. Abb. 7-281: Veränderungen in der KWK-Nettostromerzeugung von 2003 bis 2016; Quelle: Statistisches Bundesamt, Umweltbundesamt u. a. Der Wirkungsgrad der elektrischen Energiegewinnung sinkt durch KWK zwar, dafür ist der Gesamtnutzungsgrad mit 60 bis 90 % jedoch deutlich höher als bei rein stromerzeugenden Anlagen, die es auf einen Wirkungsgrad von 30 bis 60 % bringen. Abb. 7-282: Auskopplungen von Fernwärme und Strom aus einem Blockheizkraftwerk; Quelle: MF Service BHKW GmbH, Döbriach Neuerdings ist KWK auch für den Energieträger Wasserstoff interessant geworden. In einer Pilotanlage der Stadtwerke Haßfurt/ Unterfranken wurde 2019 eine stromgeführte, 361 7.6 Systemlösungen 216 Z. FAZ vom 28. Juli 2020: Brennraum statt Zelle. über Wasserstoff versorgte BHKW-Anlage in Betrieb genommen, die mit 85 % Gesamtwir‐ kungsgrad arbeitet, s. auch Kap. 7.6.3.1.1, Power-to-Gas-to-Power. Der Ansatz, der letztlich einen Anwendungsfall von PtG darstellt (vergl. Kap. 7.6.3.1, Power-to-Gas), steht in Konkurrenz zur Stromerzeugung über die Brennstoffzelle und ist gegenwärtig mit rd. 2.000 €/ kW in den Investitionen noch deutlich günstiger. 216 ▸ Kraft-Wärme-Kopplung verbessert massiv die Energieeffizienz. ▸ Mit dem Energieträger Wasserstoff eignet sich Kraft-Wärme-Kopplung ideal für eine CO 2 -freie Energiewirtschaft, zumindest grundsätzlich. 7.6.2 Brennstoffzellen Auch Brennstoffzellen gehören zu den Systemlösungen: Sie erzeugen Strom und Wärme, auch wenn meist ihre Stromproduktion im Mittelpunkt steht, s. etwa Kap. 7.4.7.6.3, Wasserstoff, und auch die folgenden Ausführungen zu ihrer Entwicklungsgeschichte. Ihre Erfindung geht auf das Jahr 1839 zurück, als der in Swansea, Wales, geborene Jurist und Physiker SIR W. R. GROVE sich mit der Elektrolyse von Wasser zu Wasserstoff und Sauerstoff beschäftigte und feststellte, dass sich dieser Prozess auch umkehren ließ. Bald darauf präsentierte er seine „galvanische Gasbatterie", die durch die heute soge‐ nannte kalte Verbrennung von Wasserstoff und Sauerstoff Strom erzeugen konnte. Sie bestand aus Gefäßen mit Schwefelsäure, in die jeweils zwei Platinelektroden eintauchten, um die Wasserstoff bzw. Sauerstoff gespült wurden, s. Abb. 7-283. In der Tat konnte er einen geringen Stromfluss durch einen außen geschlossenen Stromkreis feststellen. Doch der Strom, den sie lieferte, war viel zu schwach, um ihn praktisch nutzen zu können. Da auch die messbare Spannung zu klein war, konnte sich die frühe Brennstoffzelle nicht gegen Erfindungen wie den Elektrodynamo oder später den Verbrennungsmotor durchsetzen. Der Begriff „Brennstoffzelle“ wurde erstmals 1889 von L. MOND und CH. LANGER genutzt, die die neue Technik intensiv erforschten. 1896 - im Todesjahr GROVES - erkannte dann W. OSTWALD, Direktor des ersten Lehrstuhls für physikalische Chemie in Leipzig, den eigentlichen Nutzen der Brennstoffzelle und ihre revolutionäre Neuerung. Er erreichte mit seinem Modell sogar einen Wirkungsgrad von über 80 %, und dies bei Zimmertemperatur. Jedoch war der technische und vor allem der chemische Wissensstand Anfang des 20. Jahrhunderts nicht ausgereift genug, um die Brennstoffzelle auch effizient einzusetzen. In Deutschland hat die Forschung an Brennstoffzellen eine lange Tradition. F. FISCHER beispielsweise, der erste Direktor des Mülheimer Kaiser-Wilhelm-Instituts für Kohlenfor‐ schung (heute: Max- Planck-Institut für Kohlenforschung) hielt am 30. Mai 1921 auf der Jahresversammlung Deutscher Elektrochemiker einen Vortrag, in dem er die „elektroche‐ mische Verbrennung [von Kohle] unter Stromerzeugung …“ als eines der Hauptarbeitsge‐ biete seines Instituts bezeichnete. Dazu skizzierte Fischer ein technisches Verfahren, in dem aus Kohle in einem mehrstufigen Prozess elektrische Energie gewonnen werden sollte. Die 362 7 Aktionsfelder 217 Zur Geschichte auch die Darstellung in Justi, E., Winsel, A.: Kalte Verbrennung. Wiesbaden, 1962. letzte Stufe war eine Brennstoffzelle, die aus Gas schließlich Strom produzieren sollte. Das Verfahren wurde zwar nie verwirklicht, aber in der Brennstoffzelle wurde schon damals eine Zukunft gesehen. Abb. 7-283: Schema der Ur-Brennstoffzelle von Grove; Quelle: diebrennstoffzelle.de Weiterentwickelt wurde die Brennstoffzelle dann hauptsächlich von den beiden Deutschen E. JUSTI und A. WINSEL 217 und von dem Briten F. TH. BACON, einem Nachfahren des englischen Wissenschaftlers und Philosophen Sir Francis Bacon, der 1932 das erste Modell einer modernen Alkali-Elektrolyt-Brennstoffzelle mit Gas-Diffusions-Elektroden baute. 1952 gelang BACON die erfolgreiche Demonstration einer 5 kW-Zelle. 1959 stellte dann H. K. IHRIG von der Allis-Chalmers Manufacturing Comp. einen 20 PS Traktor vor, der mit einer Säule aus 1.008 Zellen mit 15 kW Leistung betrieben wurde (und heute im Smithsonian Museum steht). Die Firma forschte dann mehrere Jahre auf diesem Sektor und baute u. a. einen Brennstoffzellen-betriebenen Gabelstapler und einen Golf-Caddy - die ersten brauchbaren mobilen Anwendungen, für die sich auch die U.S. Air Force interessierte. Ein weiterer Pionier war K. KORDESCH von Union Carbide, der 1967 ein unter seiner Leitung gebautes Motorrad fuhr, das von einer Hydrazin/ Luft-Brennstoffzelle angetrieben wurde. Es konnte mit einer Gallone Hydrazin 320 km weit kommen. 1970 wechselte er, bei Union Carbide früh pensioniert, zur Universität Graz, wo er auch das offiziell erste Brennstoffzellen-Auto baute. Der umgerüstete Austin besaß eine 6 kW Alkaline-Zelle, Tankflaschen auf dem Dach, Bleibatterien und einen 20 kW Elektromotor. Das Arbeitsprinzip einer Wasserstoff-Sauerstoff-Brennstoffzelle zeigt Abb. 7-284. An der Anode wird der Wasserstoff katalytisch ionisiert, an der Kathode in exothermer Reaktion Wasser gebildet. Eine semipermeable Membran trennt die Gase und erlaubt nur die Protonenwanderung (PEM = Proton Exchange Membrane). In der Zelle wird im Betrieb eine Spannung von etwa 0,7 Volt gemessen; höhere Spannungen erhält man durch Reihenschaltung zu einem Stapel (Stack). Die entstehende Wärme wird über einen Kühlkreislauf ausgekoppelt. 363 7.6 Systemlösungen Abb. 7-284: Funktionsprinzip einer Wasserstoff-Sauerstoff-Brennstoffzelle; Quelle: https: / / i.ytimg.co m/ vi/ -oGF7kIbtqI/ maxresdefault.jpg Abb. 7-285: Wirkungsgrade von Brennstoffzellen im Vergleich; Quelle: Joachim Herz Stiftung, LEIFI Physik Heute stehen verschiedene Typen von Brennstoffzellen zur Verfügung, die sich vor allem in der Wahl des Elektrolyten unterscheiden, was sich in besonders in den verschiedenen Arbeitstemperaturen spiegelt. Der elektrische Wirkungsgrad liegt im Mittel bei 50 % und damit deutlich über dem der thermischen Kraftmaschinen, s. Abb. 7-285. Die Darstellung der Abb. 7-286 lässt erkennen, dass das Anwendungsspektrum der Brennstoffzellen breit gefächert ist - es reicht von der mobilen Anwendung in Fahrzeugen über die Hausversorgung mit Strom und Wärme bis hin zu Block- und Heizkraftwerken. 364 7 Aktionsfelder Abb. 7-286: Bauweisen und Anwendungsbereiche heutiger Brennstoffzellen; Quelle: Joachim Herz Stiftung, LEIFIphysik Ihre Renaissance hinsichtlich mobiler Anwendung erlebte die Brennstoffzelle ab den 1950er Jahren mit der beginnenden Raumfahrttechnik. Abb. 7-287 zeigt als Beispiel den Brennstoffzellenmodul des Apolloprogramms. Auch die militärische Verwendung ließ nicht lange auf sich warten: Ingenieure der Howaldtswerke Deutsche Werft (HDW) in Kiel beschäftigten sich schon seit 30 Jahren mit Einsatzmöglichkeiten in der Schifffahrt. Ihnen ging es allerdings nicht um konventionelle Schiffe, sondern um U-Boote. Sie sollten für die Unterwasserfahrt eine Brennstoffzelle bekommen. Damit sollte es möglich sein, deutlich länger zu tauchen als ein konventionelles U-Boot, das den Elektroantrieb mit einem konventionellen Akkumulator speist. Anfang des Jahrtausends stach schließlich das erste so ausgerüstete U-Boot der Klasse 212 A in See. Abb. 7-287: Space Shuttle, Einbau des Brennstoffzellen-Moduls von Pratt und Whitney, Quelle NASA Mitarbeiter 365 7.6 Systemlösungen 218 „Heizbranche nimmt neuen Ablauf mit Wasserstoff “, in: VDI nachrichten vom 13. November 2020. 219 Z. BWK Bd. 71, Heft 12, 2019. Die Brennstoffzelle gewinnt seitdem kontinuierlich an Bedeutung, längst auch in konven‐ tionellen mobilen und stationären Bereichen. Auf die inzwischen bewährte Verwendung in (größeren) Fahrzeugen wurde schon eingegangen, s. z. B. die Brennstoffzellenzüge nach Abb. 7-173 in Kap. 7.4.7.6.3, Wasserstoff als Energiespeicher, oder brennstoffzellenbetrie‐ bene Busse im ÖPNV. In der Haustechnik hat sich die Brennstoffzellenheizung etabliert, um Strom und Wärme gleichzeitig zu erzeugen; das Bau- und Verwendungsprinzip zeigt Abb. 7-288. Aus der Abbildung wird zugleich ersichtlich, dass beim heutigen Stand der fehlenden Wasserstoffinfrastruktur der Brennstoff aus Erdgas gewonnen werden muss. Abb. 7-288: Aufbau einer Brennstoffzellenheizung; Quelle: ASUE, Arbeitsgemeinschaft für sparsamen und umweltfreundlichen Energieverbrauch e.V. • Dies führt zugleich zur Aufklärung eines grundsätzlichen Missverständnisses: Nur der auf Wasserstoff gestützte Brennstoffzellen-Modul ist emissionsfrei, prozessgemäß auch CO 2 -emissionsfrei. Andere BZ-Module sind es dagegen nicht; in welchem Maße und wieweit speziell CO 2 emittiert wird, hängt vom gewählten oder verfügbaren Brennstoff ab, meist Methanol oder Erdgas, zunehmend regenerativer Wasserstoff. Abb. 7-289 zeigt Brennstoffe und Abgase für die verschiedenen BZ-Typen, Abb. 7-290 dann die Einsparungen an CO 2 beim Wechsel zu einem kommerziellen erdgasbetriebenen BZ-Heizgerät. Brennstoffzellenheizungen besetzen z. Z. nur einen begrenzten Markt. Sie haben bei allen theoretischen Vorzügen einen Nachteil: Sie sind (noch) sehr teuer. 218 Neben kleineren Hausanlagen sind Brennstoffzellensysteme auch in der Leistungsklasse von 100 kW bis zu mehreren MW verfügbar. Sie dienen dann z. B. der Energieversorgung von Wohn- oder Gewerbequartieren. 219 366 7 Aktionsfelder Abb. 7-289: Typabhängige Emissionen bei Brennstoffzellen; Quelle: Energieagentur NRW Beispiele im Rahmen der allgemeinen Energieversorgung sind noch die Ausnahme. Auf Island jedoch wird die Brennstoffzelle im Zuge der dort eingeführten Wasserstoffwirtschaft bald flächendeckend eingesetzt sein. ▸ Brennstoffzellen bereiten den Weg in eine CO 2 -ärmere und mit Wasserstoff in eine CO 2 -freie Energiewirtschaft, wenn es gelingt, die Wirtschaftlichkeit und das Langzeitverhalten zu verbessern. ▸ Dies gilt insbesondere auch für die mobile Antriebstechnik, hier in Konkurrenz zum BEV. ▸ Sie sind zudem ein zentraler Anwendungsfall einer künftigen Wasserstoffwirtschaft. ▸ Sie sind je nach Anwendungsfall auch ein Beispiel für KWK, s. Kap. 7.6.1, Kraft-Wärme-Kopplung. ▸ Brennstoffzellen sind immer dann eine stationäre und mobile Lösung, wenn Gewicht und Volumen der Speicher keine Rolle spielen. 367 7.6 Systemlösungen 220 So berichtet bei Heymann, M., Die Geschichte der Windenergienutzung 1890-1990. Frankfurt / New York 1995, S. 54. 221 … deren Scheiben allerdings gelegentlich zu Bruch gingen; Quelle Th. Leitlein, 2007. Abb. 7-290: THG-Reduktion bei Ersatz einer Gasheizung: das Brennstoffzellenheizgerät zeigt seine Vorteile; Quelle: 2019 Erdgas Südwest 7.6.3 Von Power-to-Gas zu Power-to-X Unter Power-to-X (PtX) versteht man heute die Umwandlung von regenerativ erzeugter elek‐ trischer Energie („grünem“ Strom) in andere, besser speicherbare Energieformen - ausgehend von der Erwartung, dass Windenergie und Photovoltaik die Hauptquellen einer künftigen Energieversorgung sein könnten. Power-to-Gas ist die bekannteste dieser Techniken. 7.6.3.1 Power-to-Gas Power-to-Gas hat eine eigene, wenn auch begrenzte Entwicklungsgeschichte. Das Thema regenerativer Wasserstoffwirtschaft ist nicht vollkommen neu. Die Gewinnung von Gas als Energieträger geht auf den Belgier F. NOLLET aus dem Jahr 1849 zurück, dessen erster Alliance-Generator ursprünglich dazu dienen sollte, über die Zerlegung von Wasser Leuchtgas für die Beleuchtung zu gewinnen. Dass die Alliance-Maschinen dann ganz anderen Zwecken dienten, ergab sich aus den Marktkräften. Die Grundidee, über Windenergie und nachfolgende Elektrolyse Wasserstoff als Energie‐ träger zu erzeugen, wurde wohl bereits vor NOLLET diskutiert. 220 Realisiert wurde sie aber erstmals im Jahr 1891, als der dänische Windkraftpionier P. LA COUR eine Windkraftanlage mit einem „Elektrolyseur“ ausstattete. Das produzierte Gas diente einige Jahre (1895‒1902) der Beleuchtung einer Schule. 221 368 7 Aktionsfelder 222 Specht, M., Sterner, M., Stuermer, B., Frick, V., Hahn, B., Renewable Power Methane - Stromspeiche‐ rung durch Kopplung von Strom und Gasnetz - Wind/ PV-to-SNG (Deutsches Patent DE 2009 018 126.1). 223 Sterner, M., Bioengy and renewable power methane in integrated 100 % renewable energy systems, Diss. Kassel 2009. Das Konzept ruhte für Jahrzehnte, bis es im 20. Jahrhundert als Baustein im Rahmen der Vision, die Energiewirtschaft als Wasserstoffwirtschaft neu zu denken, reüssierte. Zur indirekten Speicherung von grünem Strom im Rahmen der Energiewende war es dann kein großer Schritt mehr. Konkrete Beiträge in der Fachwelt und der Literatur gehen jedoch nur bis zum Jahr 2005 zurück. Aus Vorarbeiten am Zentrum für Solarenergie- und Wasserstoffforschung in Stuttgart (ZSW) und am Institut für Solare Energieversorgungstechnik in Kassel (heute Fraunhofer-Institut für Windenergiesysteme, IWES) entwickelten M. SPECHT und M. STERNER ab 2008 die Idee der Methanisierung, also der Herstellung von Methan aus Wasserstoff und CO 2 . Sie wurde anschließend zum Power-to-Gas-Konzept ausgearbeitet und mündete 2009 in einer Patent-Anmeldung 222 und einer ersten Dissertation zu Power-to-Gas, welche die alte Idee der chemischen Speicherung von Wind- und Solarenergie in den Kontext der Energiewende stellte und bekannt machte. STERNER verwendete dort noch den Begriff „Renewable Power Methane“. 223 Ein Jahr später ist das griffige „Power-to-Gas“ in Konferenzbeiträgen und Veröffentli‐ chungen nachweisbar. Abb. 7-291: Funktionsschema von Power-to-Gas mit Varianten; Quelle: Sterner, Specht et alii, 2008, dena 2009 369 7.6 Systemlösungen Im ZSW wurde eine erste, auf 25 kW ausgelegte Pilotanlage zur Methanproduktion nach dem PtG-Verfahren errichtet und 2009 angefahren. Zur Erprobung unter realitätsnahen Bedingungen wurde die Anlage 2011 von Unternehmen der Energiebranche im Hunsrück installiert und dort in Kombination mit einem Windpark und einer Biogasanlage getestet. Am ZSW wurde darauf im Oktober 2012 eine mit 250 kW Leistung zehnfach größere Versuchsanlage in Betrieb genommen, die vom Umweltministerium (BMU) gefördert war und mehrere Methanisierungsvarianten durchspielen sollte. Nach den ersten Erfolgen gewann PtG rasch an Publizität und politischer Resonanz. PtG gilt heute schon als Schlüsseltechnik der deutschen Energiewende, wobei die Einspeisung inzwischen nicht nur auf die Windenergie bezogen ist, sondern auch Photovoltaik und andere Erneuerbare als primäre Energiequellen berücksichtigt, s. Abb. 7-291. Inzwischen gibt es in Deutschland eine Vielzahl von Pilotprojekten zu ihrer weiteren Entwicklung. Die Initiative zur praktischen Umsetzung ging von einem Unternehmen aus, das die Überführung in Wasserstoff für die einzige Möglichkeit hielt und nach wie vor hält, elektrische Energie großtechnisch zu speichern. Von diesem Unternehmen ENERTRAG stammte auch die Planung für die Kombination mit einem vorhandenen Windpark; das Projekt eines Hybridkraftwerks wurde 2009 begonnen und ging 2011 in Betrieb. Abb. 7-292: Das ENERTRAG Hybrid-Kraftwerk Prenzlau 2009; Quelle: © ENERTRAG 2020 370 7 Aktionsfelder Ergebnis ist aus Windstrom über die Elektrolyse nachhaltig gewonnener Wasserstoff. Seine Verwendung findet er zur Betankung von Bussen, für Heizzwecke und in industriellen Prozessen. Der grüne Wasserstoff wird punktuell auch zur Versorgung von Brennstoffzellen in Notstromversorgungseinheiten verwendet. Das Hybridkraftwerk insgesamt bilden drei Windenergieanlagen des Typs Enercon E-82, ein Elektrolyseur, drei Wasserstoffspeicher‐ tanks und zwei Motor-BHKWs, die sowohl mit Biogas als auch mit einem Biogas-Wasser‐ stoffgemisch betrieben werden können. Sie liefern Wärme und Strom. Abb. 7-292 zeigt die mehrfachen Umwandlungswege im Schema. Das ENERTRAG Ver‐ bundkraftwerk Uckermark ist inzwischen noch um einen Lithium-Ionen-Batteriespeicher zur Bereitstellung von Minutenreserve (2018) und einen wassergestützten Wärmespeicher für ein Nahwärmnetz (2020) ergänzt worden. Einen Blick auf den die Frontseite des verwendeten Elektrolyseurs zeigt Abb. 7-293. Aus der Not heraus hatte sich ENERTRAG anfangs selbst dem Thema Elektrolyse gewidmet und einen atmosphärischen Prototyp mit 560 kW/ 120 cbm Wasserstoff/ h erbaut. Abb. 7-293: Elektrolyseur im ENERTRAG Hybridkraftwerk; Quelle: © ENERTRAG 2020 Der Begriff Power-to-Gas (oder PtG) steht also - in Kurzfassung - für ein Konzept, bei dem mit regenerativ gewonnenem Strom elektrolytisch Wasserstoff erzeugt wird, der entweder wie bei ENERTRAG direkt verwendbar ist oder ggf. in anderen Projekten anschließend mit Kohlenstoffdioxid (CO 2 ) zu Methan synthetisiert wird, vgl. Abb. 7-294. 371 7.6 Systemlösungen Abb. 7-294: Allgemeines Funktionsschema des Power-to-Gas-Konzepts; Quelle: © Fraunhofer ISE Abb. 7-295: Vor- und Nachteile der Elektrolyseverfahren; Quelle: Sterner/ Stadler, Energiespeicher, Tab. 8.3 (Ausschnitt) Für die Wasserelektrolyse verfügt die Technik über drei Verfahren, die sich in Funktion, Betriebsbedingungen und Entwicklungsstand unterscheiden und deren Vor- und Nachteile in Abb. 7-295 zusammengefasst sind: • Alkalische Elektrolyse ‒ AEL • Membran-Elektrolyse oder auch Saure Elektrolyse (Proton Exchange Membrane) ‒ PEMEL • Hochtemperatur-Elektrolyse (High Temperature Electrolysis of Steam) oder Solid Oxide Electrolysis - HTES oder SOEL 372 7 Aktionsfelder Bei der Methanisierung wird zwischen zwei Varianten unterschieden: • chemische Methanisierung - oder auch katalytische Methanisierung bzw. katalyti‐ sche Hydrierung von CO oder CO 2 • biologische Methanisierung (die im Grunde auch ein katalytischer Prozess ist) Die chemischen Reaktionen sind im Grund simpel: 4 H 2 O + elektrische Energie → 4 H 2 + 2O 2 (Elektrolyse) und 4 H 2 + CO 2 → CH 4 + 2 H 2 O (Methanisierung) Als Speicher für dieses Methan könnte die bestehende Erdgasinfrastruktur, also das Gasnetz mit den angeschlossenen Untertagespeichern, verwendet werden. Alternativ kann bis zu einem gewissen Volumenanteil auch der elementare Wasserstoff im Erdgasnetz gespeichert werden, dann unter Verzicht auf die sogenannte Methanisierung. Als Quelle für das Kohlenstoffdioxid, das bei der anschließenden Methanisierung durch den Wasserstoff zu Methangas reduziert wird, können beispielsweise Industrieabgase verwendet werden, aus denen das Kohlenstoffdioxid abgetrennt wird. Besonders interessant ist die Kombination mit Biogasanlagen: Rohbiogas enthält neben Methan erhebliche Mengen CO 2 , das vor der Einspeisung abgetrennt werden muss. Dieser Schritt kann durch eine Methanisierung über die dann ohnehin vorhandenen Anlagen vor‐ genommen werden. Was verbleibt, ist die Abtrennung von Resten an Schwefelwasserstoff, etwa durch Aktivkohle. Insgesamt ergeben sich so in dieser Kooperation erhebliche Syner‐ gieeffekte. Außerdem können die Einspeisepunkte für das Biogas für das Synthese-Methan mitgenutzt werden. Abb. 7-291 und Abb. 7-294 enthalten zugleich noch die Variante der Rückwandlung der zwischengespeicherten Energie in Strom, wobei dessen Einspeisung ins Netz an frei gewählten Orten mit vorhandenen Einspeisepunkten erfolgen kann. Neben der Rückwand‐ lung besteht natürlich auch die Möglichkeit einer prozessbasierten Verwendung. Für die Rückwandlung in Strom wird inzwischen der Terminus Power-to-Gas-to-Power (PTHP) verwendet, s. Kap. 7.6.3.1.1. Einen Einstieg in die Frage der wirtschaftlichen Brauchbarkeit von PtG liefert die Betrachtung der erreichbaren Wirkungsgrade, die in der Grafik der Abb. 7-296 für die verschiedenen Alternativen in den Hauptschritten Elektrolyse und Methanisierung einzeln ablesbar sind, einschließlich der mittelfristig erwartbaren Fortschritte. Geht man von den besten verfügbaren Werten aus, so erhält man für die Gewinnung von Wingas aus grünem Strom einen Wert von 68 %, der nach Verstromung über einen Gasmotor mit 40 % Wirkungsgrad dann noch auf 27 % absinkt, Die Werte könnten sich im Zuge weiterer Entwicklung auf 85 % bzw. 38 % steigern lassen. So günstig sich die Methanisierung darstellt, so schlecht ist die Strom-Rückgewinnung, was eindeutig auf das Konto der Wärmekraftmaschine geht, deren Wirkungsgrad bekannt‐ lich recht begrenzt ist. Nur prinzipiell also kann der Wasserstoff auch zur Rückverstromung genutzt werden, andere Nutzungspfade erscheinen attraktiver. Einige spezielle Anwen‐ dungsfälle gibt es, s. Kap. 7.6.3.1.1, Power-to-Gas-to-Power. 373 7.6 Systemlösungen Abb. 7-296: Wirkungsgrade und Investitionskosten PTGS, Stand und Perspektiven; Quelle: dena (Hg): Baustein einer Integrierten Energiewende - Roadmap Power to Gas, 11/ 2017 374 7 Aktionsfelder 224 Engler-Bunte-Institut (Hg): Integrated High-Temperature Electrolysis and Methanation for Effective Power to Gas Conversion, Teilinstitut Verbrennungstechnik (EBI-vbt) des KIT, Karlsruhe 2017. 225 DVGW Deutscher Verein des Gas- und Wasserfaches e. V. (Hg): Innovative large-scale energy storagetechnologies and Power-to-Gas concepts after optimisation - Roadmap for large-scale storage based PtG conversion in the EU up to 2050, Bonn 2020. 226 Teske, S. L., Rüdisüli, M., Bach, Chr., Schildhauer, T.: Potentialanalyse Power-to-Gas in der Schweiz, Dübendorf 2019. Den guten Prognosen für PtG gibt das EU-Projekt HELMETH ein Fundament. In ihm gelang es 2017 unter der Koordinierung des Karlsruher Institut für Technologie (KIT), die Hochtemperaturelektrolyse und Methanisierung als gemeinsamen Prozess mit einem Wirkungsgrad von über 75 % im technischen Maßstab zu realisieren, indem die Prozess‐ wärme aus der Methanisierung genutzt wurde, um den Wärmebedarf bei der verwendeten Elektrolysetechnik zu decken. 224 Wirkungsgrade sind eine Sache, die Kosten eine andere. PtG ist heute eine teure Inves‐ tition, was sich zahlenmäßig an den Gestehungskosten von Synthesegas (SNG) pro kWh festmachen lässt, die je nach Quelle des Grünstroms zwischen 39 und 45 ct/ kWh liegen. Dass sich hier bis zum Jahr 2050 deutliche Senkungen erreichen lassen, prognostiziert die europäische Gaswirtschaft in einer Anfang 2020 veröffentlichten Studie 225 , s. Grafik der Abb. 7-297, die sich auf ein Standardanlage von 100 MW bezieht. Die erreichbaren Produktionskosten von rd. 10 ct/ kWh liegen allerdings immer noch deutlich über dem gegenwärtigen Börsenpreis von rd. 2,4 ct/ kWh (2019). Auch eine Analyse der Agentur für Erneuerbare Energien (AEE) vom Dezember 2019 macht deutlich, dass die Produktionskosten für PtG-Gas um ein Vielfaches über den Preisen für fossiles Erdgas liegen, um weit mehr als den Faktor 10. Nach einer Potenzialanalyse der schweizerischen EMPA liegen die Verkaufspreise für SNG bei Betriebsstunden von 4.650 h zwischen ca. 20 Rp/ kWh bei großen Anlagen (>100 MW el ) und ca. 75 Rp/ kWh SNG bei kleineren Anlagen (1 MW el ). 226 Abb. 7-297: Range of SNG production costs of a 100 MW plant in 2020, 2030 and 2050 for different scenarios; Quelle: DVGW (Hg), Roadmap for large-scale storage based PtG conversion up to 2050, Fig. 09 375 7.6 Systemlösungen Gegenwärtig und auch in absehbarer Zukunft ist Power-to-Gas mit dem Ziel SNG wirtschaft‐ lich also noch nicht darstellbar - wenn man sich an heutigen Marktpreisen orientiert und den Bonus der CO 2 -Freiheit nicht berücksichtigt. Vor dem Hintergrund einer nicht-fossilen Energiewirtschaft, wie sie letztlich angestrebt wird, sieht das allerdings anders aus. In einem solchen Szenario liegt das Preisniveau der Energieträger insgesamt sicher deutlich höher. Wichtiger als die Diskussion der Wirtschaftlichkeit unter heutigen Bedingungen erschei‐ nen jedoch die positiven Aspekte Transport und Speicherung, konkret • die Einspeisung von Methan und / oder Wasserstoff in die Erdgasinfrastruktur, • die Nutzung der Erdgasinfrastruktur als Energiespeicher und • die verwendungspfadoffene Nutzung des Gases. Das Gasnetz ist in seinem Ursprung und aktuell in einigen Teilstrecken älter als das Stromnetz. Es kann Energie nicht nur transportieren, sondern auch speichern, da in Deutschland eine große Zahl von Gasspeichern eingerichtet worden ist, die rd. 30 % des Jahresverbrauchs aufnehmen, s. auch Kap. 7.4.8.2, Gasnetze. Wie groß der Unterschied zum Stromnetz ist, demonstriert Abb. 7-298. Bevor Erdgas eingespeist wurde, transportierten die Gasnetze Stadtgas, das im Mittel mehrheitlich aus Wasserstoff (bis zu 50 %) und Methan bestand. Von daher bietet die Ein- und Ausspeisung beider Gase keine grundsätzliche Schwierigkeit. Was dem im Wege steht, sind bürokratische Hürden: z. B. sind Erdgasfahrzeuge nach DIN 51624 aus 2008 nur bis 2 % Wasserstoffanteil zugelassen und die Tschechische Republik hat 0 % Wasserstoffanteil im Gasnetz festgesetzt. Abb. 7-298: Speichervermögen und Transportleistung im deutschen Gasnetz im Vergleich zum Stromnetz; Quelle: IWES, 2011 Der gelegentlich zu hörende Einwand, dass die abnehmende Industrie einen konstanten Was‐ serstoffanteil benötige, ist nicht konzeptgefährdend: er lässt sich durch Zwischenspeicher und Dosierung lösen. Was in einigen Fällen verbleibt, sind eher kleinere konstruktive Änderungen 376 7 Aktionsfelder an z. B. Motoren und Turbinen. Für die Gebäudeversorgung hat die Umstellung auf Erdgas hierzu schon das historische Beispiel des Übergangs zu einer neuen Gastechnik geliefert. Es sprechen also keine grundsätzlichen Bedenken gegen die Nutzung des bestehenden Erdgasnetzes, weder gegen die Beimengung von Wasserstoff zum Erdgas noch gegen den Transport von synthetischem Gas mit erdgasähnlichem Aufbau (Methan) oder Wasserstoff oder ein Gemisch von H 2 / SNG. Die Wege einer möglichen Wasserstoffeinspeisung zeigt Abb. 7-299. Auch im Süden Deutschlands sind nach der Simulation noch 30 % des ursprünglich eingespeisten Wasser‐ stoffs nachweisbar. Abb. 7-299: Wege des Wasserstoffs von verschiedenen Einspeisepunkten durch das deutsche Gasnetz, Hellgrün: Ostsee, Dunkelgrün: Nordsee; Hellblau: Entrypunkte; Quelle: NEP der Fernleitungsnetzbe‐ treiber 2012 Keine Bedenken bestehen auch gegen die zusätzliche oder temporäre Einspeisung von Biogas - das dann ehemalige Erdgasnetz würde zum universellen Transportnetz für chemische Energie. 377 7.6 Systemlösungen Abb. 7-300: Übersicht über PtG-Projekte in Deutschland, Stand / 2017; Quelle: dena (Hg): PtG: Eine innovative Systemlösung Abb. 7-301: Bilderläuterungen zu 7/ 286; Quelle: dena (Hg): PtG: Eine innovative Systemlösung 378 7 Aktionsfelder Abb. 7-302: Wegmarken der dena für die H2/ Methan-Verwendung als Energieträger; Quelle: Roadmap PtG dena 379 7.6 Systemlösungen 227 S. auch N. N.: CO 2 im Kreislauf sorgt für effiziente Speicher, in: VDI nachrichten vom 29. Mai 2020. Gewissermaßen als Bestätigung der oben geäußerten Erwartungen hat im Juli 2020 eine Gruppe von elf Fernleitungsnetzbetreibern aus neun EU-Staaten ein Konzept für eine kombinierte Wasserstofftransportinfrastruktur vorgestellt. Die Forschungsergebnisse zeigen, dass die vorhandene Gasinfrastruktur grundsätzlich genutzt und so angepasst werden kann, dass Wasserstofftransport bei zwar erhöhten, aber noch zu vertretenden Kosten möglich ist. Gedacht wird an Pipelines, die ab Mitte der 2020er Jahre über fünf Jahre schrittweise zu einem zunächst 6.800 km langen Wasserstoffnetz ausgebaut werden, das Wasserstoff-Hotspots („Hydrogen Valleys“) miteinander verbindet. Bis 2040 sollen daraus 23.000 km werden. Überwiegend sollen Erdgasleitungen umgenutzt werden, nur einige Verbindungsleitungen wären neu zu errichten. So würde neben dem alten, jetzt für Bio-Methan nutzbaren Erdgasnetz ein weiteres Rohrnetz verfügbar sein, das reinen Wasserstoff transportiert. Das Wasserstoffnetz kann dann für den energieeffizienten Transport großer Mengen über weite Strecken genutzt werden und auch mögliche Wasserstoffimporte aufnehmen. Für den Aufbau des Wasserstoffnetzes werden Beträge zwischen 27 und 64 Milliarden Euro anfallen, was im Vergleich zu den Gesamtkosten der Energiewende ein eher kleiner Betrag wäre, s. Kap. 11, Kosten der Wende und ihre Finanzierung. Die geschätzten Trans‐ portkosten könnten zwischen 0,09 € und 0,17 € pro kg Wasserstoff und 1.000 km liegen. Dies würde einen (einigermaßen) wirtschaftlichen Transport über große Entfernungen in Europa möglich machen. Die relativ große Spanne in den Schätzungen führen die Netzbetreiber wesentlich auf Unsicherheiten zurück, die sie bei den Verdichtungskosten sehen. PtG hat in der kurzen Zeit seit den ersten Ideen eine überraschend schnelle und breite Resonanz erfahren - in der Energiepolitik, in Forschungseinrichtungen und in der Industrie. Vorstehende Abb. 7-300 und Abb. 7-301 geben eine Übersicht über die im Jahr 2017 aktuellen Vorhaben, die meisten davon mit Demonstrationscharakter. Auf dem Weg zur Umsetzung dahin bedarf es nicht nur technischer Weiterentwicklung, sondern auch des Abbaus administrativer Hürden und gezielter Förderung. Die dena hat schon früh die notwendigen Entwicklungsschritte beschrieben, s. Abb. 7-302. Auftrieb dürften die bisher ergriffenen Initiativen von der im Juni 2020 vorgestellten Nationalen Wasserstoffstrategie (NWS) erhalten, die Wasserstoff in den Mittelpunkt eines industriellen Zukunftskonzeptes stellt. Die kurz darauf folgende Bekanntmachung der EU-Kommission für eine eigene Wasserstoffstrategie auf der Basis grünen Stroms wird hier zusätzlich verstärkend wirken, s. Kap. 8, Die Politik der (deutschen) Energiewende und Kap. 14, Ausblick: ein ergebnisoffener Prozess. In der Zusammenfassung: ▸ PtG liefert den Einstieg in eine CO 2 -freie Energiewirtschaft, wenn man die Kette nach dem Wasserstoff abbricht. ▸ Mit Methanisierung erreicht man immerhin noch Klimaneutralität und hat den Vorteil besserer und kostengünstiger Integration in die bestehende Infrastruktur. 227 380 7 Aktionsfelder 228 Bundesverband KWK e. V. (Hg): Wasserstoff-Tag der Berliner Energietage, Berlin 2020. 229 Z. ZfK, 24. Januar 2019. 230 Nach BWK Jahresausgabe 2020, S. 43/ 44 7.6.3.1.1 Power-to-Gas-to-Power Wie schon im Vorkapitel angesprochen, kann die über PtG gespeicherte Energie auch wieder rückverstromt werden, und dies nicht nur in der Theorie. Im Betrieb bzw. Erprobung sind einige Projekte, die i. A. auf die Rückverstromung von Wasserstoff hinausgehen. Ein Beispiel, realisiert von den Städtischen Betrieben Haßfurt, wurde bereits im Zu‐ sammenhang mit KWK in Kap. 7.6.1, Kraft-Wärme-Kopplung, angesprochen. Die dort praktizierte Umwandlung des aus grünem Strom gewonnenen Wasserstoffs in Wärme und Strom erfolgt hier über einen nur schwach modifizierten Verbrennungsmotor. Im Zukunftspaket 36 der nationalen „Nationalen Wasserstoffstrategie“ heißt es zwar noch: „Die Förderung von „Wasserstoff-ready“ Anlagen über das KWK-Gesetz wird geprüft“, die Praxis ist jedoch schon weiter. Die Hersteller von motorischen-, Turbinen- und Brenn‐ stoffzellen-KWK haben nach einer Umfrage des Bundesverbandes Kraft-Wärme-Kopplung mitgeteilt, dass die gasbetriebenen KWK-Anlagen heute schon „Wasserstoff-ready“ sind oder für Wasserstoff nachgerüstet werden können. 228 Die motorische Nutzung von Wasserstoff kann danach als Stand der Technik gelten. Dies gilt eingeschränkt auch für die Gasturbine. Die im Europäischen Verband EU-Turbines organisierten Hersteller von stationären Gasturbinen haben schon Anfang 2019 eine Erklärung zur Zukunft der Stromerzeugung mit erneuerbarem Gas abgegeben. Sie gaben die Zusage, bis zum Jahr 2030 Wasserstoff-Gasturbinen bei entsprechender Nachfrage bereit zu haben. 229 Auch die Brennstoffzelle kommt für die Rückwandlung in Frage. Die nachfolgende Aufstellung von weiteren Beispielen enthält angesichts ihrer Ausrich‐ tung auf Entwicklung und Erprobung auch Projekte mit mehreren Wandlungspfaden: • Wind-Wasserstoff-Projekt GmbH Grapzow (motorische Verbrennung) • Hydrogenics in Herten (Brennstoffzelle) • Flughafen Berlin-Schönefeld (BHKW) • Wasserstoffnutzung im Quartier in Esslingen (motorische Verbrennung) • Reallabor Referenzkraftwerk Lausitz (motorische Verbrennung und Brennstoff‐ zelle) 230 7.6.3.2 Power-to-Liquid Unter Power-to-Liquid versteht man die Verwendung regenerativen Stroms zur Erzeugung stofflicher Brenn- oder Kraftstoffe in flüssiger Form (daher Liquid). Erstes Zwischenpro‐ dukt ist auch hier der Wasserstoff, dem weitere Verarbeitungsschritte nachgeschaltet sind. Für ein Power-to-Liquid-Speichersystem braucht es folgende Stufen: ▸ Einspeichern: über Elektrolyse (Alkalische Elektrolyse (AEL), Membran-Elektrolyse (PL), Hochtemperatur-Elektrolyse (HATES) ▸ Fischer-Tropsch-Synthese oder Methanolsynthese 381 7.6 Systemlösungen ▸ Speichern: in oberirdischen Mineralölspeichern, Pipelines, Tankstellen ▸ Ausspeichern für Verwendung in: Flugzeugturbine, Blockheizkraftwerk, Gasturbine, GuD-Kraftwerk, Dieselgenerator, Ottomotor, Dieselmotor, allen konventionellen Verkehrsantrieben, Brennstoffzelle (nach Reformierung / oder mit Methanol), oder Verwendung als stoffliche Nutzung Sowohl die Fischer-Tropsch-Synthese wie auch die Methanolherstellung sind bewährte Verfahren, die schon seit vielen Jahrzehnten existieren. Die Fischer-Tropsch-Synthese ist ursprünglich ein schon im Jahre 1926 publizierter Weg der Kohleveredelung zur Herstellung von Kohlenwasserstoffen, entwickelt von F. FISCHER und H. TROPSCH nach der Reaktion n CO + (2n + 1) H 2 → C n H2 n+2 + n H 2 O. Die bedeutendste Weiterentwicklung des Verfahrens erfolgte in den Sasol-Werken in Südafrika; nach Inbetriebnahme von Sasol III im Jahre 1983 wurden dort jährlich etwa 4,5 Mio. t Motorkraftstoff aus der dort reichlich vorhandenen Kohle erzeugt, s, auch Kap. 7.4.7.6.3, Wasserstoff als Energiepeicher. Die Verwendung des Verfahrens im Rahmen von PtL zeigt Abb. 7-303. Abb. 7-303: PtL auf der Basis von Fischer-Tropsch; Quelle: Sterner / Stadler, Energiespeicher, Abb. 8.98 Im Jahre 2014 wurde vom jungen Unternehmen Sunfire in Dresden eine erste Power-to-Li‐ quid-Demonstrationsanlage eröffnet. Dort laufen folgende Prozessschritte ab: • Stromeintrag: Der im Prozess verwendete Strom muss über die öffentlichen Netze aus regenerativen Energiequellen bezogen werden. Auch die direkte Verbindung einer Sunfire-Anlage mit einem Stromerzeuger ist denkbar und in eher zivilisations‐ fernen Regionen zu bevorzugen. • Elektrolyse: Wasserdampf wird in Wasserstoff und Sauerstoff aufgespalten. Anders als bei bekannten Verfahren wird die Abwärme der nachfolgenden Prozessschritte zur Erzeugung des Dampfes genutzt. Die Elektrolyse erreicht dann einen Wirkungsgrad deutlich über 90 %. • Konvertierung: Kohlendioxid wird mit Wasserstoff aus der Dampfelektrolyse zu Kohlenmonoxid reduziert. Kohlendioxid kann durch Rückführung aus der Atmo‐ sphäre, aus Biogasanlagen oder anderen Prozessen flexibel gewonnen werden. • Fischer-Tropsch-Synthese: Synthesegas (CO und H 2 ) wird zu Treibstoffen und anderen Rohprodukten für die Chemieindustrie umgewandelt. In der Synthese wird 382 7 Aktionsfelder 231 Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff- Forschung Baden-Württemberg (ZSW), Stuttgart, Institut für Technische Thermodynamik und Kältetechnik (ITTK), U Karlsruhe, Institut für Physika‐ lische Elektronik (IPE), U Stuttgart (Hg): CO 2 -Recycling zur Herstellung von Methanol, Juli 2000, Projektleitung M. Specht. Wärme freigesetzt, die für die Dampfelektrolyse verwendet wird. Dies ermöglicht einen Gesamtwirkungsgrad von ca. 70 %. Auch die Methanolherstellung ist ein klassisches Verfahren der chemischen Industrie, al‐ lerdings ausgehend von den Basisstoffen Erdöl und Erdgas. Eine Umstellung des Verfahrens auf eine klimaneutrale Synthese gelang im Jahre 2000 mit einem Projekt, das eigentlich primär auf ein CO 2 -Recycling ausgelegt war. 231 Verglichen mit der konventionellen Metha‐ nolsynthese, die CO-haltige Synthesegase aus der Erdgasreformierung verwendet, arbeitet die „klimaneutrale” Synthese in der Katalyse nur mit H 2 aus der Elektrolyse und extern zugeführtem CO 2 . Die dabei hauptsächlich ablaufenden Reaktionen sind: CO 2 + 3 H 2 → CH 3 OH + H 2 O CO 2 + H 2 → CO + H 2 O Die Vorteile gegenüber einer konventionellen Synthese liegen in der Einfachheit des Prozesses sowie einer höheren Produktselektivität und eben in der Anschlussfähigkeit an den Grünstrom, s. Abb. 7-304. Hinzu kommt die Eigenschaft als CO 2 -Senke. Abb. 7-304: PtL über die Methanolsynthese; Quelle: Sterner / Stadler, Energiespeicher, Abb. 8.99 Die Kosten zur Herstellung von Fischer-Tropsch-Produkten aus Power-to-Liquid werden bei Strombezugskosten von 5 €-ct/ kWh und einem Wirkungsgrad von ca. 70 % (Verhältnis des Heizwertes der gewonnenen Stoffe zum elektrischen Aufwand) mit 10-15 €-ct/ kWh chemischer Energie angenommen, abhängig von der Anlagengröße, entsprechend 90-135 €-ct/ l. Für Methanol gibt es schon lange einen Markt. Methanol hat gegenüber dem ggf. konkurrie‐ renden Erdgas eine höhere Wertigkeit und lässt sich leicht vermarkten. Eine Beimischung zu Benzin in Höhe bis zu 10 % ist bereits heute möglich und teilweise üblich. Eine kommerzielle Umsetzung beginnt langsam. Eine Anlage in Island z. B. erzeugt gegenwärtig konkurrenzfähig Methanol aus Geothermiestrom und fossilem CO 2 ; sie produziert 5 Mio. l pro Jahr an Treibstoff. 383 7.6 Systemlösungen 232 Zur Problematik s. auch „E-Benzin in Pkw macht keinen Sinn“, Interview mit Prof. Th. von Unwerth, in: VDI nachrichten vom 29. Mai 2020. ▸ PtL kann einen wichtigen Beitrag zur Klimaneutralität liefern. 232 ▸ PtL ist jedoch kein Weg zur CO 2 -Reduktion - das in der Herstellung aufgenommene CO 2 wird in der Verbrennung wieder freigesetzt. ▸ Der Vorteil einer CO 2 -Neutralität bleibt jedoch erhalten. 7.6.3.3 Power-to-Heat Unter Power-to-Heat (PtH) versteht man die Nutzung regenerativ erzeugten Stroms zur Gewinnung von Wärme. Dafür stehen bekannte, z. T. einfache Techniken zur Verfügung: • Heizstab, • Elektrodenheizkessel, • Widerstandsheizungen, • Wärmepumpen. Das einfache Prinzip zeigt Abb. 7-305. Wärmespeicher sind nicht notwendig Teil einer PtH-Anlage, ermöglichen jedoch einen breiteren Einsatz und erschließen damit PtH weitere Anwendungsbereiche. PtH-Anlagen haben hinsichtlich der Wärmegewinnung einen sehr hohen Wirkungsgrad, fast 100 %. Sie können sowohl im Niedertemperaturbereich als auch im Hochtempera‐ turbereich (Dampf) verwendet werden. Im meist dezentralen Niedertemperaturbereich werden vor allem Heizstäbe oder Heizpatronen benutzt. Im Hochtemperaturbereich werden Elektrodenheizkessel (EHK) eingesetzt. In einem solchen kann man Prozessdampf bis zu Drucken von 30 bar gewinnen. Der so erzeugte Sattdampf kann mit einem nachgeschalteten Elektrodendurchlauferhitzer auf höhere Temperaturen überhitzt und damit auch industri‐ ellen Anforderungen an Prozesswärme gerecht werden. Abb. 7-305: Zum Prinzip Power-to-Heat; Quelle: group.vattenfall.com 384 7 Aktionsfelder Der wesentliche Sinn von PtH besteht nicht in der elementaren Überführung von Strom in Wärme, sondern in der Nutzung von Überschussstrom. Die schon lange bekannten Elektroheizungen und auch die Elektrospeicherheizungen zählen deshalb nicht als PtH. Es sind monovalente Systeme, die Wärme nach dem jeweiligen Wärmebedarf erzeugen und sich auch im Fall der Speicherheizung nur kurzfristig, i. e. über einige Stunden nach dem Stromangebot richten können. Dass Wärme aus Überschussstrom genau zum Zeitpunkt der Wärmeanforderung zur Verfügung steht, ist nur in seltenen Fällen gegeben. Die Verschiebung der Wärme in den Zeitpunkt der Abnahme leisten Speicher, die in den meisten Anlagen mit vorgesehen sind. Darüber hinaus ist die Integration von PtH in bivalente Systeme sinnvoll, die mehrere Einspeisungs- und Nutzungspfade verwenden. Die Nutzung von Power-to-Heat als bivalentes Element eines Hybrid-Systems erschließt für Wärmespeicher die Möglichkeit der Integration in den Strommarkt. Eine durch die Speicherung von Strom und Wärme bivalente Art der Energiespeicherung hat Vorteile, da diese Anlagen kurzfristig sowohl negative als auch positive Ausgleichsleistung liefern können. Power-to-Heat-Anlagen tragen zur Regelleistung bei, indem sie bei geringer erneuerbarer Stromeinspeisung vom Netz gehen und den Strom bei Strommangel zur Verfügung stellen. Eine solche auf die häusliche Anwendung projizierte, mit PV-Strom arbeitende bivalente Anlage zeigt Abb. 7-306. Abb. 7-306: In einem zukünftigen Szenario ist ein Batteriespeischer, eine wärmepumpengestützte Power-to-Heat-Komponente und ein Kühlsystem integriert; Quelle: Energiewende in der Praxis, Lechwerke AG. 2014 385 7.6 Systemlösungen PtH-Anlagen mir Speicher eignen sich besonders zur Versorgung von Fernwärmenetzen, wie das Beispiel Halle zeigt. Dort nahmen die Stadtwerke 2018 ihren „Energie- und Zukunftsspeicher“ in Betrieb, s. Abb. 7-307. Abb. 7-307: Der Power-to-Heat Fernwärmespeicher in Halle (Saale) fasst 50.000 m3 und wird teilweise mit überschüssigem Strom geladen, um das Fernwärmenetz zu unterstützen; Quelle: Stadtwerke Halle GmbH Der neue PtH-Fernwärmespeicher hat mit 40 Metern Durchmesser und 45 Metern Höhe schon fast riesige Maße und stellt so ein nutzbares Speichervolumen von 50.000 Kubikme‐ tern bereit. Die Berechnungen zeigen, dass man den Fernwärmebedarf der Stadt bis zu drei Tage lang wird decken können. Der Speicher ist im Übrigen so ausgelegt, dass er auch überschüssige Energie aus dem nahen Energiepark Trotha abnehmen kann - das macht die Energieerzeugung in Halle insgesamt effizienter. Unter mehreren weiteren Beispielen ragt das FHW Neukölln AG heraus, das im März 2015 Berlins größten Wärmespeicher und eine Power-to-Heat-Anlage (PtH) in Betrieb genommen hat (Abb. 7-308). Der Wärmespeicher ist hier ein umgebauter ehemaliger Heizöltank. Er hat ein Speichervolumen von 10.000 Kubikmeter Heißwasser, was ausreicht, um 3.250 Haushalte einen frostigen Tag lang mit Fernwärme zu versorgen. Die Anlage wandelt wie ein riesiger Tauchsieder Strom in Fernwärme um. Die Technik ist sowohl nutzbar, um mit der Bereitstellung von Regelenergie die Stromnetze zu stabilisieren, als auch, um grünen Strom im Dauerbetrieb über die Anlage in die Fernwärmesysteme zu integrieren. Bei den häufig für die Fernwärme verwendeten KWK-Anlagen bedeutet die Einbezie‐ hung von Wärmespeichern eine größere Flexibilität: die Lieferung von Strom und Wärme ist dann zeitlich entkoppelt, was die Stromerzeugung unabhängiger macht und dem Lastprofil leichter folgen lässt. Mit Hilfe von E-Heizern und Wärmepumpen lässt sich dazu noch der Strom- und Wärmesektor im Sinne von PtH koppeln, sodass auch Strom aus erneuerbaren Energien für die Fernwärmebereitstellung genutzt werden kann. Heizen mit Photovoltaik zur Eigenversorgung privater Haushalte ist unter dem Namen Photothermie ein Zukunftstrend, s. Abb. 7-306. Für die Nutzung der Überschüsse aus PV-Anlagen gibt es zwar die die Möglichkeit der Batteriespeicherung, was derzeit noch recht teuer ist. PV-Überschüsse lassen sich jedoch auch für Warmwasser und Heizungsun‐ 386 7 Aktionsfelder terstützung nutzen, da bestehende Wärmespeicher mit Heizstäben technisch nachrüstbar sind. Notwendig ist allerdings eine gesonderte Steuer- und Regeleinheit. Abb. 7-308: “Wärmewende” In Neukölln - der zum Speicher umgebaute Heizöltank; Quelle: Fern‐ heizwerk Neukölln AG Für den Einsatz von PtH im privaten Bereich ist in den bestehenden Pufferspeichern bereits eine meist ausreichende Speicherkapazität vorhanden. Auch wenn PtH dort zunächst keinen zusätzlichen Speicherbedarf verursacht, könnten solche Wärmespeicher dennoch in Kombination mit Netzanschluss und einer relativ kostengünstigen Überdimensionierung der Power-to-Heat-Leistung langfristig zur Integration von Einspeisespitzen sowohl von Wind wie PV und zur Verbesserung des Zusammenspiels zwischen PtH und PtG genutzt werden. In der Zusammenfassung ▸ stellt sich PtH als fast ideales Instrument zu Erbringung von negativer und (im Einzelfall oder durch Abschalten) auch positiver Regelenergie dar, ▸ ist PtH für den Wärmesektor energetisch deutlich günstiger als PtG (da hier die Wirkungsgrade in der langen Verfahrenskette stark absinken), ▸ ist PtH zudem preisgünstig, gerade gegenüber PtG. 7.6.3.3.1 Power-to-Heat-to-Power Wie schon im Kap. 7.6.3.3, Power-to-Heat" angesprochen, kann die über PtH gespeicherte Wärme auch rückverstromt werden. und dies nicht nur grundsätzlich. Erfahrungen aus thermischen Solarkraftwerken können hier genutzt werden. In Kap. 7.4.4, Solarthermie, wurden bereits unterschiedliche Konzepte von Speicher-Generator-Kombinationen vor‐ 387 7.6 Systemlösungen 233 BWK Jahresausgabe 2020, S. 45. 234 Bericht nach Technik und Motor, Beilage FAZ vom 28. Juli 2020. gestellt, die nicht nur in Erprobung, sondern im realen Betrieb sind. Projekte solcher „Wärmespeicherkraftwerke“ sind allerdings erst im Pilot- oder Demonstrationsstadium. Beispiele sind: 233 • Pilotprojekt StoreToPower im Rheinischen Industriegebiet • Lumenion-Stahlspeicher in Berlin • Speicherprojekt „ETES“ in Hamburg Abb. 7-309: Prinzip eines Power-to-Heat-to-Power Stahlspeichersystems; Quelle: Lumenion Die Projekte sind üblicherweise auf bivalenten Betrieb ausgerichtet und geben entweder Strom oder (Prozess-)Wärme oder auch beides ab, s. Abb. 7-309. Während das Berliner Projekt einen Stahlspeicher nutzt, ist es im Hamburger Projekt, das von Siemens Gamesa verantwortet wird, Vulkangestein. 1000 t Gestein sind dort in Isoliermaterial von 1 m Dicke eingepackt. Aufgeheizt auf 750 0 C kann der Speicher über einen Wärmetauscher 130 MWh elektrische Energie abgeben, was einem Wirkungsgrad von 45 % entspricht. 234 ▸ Inwieweit sich Wärmespeicherkraftwerke angesichts der geringen Wirkungsgrade für den praktischen Einsatz eignen, bleibt hier offen. 388 7 Aktionsfelder 7.6.4 Sektorkopplung Wie unter Power-to-Gas, Power-to-Liquid und Power-to-Heat schon einzeln und tech‐ nologiebezogen besprochen, ist auch insgesamt der Wechsel der Energieformen (oder Nutzungspfade) auf dem Weg zum Verbrauch eine flexible und attraktive Lösung künftiger Energieversorgung. Abb. 7-310: Sektorkopplung mit Power-to-X, Quelle Energieatlas 2018 - AGORA Dieser Ansatz ist unter dem Stichwort Sektorkopplung bekannt geworden, bei der es übergreifend um die Verbindung der Erzeugungs- und Verbrauchssektoren geht, letztlich um ein integriertes Energiesystem auf der Basis regenerativer Einspeisung. Das führt dann zu einem Netz, wie es in Abb. 7-310 dargestellt ist. Wesentliche Aussage der Abbildung ist, dass die drei großen Bereiche ▸ Stromsektor, ▸ Wärmesektor, ▸ Transportsektor über PtX-Pfade miteinander verbunden werden können. Der Begriff Sektorkopplung entstand in etwa parallel mit der Popularisierung von Power-to-Gas. Der Weg zur Etablierung der Idee und zur Umsetzung dieser integrierten Gesamtschau, die letztlich einen Ausblick auf das Zieljahr 2050 darstellt, war und ist noch lang. Abb. 7-311 gibt eine Übersicht über die Entwicklung. Man kann an der Perspektive Zweifel anmelden. Zumindest aus einer Sicht, die über Deutschland hinausreicht. Auch Kernenergie ist eine karbonfreie Energieform, die inter‐ national weiter in Anwendung bleibt und somit Teil des Szenarios bleiben sollte. Hinzu kommt, dass die offizielle Linie der Bundesrepublik die Weiterverwendung von extern bezogenem Erdgas weiter vorsieht, siehe Folgekapitel. 389 7.6 Systemlösungen Abb. 7-311: Der Weg zur Sektorkopplung; Quelle: acatech/ Leopoldina/ Akademieunion ▸ Sektorkopplung ist eine Beschreibung und Zusammenfassung, modern ein Narrativ, jedoch keine eigene Technik im engeren Sinne. 7.6.5 Energiemärkte Mit der Liberalisierung der europäischen Energiemärkte hat der freie Handel für die Energieversorger neue Bedeutung erhalten. Vor der Liberalisierung wurden der Strom oder das Gas zumeist in langfristigen Lieferverträgen von einigen wenigen Lieferanten bezogen und zu den Kunden in den jeweiligen Versorgungsgebieten weiterverkauft. Erster Effekt war, dass anstelle der langfristigen Verträge immer mehr Verträge mit kurzer Laufzeit abgeschlossen wurden Die Doktrin, dass Märkte die bessere Lösung sind, den optimalen und „gerechten“ Preis zu erreichen, geht auf den Neoliberalismus der 1990er Jahre zurück. Im Fall des Strommarktes kam zusätzlich das Modell des Merit-Order hinzu, was auf eine Preisbildung auf der Basis der Grenzkosten der jeweils arbeitenden Kraftwerke hinauslief - statt wie bisher Durchschnittskosten der Produktion anzusetzen. Da Merit-Order im Detail bedeutete, dass bei erhöhter Nachfrage die Kraftwerke mit den jeweils niedrigsten Kosten zu Zuge kamen, bedeutete das einen empfindlichen Druck auf die Produzenten, ihre Kosten zu reduzieren oder auch neu zu investieren, um im Geschäft zu bleiben. Strom- und Gasbörsen wurden also eingerichtet, um, wie bei anderen Börsen auch, den Abschluss von Verträgen zu marktgerechten Preisen durchzusetzen. Das waren zunächst nationale oder regionale Einrichtungen, wie die skandinavische Strombörse Nord Pool (NP), die schon 1996 ihren Betrieb aufnahm. In Mitteleuropa folgte 1999 die APX Amsterdam 390 7 Aktionsfelder 235 U.a. unter Verwendung von Strombörse, Entstehung, https: / / de.wikipedia.org/ wiki/ Stromboerse; © 2020 Schroeter, St., Energiejournalist, Leipzig, https: / / www.stefanschroeter.com/ , Abrufe 15. August 2020. 236 Richtlinie 2004/ 39/ EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 21.4.2004 über Märkte für Finanzinstrumente, abgekürzt MiFID. 237 Eigendarstellung der European Energy Exchange AG, Leipzig, https: / / www.eex.com/ de/ , Abruf 15. August 2020. Power Exchange. In Deutschland entstanden im Jahr 2000 gleich zwei Strombörsen, die EEX in Frankfurt am Main und die LPX Leipzig Power Exchange. Beide fusionierten zwei Jahre später zur European Energy Exchange EEX Leipzig. In Paris entstand 2001 die Powernext SA. 235 Als Marktführer unter den Börsen Europas verstand sich zunächst die NP, die auch über einen längeren Zeitraum an der EEX beteiligt war. Das hat sich inzwischen geändert: Die European Energy Exchange (EEX) gilt heute als die in Europa führende Energiebörse, zumal die EEX am 1. Januar 2020 die primär auf Gas konzentrierten Aktivitäten von Powernext in die EEX integriert hat. Die wiederum ist Teil eines Konsortiums, der EEX Group, die weltweit Marktplattformen für Energie- und Commodity-Produkte betreibt. Das Angebot der Gruppe umfasst Kon‐ trakte auf Energie in allen Formen, aber auch auf Metalle und Agrarprodukte. Sie ermöglicht ihren Teilnehmern einfachen Marktzugang und liefert maßgeschneiderte Lösungen sowie durch ihre eigenen Clearinghäuser eine integrierte Prozessabwicklung. Die Unternehmen der Gruppe sind auf ihre jeweiligen Märkte spezialisiert. Als Teil der EEX Group ist die EEX primär Handelsplattform für Kontrakte auf Energie (Strom, Erdgas) und Emissionsberechtigungen, bietet jedoch auch Fracht- und Agrarpro‐ dukte an. Die EEX gehört zur Gruppe Deutsche Börse. Die EEX ist eine Börse nach deutschem Börsengesetz und ein kontrollierter Markt im Sinne der Richtlinie 2004/ 39/ EG über Märkte für Finanzinstrumente. 236 Börsenrat, Börsengeschäftsführung, Handelsüber‐ wachungsstelle und Sanktionsausschuss sind die Organe der EEX. Die Überwachungsmechanismen folgen einer in Europa einmaligen Konstruktion: die Börse selbst ist eine öffentlich-rechtliche Einrichtung, für die das Börsengesetz gilt; dagegen ist der Träger der Börse, die EEX AG, eine privatrechtliche Aktiengesellschaft. Klar wir hieraus, dass für den Handel an der EEX dieselben strengen Qualitäts- und Überwachungsregeln gelten wie für andere Börsen in Deutschland, speziell auch die klassischen Wertpapierbörsen. 237 Das Produktspektrum der EEX war zunächst auf den Stromhandel bezogen, ab 2007 kam der Gashandel hinzu, mit der Einführung des Europäischen Emissionshandels auch der Handel mit Zertifikaten (Verschmutzungsrechten). Angeboten werden die beiden Teilmärkte Termin- und Spotmarkt. Der Terminmarkt ist auf Lieferungen mit unterschied‐ lichen Laufzeiten und Erfüllungszeitpunkten (Terminen) ausgerichtet. Der Spotmarkt zeigt dagegen aktuell frei verfügbare Mengen an. Das führt dort zu einem stärkeren Wettbewerb, der nach den Mechanismen des freien Marktes auch den Preis reduziert. Am Beispiel des deutschen Strommarktes zeigt Abb. 7-312 das Zusammenwirken der beteiligten Partner. 391 7.6 Systemlösungen Abb. 7-312: Handelsmodell im deutschen Strommarkt; Quelle: H. Voß, RWE AG Als durchgängiges Marktdesign hat sich Deutschland für einen Energy-Only-Markt ent‐ schieden, der sich gegenüber dem konkurrierenden Kapazitätsmarkt durchgesetzt hatte. Bei diesem Modell wird der Strompreis ohne regulatorische Eingriffe aus Angebot und Nachfrage gebildet. Ein Energy-Only-Markt vergütet nur das tatsächlich gelieferte Produkt, wobei der Handel entweder an der Börse oder im Over-the-Counter (OTC)-Handel auf Basis bilateraler Geschäftsvereinbarungen erfolgt, s. Abb. 7-313. Abb. 7-313: Strukturen des Energy-Only-Marktes; Quelle: Next Kraftwerke, Köln, bearbeitet 392 7 Aktionsfelder 238 BMWi (Hg): Strommarkt der Zukunft, Weißbuch: Ein Strommarkt für die Energiewende, 3. Juli 2015. Die Geschäftsabwicklung über die Börse deutet Abb. 7-314 an, die Erzeuger, Händler und Verbraucher zueinander in Beziehung setzt. Abb. 7-314: Partner im Börsengeschehen, G = Erzeuger; T = Händler, R= Verbraucher; Quelle: Th. Niedrig, FORMAET Ein Energy-Only-Markt schafft noch keine Versorgungssicherheit. Deshalb hat sich die Bundesregierung 2015 mit dem Weißbuch „Ein Strommarkt für die Energiewende“ 238 auf den „Strommarkt 2.0“ festgelegt, der mit dem Strommarktgesetz vom Juli 2016 verbindlich wurde. Zusätzlich zum Energy-Only-Markt wurde zur Sicherstellung der Versorgungs‐ sicherheit ein zweiter sogenannter Regelenergiemarkt etabliert, der Züge eines Kapazi‐ tätsmarktes aufweist und zur kurzfristigen Netzstabilisierung dient. Zur längerfristigen Sicherstellung der Versorgungssicherheit führte Deutschland noch eine Netzreserve, eine Kapazitätsreserve und die Sicherheitsbereitschaft von Braunkohlekraftwerken ein. ▸ Definierte und funktionierende Energiemärkte sind eine Voraussetzung erfolgrei‐ cher Energiepolitik. 7.6.6 Intelligente Netze Intelligente Netze oder Smart Grids sind eine konsequente Weiterentwicklung der bisher genutzten Strukturen der Stromnetze. Ihr Entwicklungsstand lässt sich im Anschluss an Kap.7.4.8.1, Elektrische Netze, so zusammenfassen: Historisch war ein Transport- und ein Verteilnetz entstanden. Das Transportnetz wird seit dem Jahr 2005 von vier Transmission System Operators (TSO, deutsch ÜNB) betrieben. Es dient dem Transport von elektrischer Energie über große Distanzen, auch über nationale Grenzen hinweg. Es macht den Leitungslängen nach ca. 2 % des gesamten Leitungsvolu‐ mens aus und wird auf der Höchstspannungsebene betrieben. Die übrigen 98 % gehören zum Verteilnetz, das von rd. 866 (2009) Verteilnetzbetreibern (Distribution System Operators, 393 7.6 Systemlösungen 239 Im Rahmen der physikalischen Möglichkeiten der vorhandenen Netze. DSO) auf den Ebenen Hochspannung, Mittelspannung und Niederspannung verantwortet und gemanagt wird und versorgungsnah, also über kürzere Distanzen arbeitet. Die deutschen Netze sind nach ihrem Ursprung auf einen Stromfluss von den Erzeugern zu den Abnehmern ausgerichtet - bidirektionale Stromlieferung war nicht ihre Sache. Die Erzeugung folgte der Anforderung, und diese Steuerung nach Bedarf gibt es in vielen Regionen noch heute. Die Anpassung erfolgte, indem die Erzeugerleistung hochgefahren wurde oder weitere Erzeuger zugeschaltet wurden. Den TSO und den DSO war die Verpflichtung auferlegt, die Abnahmewünsche der Kunden jederzeit und unterbrechungsfrei sicherzustellen. 239 Die Steuerung der Stromlieferung erfolgte nach Standard-Lastprofilen, die der Vergan‐ genheit entnommen und regelmäßig aktualisiert wurden. Alle 15 Minuten erfolgte hiernach eine Anpassung, und Unterschiede zwischen Annahme und tatsächlichem Verbrauch wurden kurzfristig berücksichtigt. Die deutsche Energiepolitik und die schon länger hieraus abgeleiteten Vorhaben verlangen den Weg weg von einer vorzugsweise zentralen Struktur des Netzes hin zu einem dezentralen Aufbau, von einer konventionellen Erzeugung hin zur Versorgung aus erneuerbaren Quellen. Das bedeutet den Wandel von konstanter zu fluktuierender Erzeugung und zugleich den Wech‐ sel von einem lastgesteuerten zu einem erzeugungsorientierten Netzmanagement. Das Netz, besser die Anforderungen an dieses werden dynamischer: Die fluktuierende Einspeisung in des Verteilnetz, etwa aus Windfarmen und Photovoltaikanlagen trifft auf ebenfalls schwankende Last, bis hin zur teilweisen Umkehr der Stromflüsse vom Verteilnetz in das Übertragungsnetz. Das bedeutet deutlich höhere Anforderungen an Messtechnik, Regelung und Automatisierung sowie an regionale Überwachung über die Gesamtheit des Netzes. Um die Versorgungssicherheit zu gewährleisten, sind erhebliche wirtschaftliche und tech‐ nische Anstrengungen nötig. Die schon laufenden Veränderungen erfordern Ausbau des Netzes (insbesondere im Höchstspannungsbereich, s. Kap. 7.4.8.1), Fortentwicklung der Netz‐ infrastruktur, die Entwicklung und Integration von Speichern und die deckende Einführung IT-basierten Managements. Gerade die Zwischenspeicherung von Strom ist jedoch ein bisher nur im Grundsatz gelöstes Problem, s. Kap. 7.4.7, Erneuerbare Energien brauchen Speicher, und die Möglichkeiten von Power-to-X in Kap. 7.6.3. Hinzu kommt hier, dass die Integration auf ganz verschiedenen Spannungsebenen zu realisieren ist. Dauerhaft zu lösen ist auch die Marktteil‐ nahme der wachsenden Zahl von Kleineinspeisern, was gegenwärtig bei Stromüberschuss nur über Zwangsabschaltungen möglich ist und vor dem Hintergrund der Abnahmeverpflichtung regenerativ erzeugten Stroms zu ökonomisch unsinnigen Kompromissen führt. Dass bei der EEX in Leipzig der Strompreis gelegentlich ins Negative abrutscht, kann ebenfalls keine dauerhafte Lösung sein - hier wird der Bedarf nach mehr Intelligenz im Netz besonders deutlich. Dass Mikroerzeuger und Verbraucher zu echten Marktteilnehmern werden, ist anzustreben. Hierfür gibt es allerdings bestimmte Voraussetzungen, insbesondere müssen alle Teilnehmer im Stromnetz ihre Verbräuche und die Erzeugung innerhalb des Grids kommunizieren können. Hierzu gehören auf Verbraucherseite u. a. die sogenannten intelligenten Stromzähler, deren Installation in Deutschland 2015 bereits mit dem Gesetz „Digitalisierung der Energiewende“ beschlossen und spätestens bis 2032 umgesetzt sein muss. Die „Smart Meter“ erfassen die Ver‐ 394 7 Aktionsfelder 240 Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI): Technische Richtlinie (TR-03109-1). bräuche in Echtzeit, kommunizieren diese an den Versorger und erlauben eine energieeffiziente Steuerung der angeschlossenen Geräte. Abb. 7-315 zeigt ein Anwendungsbeispiel. Abb. 7-315: Smart Meter mit selbsterklärender Anzeige, Quelle Utilita Werkphoto Die Smart Meter dieser Form beziehen sich allerdings nur auf die Verbrauchsseite. Zur voll‐ ständigen Integration wird vielmehr ein Smart Meter Gateway (SMGW) als mehrpfadige Kommunikationseinheit benötigt, wie sie inzwischen durch das BSI standardisiert ist. 240 Das SMGW ist das zentrale Messdatencenter für Empfang, Speicherung und Übertragung der Daten intelligenter Messeinrichtungen, s. Abb. 7-316. ▸ Im Weitverkehrsnetz - WAN - kommuniziert das SMGW mit den externen Markt‐ teilnehmern und dem SMGW Administrator. ▸ Im Lokalen Metrologischen Netz - LMN - kommuniziert das SMGW mit den angebundenen Zählern. Die Zähler kommunizieren ihre Messwerte über das LMN an das SMGW. ▸ Im Heimnetz - HAN - kommuniziert das SMGW mit den steuerbaren Energiever‐ brauchern und mit den lokalen Energieerzeugern und / oder Speichern. Auch die Vorhersageinstrumente für Wind- und Sonnenscheinperioden bedürfen der Verbesserung und der Integration in ein Gesamtsystem. Abb. 7-316: Kommunikationswege des Smart-Meter-Gateway; Quelle: © Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI) 395 7.6 Systemlösungen 241 Siehe Appelrath, H.-J., Kagermann, H., Mayer, Chr. (Ed.): acatech Study Future Energy Grid, 2012. Die entscheidende Rolle in einem solchen Gesamtsystem kommt neben der Weiterentwick‐ lung der energietechnischen Untersysteme der IT zu, was inzwischen zu einer Vielzahl von Einzellösungen geführt hat, oft auf lokaler oder regionaler Basis. Die Zukunft wird in der Organisation mehrerer zusammenwirkender Ebenen oder Schichten liegen, wie sie Abb. 7-317 vorstellt. In diesem Konzept 241 wird in einer inneren Schicht die existierende IT-Struktur der Großerzeuger und Netzbetreiber übernommen und durch eine äußere Schicht ergänzt, die die intelligent aufgerüsteten Mikroerzeuger, die neuen wie die alten Speicher einschließlich der Batteriefahrzeuge sowie die Marktzugänge enthält. Die entscheidende Bedeutung kommt der neuen, der bidirektionalen Kommunikation dienenden Zwischenebene zu, in der Abbildung als „ICT infrastructure layer“ bezeichnet. Der Weg zur Umsetzung in Deutschland ist noch lang. Seit Herbst 2010 hat das BMWi sechs Modellregionen und das Verbundprojekt E-Energy Future gefördert, das der Erarbeitung von Handlungsempfehlungen bzw. einer Roadmap für eine stufenweise Implementierung einer optimierten IT-Infrastruktur für das Energiesystem der Zukunft dient. Abb. 7-317: Abstract model of ICT-based visualisation of the future energy system, with three system layers and sample functionality and application areas within the layers; Quelle: Appelrath, H.-J., Kagermann, H., Mayer, Chr. (Ed.): acatech Study Future Energy Grid, Figure 12. Der Zeithorizont für die stufenweise Entwicklung des Energiesystems und der IT-Infra‐ struktur reicht bis zum Jahr 2030. Mit dem Förderprogramm „Schaufenster intelligente Energie - Digitale Agenda für die Energiewende" (SINTEG) werden seit 2017 in fünf Modellprojekten neue Ansätze für einen sicheren Netzbetrieb bei hohen Anteilen fluktu‐ ierender Stromerzeugung aus Wind- und Sonnenenergie entwickelt und erprobt. Ziel des 396 7 Aktionsfelder 242 BMWi (Hg): Netze und Netzausbau, Art. Intelligente Netze. 243 VDI nachrichten vom 12. Juni 2020. Förderprogramms sind Musterlösungen mit hohen Anteilen erneuerbarer Energien. Einen besonderen Schwerpunkt soll die intelligente Vernetzung von Erzeugung und Verbrauch durch den Einsatz innovativer Netztechnologien und Netzbetriebskonzepte bilden. 242 Wichtiges Element einer sicheren und alle Partner umfassenden Kommunikation ist eine universelle Schnittstellle (Protokoll). Hierfür scheint sich EEBus zu etablieren, das von einem gemeinnützigen Verein in die Breite getragen wird. 243 Smart Grids gelten als Voraussetzung für die Umsetzung der Energiewende: Mit zu‐ nehmendem Anteil erneuerbarer Energien an der Gesamtenergieaufbringung und dem Übergang zur elektrischen Energie als universeller Energieform werden die Planung und der Betrieb des Stromnetzes zentral. Der Smart-Grid-Ansatz bietet dafür mit seiner kommunikativen Vernetzung der einzel‐ nen Komponenten wie dezentralen Erzeugungsanlagen, dezentralen Speichern, flexiblen Verbrauchern, elektrifiziertem Straßenverkehr und intelligenten Gebäuden sowie der Möglichkeit der Sektorkopplung eine geeignete, vielleicht auch die einzig brauchbare Lösung. ▸ Intelligente Netze optimieren die Energiemärkte stellen eine der wenigen Großtech‐ niken für die flexible Verwendung und (indirekte) Speicherung elektrischer Energie dar. ▸ Gegebenenfalls müssten sie aus der Integration lokaler bzw. regionaler Teilnetze entstehen, s. Beispiel in Kap. 7.6.7, Virtuelle Kraftwerke. 7.6.7 Virtuelle Kraftwerke Ein Virtuelles Kraftwerk ist gewissermaßen ein Smart Grid en miniature. Der Begriff meint einen Zusammenschluss von dezentralen Einheiten im Stromnetz, die über eine gemeinsame Zentrale koordiniert werden und von daher von außen als Einheit erschei‐ nen, die ein Kraftwerk nachbildet - eben ein Virtuelles Kraftwerk. Die zum System zusammengeschlossenen Einheiten können Strom produzieren wie Biogas- Windkraft-, Photovoltaik, KWK oder Wasserkraftanlagen, oder Strom abnehmen oder speichern oder wie Power-to-X-Anlagen wandeln. Sinn eines Virtuellen Kraftwerks ist die gemeinsame Vermarktung von Strom und die Bereitstellung von Regelenergie. Dies ist Aufgabe der Zentrale, des Herzstücks des Netz‐ werks. Sie stellt die Verbindung zu den Übertragungsnetzbetreibern her und reagiert auf Netzzustände, Regelenergieabrufbefehle und Preissignale. Sie hat unmittelbaren Zugang zur Strombörse EEX und kann dort Leistung anbieten und abrufen. Virtuelle Kraftwerke spielen eine ähnliche Marktrolle wie ein großes Kraftwerk und können in ihrer insgesamt installierten Leistung durchaus die Größe mehrerer klassischer Kraftwerksblöcke erreichen. Um die Energiebilanz flexibel zu gestalten, sollte das Portfolio möglichst gemischt sein und neben volatilen Energieerzeugen (Windenergie- und und Photovoltaikanlagen) auch regelbare Energielieferanten (Biogasanlagen, KWK-Blöcke, ggf. auch Pumpspeicher), flexible Stromverbraucher und -speicher, möglichst auch PtX-Anla‐ 397 7.6 Systemlösungen 244 DEMS Demand Response and Virtual Power Plant, siemens.com/ energyip unrestricted © Siemens AG 2018, Abruf 10. August 2020. gen mit eigenen Speichern und Wandlern enthalten. Einen solchen Idealfall stellt Abb. 7-318 dar. Bei solchen gemischten Konstruktionen verbleibt ein Großteil des erzeugten Stroms im lokalen oder regionalen Netzwerk, denn auch Verbraucher gehören dazu, bis hin zu Lade‐ stationen für batteriebetriebene Elektrofahrzeuge - nur Differenzvolumina werden extern ausgetauscht, z. B. in der Form von Regelenergie. Hier zeigt sich die besondere Stärke eines Virtuellen Kraftwerks (VK): Die Teilnahme an diesem Markt setzt eine Mindestleistung voraus, die nur gemeinsam erbracht werden kann. Die einzelnen Stromquellen für sich sind viel zu klein, um zum Beispiel am Regelenergiemarkt oder der Sekundärregelung teilnehmen zu können. Ähnliches gilt für den Zugang zur Strombörse. Abb. 7-318: Das Virtuelle Kraftwerk mit seinen externen Anbindungen zu Netzbetreibern und Strombörse; Quelle: Next Kraftwerke, Köln Notwendig für den erfolgreichen Betrieb eines VK ist eine von einem Verantwortlichen gehaltene Plattform und eine geeignete IT. Es gibt sie inzwischen von verschiedenen An‐ bietern. So hat SIEMENS das dezentrale Energiemanagementsystem DEMS entwickelt, das auf der hochskalierbaren Smart-Grid-Applikationsplattform EnergyIP des Unternehmens läuft. Es liefert komfortable Managementfunktionen, s. Abb. 7-319. 244 Virtuelle Kraftwerke haben längst das Interesse der Politik geweckt. In NRW wurde von der Landesregierung 1914 das Programm Klimaschutzwettbewerb / Virtuelle Kraftwerke NRW ins Leben gerufen. Ziel war und ist, in regional begrenzten Bereichen im Verteilnetz arbeitende Virtuelle Kraftwerke zu entwickeln. Dazu gehörte u. a. die Erarbeitung von Netzführungskonzepten sowie die Entwicklung von neuen Geschäftsmodellen. 398 7 Aktionsfelder 245 Greif, S. et al.: Flexibilisierung von Power-to-Heat-Anlagen, BWK Bd. 72, Heft 12, 2020. Abb. 7-319: Die Smart-Grid-Applikationsplattform EnergyIP gibt den Überblick über abgerufene und vermarktete Leistungen und informiert auch über Störungen und Probleme des virtuellen Kraftwerks; Quelle: Siemens AG Soweit überschaubar, werden VK künftig an Bedeutung gewinnen und könnten dabei größere Zahlen von Einheiten organisieren. Die ersten VK begannen in den Nuller Jahren mit 9, 12 oder 55 Anlagen; heute sind gleich mehrere tausend Kleinerzeuger Ziel einer Bündelung. Die Einbindung von Verbrauchern führt schließlich zu einem Smart Grid im Kleinen. Als Beispiel möge das 2016 begonnene Projekt Intelligente Wärme München dienen, in dem das virtuelle Kraftwerk der Stadtwerke München (SWM), Power-to-Heat-Anlagen und die Verbraucherseite mit Wärmepumpen, Speicherheizungen und Kälteanlagen in der Zusam‐ menschaltung erprobt wurden. Ziel war insbesondere die Flexibilisierung von PtH. U. a. zeigte sich dabei die besondere Eignung von Speicherheizungen zur Lastverschiebung. 245 ▸ Virtuelle Kraftwerke sind geeignete Konzepte zur Einbindung dezentraler Erzeu‐ gung und damit Komponenten zur Realisierung der Energiewende auf lokaler bzw. regionaler Ebene. ▸ Bei der Einbeziehung der Verbraucherseite leisten sie gewissermaßen „von unten“ Beiträge zum Aufbau eines Smart Grid für Deutschland. 399 7.6 Systemlösungen 246 Die Bezeichnung Bindungsenergie ist ein sprachlich unglücklicher Fachausdruck. Sie führt - z. B. in der Formulierung „Bindungsenergie des Uran-Kerns“ - leicht zum falschen Verständnis, sie sei ein im System vorhandener Energiebetrag, der aus ihm freigesetzt werden kann. Richtig ist das Gegenteil: die Bindungsenergie ist bereits bei der Bildung des gebundenen Systems frei geworden und fehlt in der Energiebilanz des Kerns, was sich mit E = m c 2 auch als Massendifferenz bemerkbar macht (Massendefizite, s. Abb. 7-302). 7.7 Kernspaltung und Kernfusion Auch wenn nicht besonders beliebt, so ist doch die Energiegewinnung aus Kernspaltung und erst recht die aus Kernfusion ein Weg zur CO 2 -freien Energiewirtschaft. 7.7.1 Kernkraftwerke Ein Kernkraftwerk liefert Strom, in einigen Fällen auch zusätzlich Fern- oder Prozesswärme. Es ist ein Wärmekraftwerk, wie es auch Kohle- oder Gaskraftwerke sind - mit dem Unter‐ schied, dass die Wärme nicht aus der Verbrennung fossiler Energieträger stammt, sondern von einem Kernreaktor erzeugt wird. Ein Kernkraftwerk besteht somit im Wesentlichen aus zwei Teilen: Im nuklearen Teil wird durch Kernspaltung Wärme produziert, die der Dampferzeugung dient. Im konventionellen Teil wird der Dampf über Turbinen-Genera‐ tor-Sätze in elektrischen Strom umgewandelt. Der konventionelle Anlagenteil ist jenem in Kohle-, Gas- und Erdwärmekraftwerken sehr ähnlich. Kühltürme sind deshalb keine Besonderheit von Kernkraftwerken - sie werden auch bei konventionellen thermischen Kraftwerken verwendet. Was aus dem Kühlturm aufsteigt, ist eine reine Nebelfahne, die nur aus Wasserdampf besteht. Im Nuklearteil befindet sich als Herzstück der Anlage der Reaktorkern. Er ist in einem dickwandigen Druckbehälter aus Stahl verbaut und enthält die mehrere Meter langen Brennelemente. Sie bestehen wiederum aus Bündeln dünner Brennstäbe, in denen sich der Kernbrennstoff in Form kleiner, uranhaltiger Tabletten (auch Pellets genannt) befindet. In den luftdicht verschlossenen Brennstäben läuft die eigentliche Kernspaltung ab, bei der Wärme entsteht. O. HAHN, F. STRASSMANN und L. MEITNER entdeckten als erste, dass man die schwe‐ ren 235 Uran-Kerne durch Beschuss mit langsamen Neutronen (typische Geschwindigkeit ca. 2 km/ s) spalten kann. Dabei nimmt der 235 Uran-Kern das langsame Neutron auf, und es wird kurzzeitig ein instabiler Zwischenkern ( 236 Uran) gebildet, welcher in zwei mittelschwere Kernbruchstücke „zerplatzt”. Bei diesem Spaltprozess entstehen zwei bis drei sehr schnelle Neutronen (typische Geschwindigkeit ca. 10.000 km/ s), die nach einer Abbremsung weitere Kernspaltungen auslösen können - bekannt unter dem Begriff Kettenreaktion. Die bei der Spaltung entstandenen Kernbruchstücke sind radioaktiv und zerfallen weiter. Da die Bindungsenergie der Kernbruchstücke höher ist als die des Urankerns, wird insgesamt Energie freigesetzt. 246 Damit eine Kettenreaktion zustande kommt, muss ein Teil der freiwerdenden Neutronen wiederum Kernspaltungen auslösen. Die kleinste Masse eines spaltbaren Materials, mit der eine solche Kettenreaktion aufrechterhalten werden kann, nennt man kritische Masse. Ist 400 7 Aktionsfelder die kritische Masse unterschritten, verlassen zu viele Neutronen das Material an seiner Oberfläche, bevor sie eine Spaltung bewirkt haben. Daher hängt die kritische Masse auch von der Geometrie des spaltbaren Materials ab. Im günstigen Fall einer kugelförmigen Anordnung beträgt die kritische Masse von 235 U etwa 50 kg. Ob ein Neutron einen 23 5U-Kern spaltet, hängt wie beschrieben von der Geschwindigkeit des Neutrons ab. Nur langsame, sog. thermische Neutronen besitzen eine genügen hohe Wahrscheinlichkeit, eine Kettenreaktion auszulösen bzw. aufrechtzuerhalten. Da bei der Spaltung von 235 U jedoch nur schnelle Neutronen entstehen, muss man diese schnellen Spaltneutronen erst abbremsen, sie „moderieren”. Abb. 7-320: Der Fermi-Reaktor in Chicago 1942 (Chicago Pile1); Quelle: 100 x Energie, Meyers Lexikonverlag, 1977, S. 153 Wasser eignet sich hierfür besonders gut, da seine Protonen fast die gleiche Masse besitzen wie die Neutronen. Aus schnellen Neutronen werden also in Wasser thermische, langsame Neutronen. An einem viel schwereren Urankern würde ein schnelles Neutron hingegen einfach reflektiert. Der Moderator Wasser wird wegen der ablaufenden Bremsvorgänge sehr heiß - das ist also die Wärmequelle, die die Feuerung konventioneller Kraftwerke ersetzt. Mit der Lösung des Problems, die Kettenreaktion aufrechtzuerhalten und zu kontrollie‐ ren, wurde dann auch ein erster Reaktor möglich, den E. FERMI unter großer Geheimhal‐ tung in Chicago entwickelte und 1942 aktivieren konnte, s. Abb. 7-320. Bis zur zivilen Anwendung der Kernenergie verging noch recht viel Zeit - den USA wie der Sowjetunion war die militärische Nutzung in der Form der Atomwaffen und von atomgetriebenen Schiffen wichtiger. Erstes ziviles Kernkraftwerk überhaupt war 1956 Calder Hall, England. 1958 wurde in Shippingport das erste kommerzielle Kernkraftwerk der Vereinigten Staaten eingeweiht. In Deutschland setzte 1955 die Bundesregierung mit der Gründung eines Bundesminis‐ teriums für Atomfragen ein Zeichen, dass auch sie eine große Zukunft in der neuen Technologie sah. 1959 schuf das Atomgesetz, das die Förderung der Kernkraft zum Ziel hat, die Grundlage für den Bau und Betrieb von Kernkraftwerken. 1957 ging der erste Versuchsreaktor in Deutschland in Betrieb, das so genannte Atomei der Technischen Universität München. 1961 wurde mit einem weiteren bayerischen Versuchsreaktor in Kahl am Untermain erstmals Atomstrom ins öffentliche Netz eingespeist. Der kommerzielle 401 7.7 Kernspaltung und Kernfusion Leistungsbetrieb begann am 31. März 1969 mit den Stromlieferungen aus dem AKW Obrigheim. Unter dem Schock der Ölkrise erlebten die Kernkraftwerke eine Blüte: die sozial-liberale Bundesregierung hatte große Pläne - 40 neue Atommeiler sollten bis 1985 entstehen. Dass es dazu nicht kam, ist bekannt und Gegenstand eines gesonderten Kapitels (Kap. 10.1, Einfluss der Öffentlichkeit). Weltweit gibt es verschiedene Reaktorsysteme. Die meisten davon sind Leichtwasserre‐ aktoren. In den Leichtwasserreaktoren hat das Wasser zwei Aufgaben: Einerseits bremst es die bei der Kernspaltung freiwerdenden Neutronen ab und wirkt so als Moderator, der sich stark aufheizt. Andererseits dient es als Kühlmittel und transportiert die Wärme aus dem Reaktor zu den Dampfturbinen. Abb. 7-321: Funktionsschema eines Kernkraftwerks mit Druckwasserreaktor; Quelle: swissnuclear © 2018 Es gibt zwei Bauweisen von Leichtwasserreaktoren: Druckwasserreaktoren und Siedewas‐ serreaktoren. Bei den Druckwasserreaktoren wird im Reaktor das Wasser unter hohem Druck erhitzt, sodass es nicht siedet. Das erhitzte Wasser gibt in einem geschlossenen Primärkreislauf über einen als Dampferzeuger wirkenden Wärmetauscher seine Wärme an einen getrennten Wasser-Dampf-Kreislauf ab (Sekundärkreislauf). Der Primärkreislauf einschließlich des Dampferzeugers ist wie der eigentliche Reaktorkern im Reaktordruck‐ behälter, dem sog. Containment, untergebracht, s. Abb. 7-321. Bei den Siedewasserreaktoren wird der Dampf im Reaktor selbst erzeugt und in nur einem Kreislauf direkt zu den Turbinen geleitet, s. Abb. 7-322. Anders als bei den Druck‐ wasserreaktoren enthält der zu den Turbinen gelangende Dampf daher auch Spuren kurzlebiger radioaktiver Stoffe. Druck und Temperatur sind kleiner als beim DWR, auch sind die erreichbaren Wirkungsgrade etwas besser, jedoch muss man die Korrosion durch Dampfblasenbildung in Kauf nehmen. Abb. 7-322: Funktionsschema eines Siedewasserreaktors; Quelle: swissnuclear © 2018 402 7 Aktionsfelder Der Dampf wird nach dem Austritt aus der Turbine über einen weiteren Wasserkreislauf bis zur Kondensation abgekühlt. Das erfolgt nach zwei verschiedenen Verfahren, die beide in Gebrauch sind: • Direkte Kühlung mit Flusswasser, • Kühlung über einen Kühlturm. In einem Kernkraftwerk der heutigen Generation wird nur ein Drittel der durch die Kernspaltung freigesetzten Wärme in Strom umgewandelt. Ein modernes Gas-und-Dampf-Kraftwerk (GuD) hat hingegen einen Wirkungsgrad von bis zu 58 %. Der Unterschied ist physikalisch bedingt, denn der maximale Wirkungsgrad einer Wärme‐ kraftmaschine und damit auch eines Kraftwerks ist seit CARNOT bekannt: Der Unterschied in den Wirkungsgraden erklärt sich also von selbst: Kernkraftwerke wer‐ den mit einer Temperatur von rund 300 º C betrieben, ein GuD hingegen mit Temperaturen von mehr als 1200 º C. Kernkraftwerke einer zukünftigen Generation, wie beispielsweise der Ultrahochtemperaturreaktor, könnten dank ihrer hohen Prozesstemperatur auf Wirkungs‐ grade von 70 % kommen. Der Wirkungsgrad der Kernkraftwerke kann allerdings auch anders verbessert werden, indem die nach der Turbine verbleibende Abwärme genutzt wird; das kann über Wär‐ metauscher oder durch direkte Dampfentnahme geschehen. So erreicht man immerhin gegenwärtig bei Schweizer AKW einen Gesamtwirkungsgrad von 37 %, ohne an der Kraftwerksauslegung selbst große Änderungen vornehmen zu müssen. Deutschland steigt aus der Kernenergienutzung aus. Andere Länder, auch europäische Nachbarländer behalten sie bei. Ein wichtiger Grund für die Beibehaltung und auch den Neubau von AKW unter den Gesichtspunkten des Klimaschutze ist, dass sie absolut CO 2 -frei arbeiten. Organisationen wie der Weltklimarat IPCC oder die Internationale Energieagentur IEA sehen Kernenergie sogar als möglichen Bestandteil einer globalen Strategie, um die Klimaerwärmung unter ein Zwei-Grad-Ziel zu drücken. Dass AKW besonders in bestimmten bisherigen Bauarten nicht risikofrei sind, ist wiederum zuzugeben. Deutschlands nicht-nuklearen Sonderweg gehen nicht viele Länder mit. Im Gegenteil werden anderswo die AKW der nächsten Generation entwickelt. So wird, um ein Beispiel zu nennen, in Canada der „Integral Molten Salt Reactor“, kurz IMSR, geplant, der flüssiges Salz und nicht Wasser als Kühlmittel verwendet. Kernreaktoren sind eben auch wie jede Technik ein Gegenstand fortlaufender Entwick‐ lung, was auch ein Blick in die Vergangenheit zeigt. Die Ingenieure unterscheiden dabei drei Generationen: Zur Generation I gehören die ersten Forschungsreaktoren aus den 1950er und 1960er Jahre. Mit der Generation II war ab etwa Mitte der 1960er Jahre ein kommerzieller und wirtschaftlicher Betrieb möglich. Viele der heute in Betrieb befindlichen Anlagen, auch die Unfall-Kraftwerke in Tschernobyl und Fukushima, gehören zu dieser zweiten Generation von Kernreaktoren. Generation III oder III+ umfasst die meisten der heute in 403 7.7 Kernspaltung und Kernfusion 247 Deutschland ist als Mitglied der Europäischen Atomgemeinschaft indirekt vertreten. 248 OECD Nuclear Energy Agency for the Generation iV (Hg): Technology Roadmap Update, 2014, S. 7. 249 Nach Nuklearforum Schweiz (Hg), Reaktorsysteme der Zukunft, Faktenblatt No. 2019. Bau befindlichen Kernreaktoren. Generation III bedeutet verbesserte und weiterentwickelte Leichtwasserreaktoren; Generation III+ hat ein fortschrittliches Sicherheitskonzept, das die Erfahrungen aus den Stör- und Unfällen der letzten Jahrzehnte berücksichtigt und in die Nachrüstung bestehender AKW und in den Neubau einfließen lässt. Abb. 7-323: Zeitstrahl der AKW-Generationen; Quelle: OECD Nuclear Energy Agency for the Generation iV (Hg), Technology Roadmap Update, 2014, S. 7 Um eine Nachfolgegeneration zu III und III+ zu entwickeln, zu testen und für den kommer‐ ziellen Einsatz vorzubereiten, gründeten im Jahr 2001 neun Staaten und Institutionen das Generation IV International Forum (GIF), dem später vier weitere Länder und auch die Europäische Atomgemeinschaft beitraten. 247 GIF hat für dieses Vorhaben eine „Roadmap“ erstellt, die in Abb. 7-323 in einen größeren Zusammenhang gestellt ist. Nach der Vorstel‐ lung des Forums sollen die Anlagen der Generation IV vier Entwicklungsschwerpunkte haben: 248 • Sustainability, • Safety and reliability, • Economic competitiveness, • Proliferation resistance and physical protection. Das GIF hat die folgenden sechs Reaktorsysteme für die Weiterentwicklung ausgewählt: 249 • Molten Salt Reactor (MSR): Salzschmelze-Reaktor; Brennstoff und Kühlmittel bestehen aus einer Schmelze aus Uranfluorid. Ein experimenteller MSR stand in den 1960er Jahren in den USA in Betrieb. • Gas‐cooled Fast Reactor (GFR): gasgekühlter Schneller Reaktor; Weiterentwicklung aus den heutigen britischen Magnox‐ und AGR‐Reaktoren 404 7 Aktionsfelder 250 Mit über 30 Jahren Betrieb war der nach diesem Prinzip ausgelegte Prototyp Phénix, zusammen mit dem russischen BN-600, einer der erfolgreichen Brutreaktoren, die zur kommerziellen Stromerzeu‐ gung verwendet wurden. 251 S. auch „Minirektoren werden immer kleiner“, in: VDI nachrichten vom 3. April 2020. • Lead‐cooled Fast Reactor (LFR): mit Blei gekühlter Schneller Reaktor; Weiterentwicklung von bestehenden kleinen Reaktoren für Schiffsantriebe. • Sodium‐cooled Fast Reactor (SFR): mit Natrium gekühlter Schneller Reaktor; Weiterentwicklung von seit Jahrzehnten erprobten Reaktorsystemen. 250 • Supercritical Water-cooled Reactor (SCWR): Leichtwasserreaktor mit überkritischem Dampf; Weiterentwicklung der heutigen Siedewasserreaktoren. • Very High Temperature Reactor (VHTR): Weiterentwicklung der bisherigen Hoch‐ temperatur-Reaktoren wie beispielsweise des modularen Kugelhaufenreaktors. Allen diesen Reaktorsystemen ist gemeinsam, dass sie höchste Anforderungen an die Materialtechnik stellen. Oberste Priorität haben inzwischen der SFR und der VHTR. Für beide gibt es inzwischen schon historisch gewordene Beispiele aus Deutschland: den Schnellen Brüter in Kalkar, der 1991 aufgegeben, und den THTR in Hamm-Uentrop, der 1989 nach kurzer Betriebszeit stillgelegt wurde. Wenig beachtet in der Öffentlichkeit stehen kleine Reaktorsysteme (< 300 Megawatt) seit Jahrzehnten im Alltagseinsatz - meist als Schiffsantriebe im militärischen Bereich (U-Boote, Flugzeugträger). Die Erfahrungen hiermit legen eine zivile Anwendung nahe. Die derzeit entwickelten kleinen Reaktoren umfassen eine Vielzahl unterschiedlichster Systeme, die unter dem Sammelbegriff „Small Modular Reactors“ (SMR) laufen. Teilweise beruhen sie auf lange bekannten, aber noch wenig erprobten Reaktorkonzepten. Ihre Vorteile sind: • Die meisten SMR verfügen über ein hohes Maß an sogenannter passiver bzw. physikalisch inhärenter Sicherheit. • SMR benötigen wenig Wartung und können ohne Nachladung über lange Zeit und bei niedrigen Kosten Wärme und Strom liefern. • Wegen ihrer geringen Größe können SMR unterirdisch oder auch in unmittelbarer Nähe zu Verbrauchern gebaut werden und sind auch als Insellösungen fern ausge‐ bauter Infrastruktur verwendbar. • Sie erfordern einen vergleichsweise geringen Kapitaleinsatz und können nach dem Baukastensystem erweitert werden. • Möglich ist auch eine Serienfertigung der SMR, sozusagen „von der Stange“. In Argentinien, China, Großbritannien, Schweden, Estland, Kanada, Russland und den USA wird die Entwicklung von SMR vorangetrieben. Ein Beispiel ist das weltweit erste schwimmende Kernkraftwerk mit zwei Modulen für den Einsatz an der Nordküste Sibiriens. USA und Großbritannien fördern die Entwicklung von SMR als „Clean Technology“. 251 405 7.7 Kernspaltung und Kernfusion 252 EPR = European Pressurized Reactor, ursprünglich Framatom/ Siemens, beherrscht eine Kern‐ schmelze. 253 Rising, A., Weltverband für Kernenergie (WNA), im Gespräch mit VDI nachrichten, 29. November 2019. Das Zertifizierungsverfahren für Reaktoren ist extrem zeit- und kostenaufwendig. Modulare SMR bieten den Vorteil der Typenzertifizierung. Er kommt allerdings wie die verringerten Fertigungskosten erst voll zum Tragen, wenn bestimmte Stückzahlen erreicht sind. Erst danach kann beurteilt werden, wie weit das Konzept insgesamt trägt. In Europa interessieren sich besonders Estland, Polen, Rumänien und Tschechien für SMR. In China sollen SMR in Zukunft in den Städten die Kohle als Wärmelieferanten ablösen und die Smogs beseitigen. Weltweit sind derzeit rd. 450 Kernreaktoren in Betrieb. In Deutschland laufen noch sechs davon, die letzten sollen spätestens Ende 2022 abgeschaltet werden. 57 Reaktoren werden nach Stand von 2018 neu errichtet, davon knapp 40 in Asien. Dies sind noch keine SMR, aber in Indien und China liegt die Luftverschmutzung und deren Beseitigung an erster Stelle der Entscheidungsgründe. Auch in Europa befanden sich im Jahr 2018 noch vier Kernkraftwerke im Bau, zwei in der Slowakei (seit 1987) und zwei EPR-Reaktoren 252 - einer in Finnland (seit 2005) und einer in Frankreich (seit 2007). Was den jährlichen Zubau an Kernenergie betrifft, so kann man von 10 GW weltweit ausgehen. 253 In liberalisierten Strommärkten wie in Europa wird es nach den Unfällen von Tscherno‐ byl und Fukushima jedoch ohne massive politische Unterstützung auf absehbare Zeit keine neuen Kernkraftprojekte mehr geben. Neben dem Sicherheitsrisiko ist das Hauptargument, dass Kernkraftwerke nach europäischen Sicherheitsstandards mittlerweile einfach viel zu teuer geworden sind. Genau genommen ist die Kernenergie auch nicht absolut frei von CO 2 -Emissionen. Schließlich werden für die Errichtung eines Kernkraftwerks nicht unbeträchtliche Mengen CO 2 freigesetzt. Erst einmal am Netz, ist die Stromerzeugung jedoch weitestgehend CO 2 -frei. Das spricht für einen möglichst langen Weiterbetrieb der bestehenden Anlagen. Aber auch das hat seine Grenzen. Wurde früher eine Lebensdauer von 30 Jahren zugrunde gelegt, so sind es heute 40 Jahre. Die sogenannte Long-Term Operation (LTO) soll sogar Laufzeiten bis 60 oder gar 80 Jahre ermöglichen. Einer der Hauptgründe für die beschränkte Lebensdauer ist die sogenannte Neutronen-Versprödung des Druckbehälters. Das Durchschnittsalter der Mitte 2018 in Betrieb befindlichen Kernkraftwerke betrug in Deutschland 31,9 Jahre, in Frankreich 33,4 Jahre, in Belgien 38,4 und in den USA 38,2 Jahre. Die Unfall-Reaktoren in Fukushima waren beim Unfall zwischen 33,1 und 40,3 Jahre alt. Abschaltung und Rückbau nach Erreichen der Lebensdauer stehen für viele Anlagen in den nächsten 20 Jahren an. ▸ Von daher ist trotz des o. a. Zubaus das allmähliche Auslaufen der Kernenergie innerhalb der nächsten Jahrzehnte vorprogrammiert, wenn ihr nicht neue und ökonomische attraktive Ansätze wie der beschriebene SMR zur Wiederbelebung verhelfen. ▸ Dies gilt insbesondere für die westlichen Industrieländer. Der Zubau konzentriert sich auf Asien, vor allem auf China. 406 7 Aktionsfelder 254 www.kernenergie.ch, swissnuclear © 2018, Abruf 12. November 2019. 255 BMWi (Hg): Uranerzbergbausanierung/ Wismut, Monatsbericht 07-2016. 7.7.2 Uranvorräte Uran ist sehr energiedicht. Ein 1000-Megawatt-Kernkraftwerk verbraucht pro Jahr nur rund 20 t (1 m 3 ) angereichertes Uran, um rund 8,5 Mrd. kWh elektrische Energie produzieren. Um diese 20 t angereichertes Uran zu erzeugen, werden etwa 200 t Natururan (10 m 3 ) benötigt. 254 Natururan besteht zu etwa 99,27 % aus 238 U und nur zu 0,72 % aus spaltfähigem 235 U und bedarf deshalb der Konzentration in der Verarbeitung, um als Kernbrennstoff verwendet zu werden (Anreicherung). Die extreme Energiedichte fällt besonders auf, wenn man sie im Vergleich zu fossilen Energiequellen sieht, was in Abb. 7-324 dargestellt ist. Uran kommt jedoch nicht natürlich vor, sondern muss als Uranerz aus dem Gestein herausgelöst werden. Eine Tonne Gestein enthält im globalen Durchschnitt 2-4 g Uran. Damit ist Uran gleich häufig wie Zinn oder Wolfram und viel häufiger als Gold. Geeignete Fundstellen machen sich meist schon oberflächlich durch erhöhte Strahlen‐ messwerte bemerkbar, etwa im Schwarzwald, wo die oberirdische Strahlung mit 18 mSie‐ vert/ a gemessen wird, deutlich über dem Mittelwert für Deutschland von 2,1 mSievert/ a. Abbauwürdiges Uran kommt in zahlreichen Ländern vor. Gegenwärtig sind die größten Förderländer Kasachstan, Kanada und Australien, die im Jahr 2016 zusammen drei Viertel der weltweiten Produktion erbrachten. In Deutschland war es über lange Jahre die erzgebirgische Wismut, die ab 1947 zunächst als sowjetisches Unternehmen, dann ab 1954 als SowjetischDeutsche Aktiengesellschaft (SDAG) großtechnisch Uranerz förderte. Bis zur Einstellung des Uranerzbergbaus am 31. Dezember 1990 wurden in den Bergbaubetrieben der Wismut insgesamt etwa 231.000 t Uran gewonnen; damit war seinerzeit die DDR hinter der UdSSR, USA und Kanada der viertgrößte Uranproduzent der Welt. 255 Abb. 7-324: Uran im Vergleich zu fossilen Energieressourcen; Quelle: swissnuclear, www.kernergie.ch 407 7.7 Kernspaltung und Kernfusion Gefördertes Uran stand im Jahre 2017 für mehr als 90 % des Weltbedarfs von rund 60.000 t/ a. Weitere Anteile kamen aus Depots und im Gehalt auf 235 U reduziertem Material aus der Abrüstung. Niedrig angereichertes, für AKW geeignetes Uran wird kommerziell gehandelt. Abb. 7-325: Top 10-Länder der Uranreserven 2017; Quelle: Welt der Physik / CC by-nc-nd Abb. 7-326: Die weltgrößten Uranminen 2018; Quelle: Statista 2018 Anders als bei Kohle, Ö und Gas gibt es keine hinlänglich gesicherten Angaben über das Gesamtvorkommen an abbauwürdigem Uranerz und damit auch keine seriöse Reich‐ weitenprognose. Schätzungen gehen auf 60 Jahre bei einem Preis von 130 $/ kg und auf 135 Jahre bei 260 $/ kg. Angesichts der vermuteten, noch unentdeckten Reserven kann 408 7 Aktionsfelder 256 Nach eigenen Berechnungen. eine Verdopplung dieser Werte unterstellt werden. 256 Dabei sind die Ressourcen, die über Wiederaufbereitung und Schnelle Brüter zur Verfügung stehen, noch nicht berücksichtigt. Da auch noch die Urangewinnung aus dem Meerwasser eine wenn auch teure technische Option darstellt, kommt man insgesamt zum Ergebnis quasi unbeschränkter Verfügbarkeit. Abb. 7-325 zeigt eine Verteilung der nachgewiesenen Vorkommen. Die ergiebigsten Uranminen der Welt liegen aktuell in Kanada, in Namibia, in Australien und in Niger; Abb. 7-326 gibt Einzelheiten. Bei dem schon weitverbreiteten in-situ-Verfah‐ ren für uranarme Vorkommen wird nicht mehr bergmännisch gearbeitet, vielmehr werden hier die Uranverbindungen vor Ort ausgelaugt. Alle Minen stehen unter der behördlichen Aufsicht des jeweils zuständigen Staates, werden also national kontrolliert. 7.7.3 Kernfusion Nicht nur aus der Spaltung schwerer, auch aus der Fusion leichter Elemente lässt sich Energie gewinnen, wie es uns die Sonne vormacht. Abb. 7-327 macht das anhand der Massendefizite deutlich. Um solche Prozesse, z. B. die Umwandlung D + T 4He + n + 17,6 MeV (Bindungsenergie) stationär zu erreichen, benötigt man neben hohen Dichten und hoher Temperatur auch ei‐ nen möglichst langen Zeitraum, ein hohes sogenanntes Fusionsprodukt. Dies zu erreichen, mühen sich die Plasmaphysiker nunmehr schon seit Jahrzehnten. Zur Umsetzung des beschriebenen Ansatzes wurde in den 1950er Jahren das Toka‐ mak-Prinzip erdacht. Es wurde dreimal unabhängig erfunden, und zwar von den sowjeti‐ schen Physikern TAMM und SACHAROW, von dem US-Amerikaner SPITZER und von A. SCHLÜTER aus Göttingen. Ein Tokamak ist ein Torus-förmiger Fusionsreaktor, dessen Ring von Feldspulen umschlossen ist, deren Magnetfeld ein im Torus eingeschlossenes Plasma hält, in dem wiederum ein Eigenstrom zur Aufheizung und Erzeugung eines weiteren Magnetfeldes induziert wird, s. Abb. 7-328. Der Begriff selbst ist eine aus dem Russischen übenommene Abkürzung, und steht für "Toroidale Kammer in Magnetspulen“. Durch die Primärwicklungen des „Heiztrafos“ fließt ein Gleichstrom, der langsam erhöht wird. Dadurch wird im Plasma eine toroidale Randspannung induziert, die drei wichtige Funktionen hat: Erstens erzeugt sie das Plasma durch eine toroidale Gasentladung aus dem ursprünglich vorhandenen Neutralgas, zweitens treibt sie den Plasmastrom, der für das poloidale Magnetfeld benötigt wird, und drittens heizt sie das Plasma durch die mit dem Plasmastrom verbundene Leistung auf. Die Stromstärke kann nicht beliebig erhöht werden, was zu regelmäßigen Abschaltungen führt: Ein Tokamak arbeitet nicht kontinuierlich. Dieses sogenannte Tokamak-Prinzip ist bis heute weltweit der Schwerpunkt der weiteren Entwicklung geblieben, die im europäischen ITER und im chinesischen EAST (Experimen‐ tal Advanced Superconducting Tokamak) kulminiert, s. auch Abb. 7-329. 409 7.7 Kernspaltung und Kernfusion Abb. 7-327; Die freigesetzten Bindungsenergien (Massendefizite) in Abhängigkeit von der Odnungs‐ zahl; Quelle: Universität Tübingen Abb. 7-328: Das Tokamak-Prinzip: Quelle: 1998 Spektrum Akademischer Verlag, Heidelberg 410 7 Aktionsfelder 257 Z. FAZ vom 28. Juli 2020: Die neue Sonne nimmt Gestalt an. Abb. 7-329: Weltweite Bemühungen um die Fusion; Quelle: © IPP / SuW-Grafik (Ausschnitt) ITER ist ein Forschungsprojekt, bestenfalls ein Demonstrator, der 2025 fertiggestellt sein soll, um kurz darauf in betriebliche Tests zu gehen. Die eigentliche Betriebsaufnahme kann aktuell erst für das Jahr 2035 erwartet werden. 257 Zudem wird er wegen des auf Induktion angewiesenen Plasmastroms nur im Pulsbetrieb arbeiten können, wenn auch mit vergleichsweise langen Pulsen von bis etwa 400 s Dauer. Das kann nicht die Basis einer im Dauerbetrieb arbeitenden Energiequelle sein. Abb. 7-330 macht mit den im Vordergrund dargestellten Personen die Größe des Vorhabens deutlich. Abb. 7-330: Fusionsreaktor ITER im Querschnitt, Planskizze; ITER Organization 411 7.7 Kernspaltung und Kernfusion 258 IPP, Medienmitteilung, 16. März 2020. Wegen der eingeschränkten Betriebsfähigkeit von ITER werden: • einerseits alternative Möglichkeiten zum Antrieb des Plasmastroms in Tokamaks entwickelt, wie z. B. im ASDEX Upgrade des MPP in Garching, • andererseits auch weiterhin Stellaratoren als Alternative verfolgt. Experimente am ASDEX Upgrade und anderen Forschungsreaktoren deuten darauf hin, dass künftig Tokamak-Reaktoren im Dauerbetrieb arbeiten könnten. Auch das speziell in Deutschland konkurrierend verfolgte Bausprinzip des Stellerators kann auf Erfolge verweisen: “Der (in Greifswald entstehende, Verf.) Wendelstein 7-X ist die weltweit größte Fusionsanlage vom Typ Stellarator. Obwohl er keine Energie erzeugen wird, soll die Anlage beweisen, dass Stellaratoren kraftwerkstauglich sind. Mit Wendelstein 7-X soll die Qualität des Plasmaeinschlusses in einem Stellarator erstmals das Niveau der konkurrierenden Anlagen vom Typ Tokamak erreichen.” 258 Das Stelleratorprinzip, das auf stationären Einschluss und Betrieb ausgerichtet ist, zeigt die interpretationsbedürftige Grafik der Abb. 7-331. Sie zeigt das In einem Stellarator verwendete Spulensystem, das den magnetischen Käfig bildet und anders als beim Tokamak ohne einen Längsstrom im Plasma und damit ohne Transformator auskommt. Mit dem Verzicht auf den ringförmigen Plasmastrom wird allerdings auch die bei den Tokamaks vorhandene Axialsymmetrie aufgegeben. Da die schraubenförmige Verdrillung der Feldlinien ausschließlich durch äußere Spulen erreicht wird, müssen diese Spulen entsprechend „verwunden“ sein: Magnetspulen und Plasma besitzen eine kompliziertere Form. Die Plasmaheizung erfolgt extern über eine Elektronen-Zyklotron-Resonanzheizung (ECRH) - also mit Mikrowelleneinstrahlung. Damit sind Stellaratoren für Dauerbetrieb geeignet, während Tokamaks ohne Zusatzmaßnahmen pulsweise arbeiten. Abb. 7-331: Spulensystem des ersten optimierten Stellarators: Wendelstein 7-AS (1988 - 2002); Quelle: IPP 412 7 Aktionsfelder 259 Zitat H. Zohm; 4. Oktober 2018, in: Z. Spektrum. Professor Hartmut Zohm arbeitet am Max-Planck-Institut für Plasmaphysik (MPP) und leitet dort die Abteilung „Tokamak-Szenario-Ent‐ wicklung“. 260 BMBF (Hg): Forschung: Kohlendioxid als Rohstoff. ▸ Zusammenfassend ist festzustellen, dass die Kernfusion das Feld der experimentellen Forschung bisher noch nicht verlassen hat und vorerst keine brauchbare Energie‐ quelle liefern kann: „Am Netz sehe ich vor dem Jahr 2050 niemanden, und dann auch erst einmal nur die Chinesen." 259 ▸ Das bedeutet, dass Fusionsenergie ggf. zu spät kommt, um noch einen quantitativen Beitrag zur Energiewende zu leisten. 7.8 CO 2 -Verwendung und -Entsorgung CO 2 ist nun einmal in nicht mehr tolerierbaren Mengen Bestandteil unserer Atmosphäre geworden, und die Emissionen dauern an. Die Frage stellt sich: Kann man entstehendes CO 2 vielleicht (durch chemische Bindung) nutzen und es auf andere Weise am Übergang in die Atmosphäre hindern? Kann man atmosphärisches CO 2 ggf. auch entfernen? Das sind die drei hier zu diskutierenden Fragestellungen. 7.8.1 CO 2 als Rohstoff Kohlendioxid ist in großen Mengen überall vorhanden und kann durch innovative Technik als Rohstoff nutzbar gemacht werden. Durch den Einbau von CO 2 in Produkte werden im Idealfall doppelt Treibhausgasemissionen eingespart. Zum einen wird atmosphärisches CO 2 direkt als Baustein verwendet und damit der Atmosphäre entzogen. Zusätzlich wird der Einsatz von fossilem Rohstoff verringert, wodurch die mit Förderung und Verarbeitung verbundenen Emissionen eingespart werden. Besonders hoch sind die Treibhausgaseinsparungen bei Materialien, die CO 2 langfristig binden und die in großen Mengen gebraucht werden. Hierzu zählen zum Beispiel Bauma‐ terialien wie Zementzuschlagsstoffe, welche durch die sogenannte Mineralisierung aus CO 2 erzeugt werden können. Das eingesetzte CO 2 wird dabei in natürlichen Mineralien aber auch in Abfallprodukten, z. B. Stahlwerksschlacken, im Prinzip versteinert. Bei diesem Prozess wird sogar Energie frei, so dass auf den Einsatz von erneuerbarem Strom verzichtet werden kann. Die Zementindustrie hat sich selbst verpflichtet, bis 2050 85 % ihrer Emis‐ sionen zu neutralisieren. Mittels Mineralisierung kann der CO 2 -Fußabdruck der Zement- und Kalkindustrie erheblich gesenkt werden. Gleichzeitig können marktfähige Produkte entstehen. 260 Über 20 Mio. t Kohlenstoff wandelt die chemische Industrie in Deutschland jährlich in Produkte wie Outdoorbekleidung, Zahnbürsten oder Autoreifen um. Knapp 90 % davon stammen aus fossilen Quellen wie Erdöl, Kohle oder Erdgas, bei deren Förderung und Verarbeitung erhebliche Treibhausgasemissionen entstehen. Covestro z. B. hat mit der RWTH Aachen University und dem dort ansässigen CAT Catalytic Center einen innovativen Katalysator entwickelt, der es gestattet, Kohlendioxid sinnvoll zur Plastik- und 413 7.8 CO 2 -Verwendung und -Entsorgung 261 The Linde Group (Hg): CO 2 für Gewächshäuser, Linde 2020. Kunststoffproduktion einzusetzen. Mit einem patentierten Verfahren wird sogenanntes Polyol hergestellt, ein zentrales Vorprodukt für Polyurethan-Kunststoffe, wie z. B. Schäume oder Bindemittel, s. Abb. 7-332. Es kann auch im Anschluss an die Elektrolyse mit grünem Strom zur Erzeugung synthetischer Kraftstoffe dienen (Power-to-Fuel). Schließlich ist Kohlendioxid auch die Grundlage pflanzlichen Lebens, das das Gas für die Photosynthese benötigen. Statt die vielen Gewächshäuser des Landes mit CO 2 aus Gashei‐ zungen zu „belüften“, um das Wachstum von Tomaten, Gurken und Salaten zu fördern, hat die Linde Group mit einem niederländischen Bauunternehmen das Unternehmen OCAP gegründet, das Gewächshäuser zwischen Rotterdam und Amsterdam mit Kohlendioxid versorgt, das eine Shell-Raffinerie bei Rotterdam zuvor in die Atmosphäre geleitet hatte. Auch dies ist ein Beitrag zum Schutz der Atmosphäre. 261 Abb. 7-332: “CO 2 als Allrounder” bei Covestro; Quelle: www.covestro.com Gasförmige Rohstoffe wie Kohlendioxid lassen sich auch dank maßgeschneiderter Mikro‐ organismen sinnvoll nutzen: Modifizierte Algenzellen wandeln das CO 2 , das beispielsweise aus Industrieabgasen stammt, in „grünes“ Rohöl um. Andere Algenstämme erzeugen daraus Bioethanol. Großflächige Algenfarmen könnten diese wichtigen Industrierohstoffe in großen Mengen herstellen. Bioethanol lässt sich beispielsweise in Fahrzeugen als Kraftstoff einsetzen Dem Klimaschutz hilft es, Produkte nachhaltig herstellen zu können - ohne fossilen Kohlenstoff. Die Erforschung und Nutzung alternativer Kohlenstoffquellen, eben auch 414 7 Aktionsfelder 262 Mercator Research Institute on Global Commons and Climate Change des atmosphärischen CO 2 , bildet daher einen Schwerpunkt der Fördermaßnahmen des Bundesforschungsministeriums. Der Gebrauch von CO 2 ist nicht auf Einzelbeispiele wie die o. a. beschränkt. Das Thema hat schon längst die Fachöffentlichkeit erreicht: Im November 2019 fand in Berlin der dritte Rohstoffgipfel unter dem Thema: „Kohlenstoff in den Kreisverkehr“ statt, und die zitierte Covestro tritt als Sponsor des neuen Innovationspreises „Best CO₂ Utilisation 2019“ auf, den das renommierte nova-Institut vergibt. ▸ CO 2 als Rohstoff ist noch Gegenstand von R&D (und guten Absichten). 7.8.2 CO 2 -Speicherung CO 2 zu speichern, statt in die Atmosphäre zu entlassen oder ihr gar zu entziehen: Dieser Gedanke ist nicht neu. Bereits im Jahr 2005 gab der IPCC einen Sonderbericht heraus, der Abscheidung und Speicherung von CO 2 zum Gegenstand hatte. Generell sieht der IPCC „negative Emissionen“ - also das Entziehen von CO 2 aus der Atmosphäre - sogar als notwendig an, um die Klimaziele zu erreichen. „Je länger die Welt mit ambitionierten Maßnahmen zum Klimaschutz wartet, desto ent‐ scheidender wird die Bedeutung von CO 2 -Entnahme-Technologien für das 1,5-Grad-Ziel“ (MCC 262 ). Aus gleicher Quelle wird allerdings auch relativiert: Ja, CO 2 -Speicherung muss sein, aber so wenig wie möglich. MCC warnt: Die negativen Emissionen seien keine Wunderwaffe im Kampf gegen die globale Erhitzung und sollten nur mit Vorsicht in eine Gesamtstrategie im Kampf gegen die Klimakrise eingebunden werden. Bei CCS = Carbon Dioxide Capture and Storage geht es zunächst um Kohlekraftwerke und deren CO 2 -Emissionsreduzierung. Im Wesentlichen stehen 3 Möglichkeiten zur Wahl, die z. T. an spezielle Kraftwerkstypen gebunden sind: • Nachgeschaltete Abscheidung im Abgas bei konventionellen Kraftwerken (Post-Combustion-Capture), s. Abb. 7-333 • Abscheidung in Kombikraftwerken mit integrierter Kohlevergasung (Pre-Combus‐ tion-Capture) • Abscheidung in Kraftwerken mit Sauerstoff-Betrieb (Oxyfuel-Verfahren) Für jede der drei Auslegungsversionen gibt es Versuchsanlagen oder Prototypen. Sie haben insgesamt den Nachteil höherer Stromproduktionskosten aufgezeigt, die sich nur bei höheren CO 2 -Preisen durchsetzen lassen. Die in den Kosten schon ungünstige Wettbe‐ werbssituation der konventionellen Kraftwerke gegenüber der regenerativen Erzeugung würde noch weiter verschlechtert. 415 7.8 CO 2 -Verwendung und -Entsorgung Abb. 7-333: Bei der CO 2 -Wäsche übernimmt der Sprühwäscher die Aufgabe des Absorbers; Quelle: IFK der Universität Stuttgart Hinzu kommt das Problem der langfristigen Speicherung des sequestrierten CO 2 . Es könnte insbesondere in salzwasserführende unterirdische Schichten oder ausgediente Erdöl- und Erdgaslagerstätten eingebracht (sprich eingepresst) werden, s. Abb. 7-334. Diese Kapazitäten würden nach einer Mitteilung der Bundesanstalt für Geowissenschaf‐ ten und Rohstoffe genügen, um die Emissionen aller deutschen Kraftwerke für etwa 30- 60 Jahre zu lagern. Eine derartige Lagerung ist sogar gesetzlich verankert: In Deutschland ist der Einsatz von CCS seit dem 24. August 2012 durch das Gesetz zur Demonstration der dauerhaften Speicherung von Kohlendioxid (Kohlendioxid-Speicherungsgesetz - KSpG) geregelt. Ein CO 2 -Testspeicher bei Ketzin an der Havel ist nach Bergrecht genehmigt. Dennoch bleiben auch hier viele Fragen offen - etwa zur möglich unkontrollierten Freisetzung. Auch haben sich inzwischen Bürgerinitiativen gebildet, die gegen solche Speicher in ihrer Nähe ankämpfen. Ob eine sichere CO 2 -Endlagerung langfristig garantiert werden kann, ist in der Tat ungeklärt. Auch kommt es laut einer Studie der Stanford University bei der Verpressung von CO 2 möglicherweise zu schwachen Erdbeben, bei denen die unterirdischen Speicher undicht werden können. Die Bedenken in Deutschland werden damit verständlich. International sieht das anders aus. In Norwegen z. B. dagegen ist das Verfahren bereits seit 1996 im Einsatz. In der CCS-Anlage auf der Insel Melkøya vor Hammerfest werden pro Jahr 700.000 Tonnen CO 2 aus dem Snøhvit-Gasfeld abgeschieden und 2600 Meter tief unter dem Meeresgrund in einer Sandsteinformation gespeichert. Im Sleipner-Feld sind nach Angaben des Betreibers seit 1996 schon mehr als 20 Mio. t CO 2 in den Untergrund gepresst worden. 416 7 Aktionsfelder 263 Ørsted Windkraft, 7. Oktober 2020; Ørsted ist ein grünes Energieunternehmen und Pionier sowie Marktführer im Bereich Offshore-Windenergie. 264 Kemfert, Cl., Teichmann; I.: Biokohle in der Landwirtschaft als Klimaretter? DIW Berlin 2014. Abb. 7-334: Unterirdische Speicherung von Kohlendioxid; Quelle: Helmholtz-Zentrum Potsdam Norwegens Pläne gehen allerdings darüber hinaus. Die dortige Ölförderung hat sich seit ihrem Höhepunkt 2001 bereits halbiert und das Land sucht nach neuen Geschäftsfeldern. Die Auftragsspeicherung von Treibhausgasen gehört mit zu den diskutierten Modellen. Die Infrastruktur ist mit den Pipelines, durch die heute norwegisches Erdgas nach Deutschland und in andere europäische Länder fließt, bereits vorhanden. Über sie könnte in einigen Jahren CO 2 aus deutschen Zement- und Stahlwerken, aus Müllkraftwerken und anderen Industrieanlagen zurück nach Norwegen transportiert werden. 263 Eine reale Möglichkeit, CO 2 direkt aus der Atmosphäre zu ziehen, ist die CCS-Technik in Verbindung mit Biomasse. Pflanzen nutzen beim Wachstum CO 2 , Bäume binden den Kohlenstoff im Holz. Solange das Holz nicht verbrannt, sondern als Baustoff verwendet wird, ist das eine akzeptable Lösung. Auch mit Wiederaufforstung und Humusbildung lässt sich CO 2 aus der Atmosphäre ebenfalls entziehen. Böden werden durch die Humusbildung fruchtbarer und binden langfristig CO 2 . Das gilt ebenfalls als brauchbare Lösung, die jedoch nur sehr langsam und über große Zeiträume wirkt. Eine insgesamt bessere Variante ist die sogenannte hydrothermale Karbonisierung (HTC), bei der aus Pflanzenresten und Bioabfällen unter Druck Biokohle hergestellt wird, die anschließend in die Böden eingearbeitet werden kann. Erste Pilotanlagen existieren bereits. Das Deutsche Institut für Wirtschaftsforschung (DIW) sieht nach einer aktuellen Studie in der Biokohle ein gutes Potential als Klimaretter, aber auch: „Für eine weitreichende Anwendung in der Landwirtschaft ist sie noch nicht wirtschaftlich.“ 264 Techniken, die Kohlendioxid direkt aus der Umgebungsluft absaugen - sogenannte Direct-Air-Capture-Techniken - gibt es. Der Anteil von Kohlendioxid in der Luft ist zwar mit Abstand geringer als im Abgas eines Kohlekraftwerks. Der Nachteil ist aber: Die 417 7.8 CO 2 -Verwendung und -Entsorgung klimaschädlichen Emissionen aus dem Straßenverkehr etwa lassen sich nicht so einfach an einem Schornstein filtern ‒ sie sind gut und breit verteilt. Der weltweit erste kommerzielle Kohlendioxid-Sauger steht in der Schweiz. Seit Ende 2017 saugt eine Anlage dort Kohlendioxid mit Filtern aus der Umgebungsluft. Sie besteht aus großen Ventilatoren, die die Umgebungsluft ansaugen und durch Filter leiten, s. Abb. 7-335. Darin binden Zellulose und Stickstoffverbindungen das Kohlendioxid. Die Filter werden anschließend auf 100 º C erhitzt - im Vakuum trennt sich dann sehr reines CO 2 ab. Das herausgefilterte heiße CO 2 wird in einem Gewächshaus genutzt, um das Wachstum der Pflanzen zu steigern und ersetzt das dort zu Heizzwecken eingesetzte Propan. Das Verfahren ist allerdings teuer: Nach Angaben des Herstellers Climeworks kostet die CO 2 -Filterung aus der Luft heute rund 550 Euro pro Tonne CO 2 . Insgesamt ist dies ein Einzelfall, der sich nur unter den besonderen Bedingungen vor Ort rechtfertigt: Um die Filter zu erhitzen, wird die Abwärme einer nahe gelegenen Müllverbrennungsanlage genutzt. Abb. 7-335: Luftfilterung zur CO 2 -Sequestrierung in Hinwil, Schweiz; Quelle: Climeworks, Werk‐ photo Zusammenfassend ist festzustellen, dass es zwar Möglichkeiten gibt, CO 2 in Kraftwerks- und Produktionsprozessen zu sequestrieren und zu speichern; auch sind Techniken zur direkten Aufnahme des Gases aus der Atmosphäre zumindest grundsätzlich verfügbar. Jedoch sind solche Maßnahmen kaum im notwendigen Maße flächendeckend vorstellbar, weil die Geschäftsmodelle (noch) nicht funktionieren. ▸ Biokohle aus Biomasse erscheint als der einzig breit gangbare Weg, CO 2 aus unserer Umgebung sicher und mit vertretbarem Aufwand zu entfernen. ▸ Die Entwicklung größerer Endlager z. B. nach dem norwegischen CCS-Modell bleibt abzuwarten. 418 7 Aktionsfelder 8 Die Politik der (deutschen) Energiewende Die spezifisch deutsche Form der Energiewende („The German Energiewende”) geht auf das Jahr 2000 zurück, in dem der sogenannte Atomkonsens geschlossen wurde. In der Vereinbarung zwischen der Bundesregierung und den Energieversorgungsunternehmen vom 14. Juni 2000 heißt es einleitend: „Der Streit um die Verantwortbarkeit der Kernenergie hat in unserem Land über Jahrzehnte hinweg zu heftigen Diskussionen und Auseinandersetzungen in der Gesellschaft geführt. Unbeschadet der nach wie vor unterschiedlichen Haltungen zur Nutzung der Kernenergie respektieren die EVU die Entscheidung der Bundesregierung, die Stromerzeu‐ gung aus Kernenergie geordnet beenden zu wollen. Vor diesem Hintergrund verständigen sich Bundesregierung und Versorgungsunter‐ nehmen darauf, die künftige Nutzung der vorhandenen Kernkraftwerke zu befristen. Andererseits soll unter Beibehaltung eines hohen Sicherheitsniveaus und unter Einhaltung der atomrechtlichen Anforderungen für die verbleibende Nutzungsdauer der ungestörte Betrieb der Kernkraftwerke wie auch deren Entsorgung gewährleistet werden.” Im Einzelnen wurde für die 19 Reaktoren, die seinerzeit am Netz waren, jeweils eine „Regellaufzeit” von 32 Jahren vereinbart. Für das 1968 in Betrieb gegangene älteste Kraftwerk Obrigheim galt eine Sonderfrist von zusätzlich zwei Jahren bis Ende 2002. Das jüngste Kraftwerk, Neckarwestheim II, durfte mindestens bis 2021 laufen. Ausschlaggebend für das tatsächliche Abschalten war aber die noch zu produzierende Strommenge. Für alle laufenden Reaktoren zusammen wurden 2500 Terawattstunden festgelegt; der Energiever‐ sorger RWE erhielt für sein stillgelegtes, genauer: nicht in Betrieb gegangenes Kraftwerk Mülheim-Kärlich in einer Sonderregelung zusätzlich 107,25 Terawattstunden. Die Mengen durften frei von älteren auf jüngere Meiler übertragen werden. Deren Produktionszeit konnte sich damit bis etwa 2020 verlängern. Mit dem Regierungswechsel zu Schwarz-Gelb ergab sich eine leicht veränderte Situation: Der Bundestag beschloss am 28. Oktober 2010 eine Laufzeitverlängerung in der Form, dass die vor 1980 in Betrieb gegangenen sieben Anlagen Strommengen für zusätzliche acht Betriebsjahre und die übrigen zehn Kernreaktoren Strommengen für zusätzliche 14 Jahre erhielten. Die Reaktorkatastrophe von Fukushima im März 2011 schuf dann eine grundsätzlich neue Lage. Die Bundesregierung verkündete zunächst ein Moratorium der Laufzeitverlän‐ gerung, und anschließend beschloss der Bundestag am 30. Juni 2011 im Dreizehnten Gesetz zur Änderung des Atomgesetzes (AtG), die Laufzeitverlängerungen gesetzlich wieder zurückzunehmen. Das Gesetz regelte die Restlaufzeiten aller deutschen KKW neu und gab deren zeitliche, stufenweise Abschaltung vor. Danach muss das letzte deutsche KKW im Jahre 2022 vom Netz genommen und abgeschaltet werden. In ihrer Regierungserklärung vom 9. Juni 2011 bestätigte die Bundeskanzlerin den Fortbestand des Energiekonzepts, das im Herbst 2010 beschlossen wurde: „Dieses Konzept bleibt gültig, genauso wie die Umsetzung dieses Konzepts.“ Seine Essentials und damit der Gegenstand der deutschen Energiewende waren: ▸ Ausstieg aus der Kernenergie bis Ende 2022. ▸ Steigerung des Anteils erneuerbarer Energien am Bruttoendenergieverbrauch bis zum Jahr 2020 auf 18 %, bis 2030 auf 30 %, bis 2040 auf 45 % und bis 2050 auf 60 %. ▸ Steigerung des Anteils erneuerbarer Energien am Bruttostromverbrauch auf 35 % bis 2020, auf 50 % bis 2030, auf 65 % bis 2040 und auf 80 % bis 2050, in der Konsequenz: ▸ Beschleunigter Ausbau der Stromnetze. ▸ Reduktion der Treibhausgasemissionen bis 2020 um 40 %, bis 2030 um 55 %, bis 2040 um 70 % und bis 2050 um 80 bis 95 %. ▸ Reduktion des Primärenergieverbrauchs bis 2020 um 20 % und bis 2050 um 50 %. ▸ Steigerung der Energieproduktivität auf 2,1 % pro Jahr in Bezug auf den Endener‐ gieverbrauch. ▸ Reduktion des Stromverbrauchs bis 2020 um 10 % und bis 2050 um 25 % (gegenüber 2008). ▸ Gebäude: Reduktion des Wärmebedarfs bis 2020 um 20 % und Reduktion des Primär‐ energiebedarfs um 80 % bis 2050 (gegenüber dem Basisjahr 1990). Die Sanierungsrate für Gebäude soll auf 2 % verdoppelt werden. Reduziert man die Ziele, die ja Übergänge beschreiben, auf den Zustand im Jahr 2050, so bedeutete das: ▸ 2050 muss Deutschland ohne Steinkohle, Braunkohle, Heizöl und nicht-regenerative Treibstoffe auskommen. ▸ Die konventionellen Kraftwerke sind 2050 verschwunden, bis auf einige Gaskraft‐ werke. ▸ Der Verkehr ist vollständig auf Elektroantriebe oder regenerative Kraftstoffe umge‐ stellt. ▸ Die Gebäude sind auf minimalen Energieverbrauch umgerüstet. Für die häusliche Versorgung stehen nur Strom und Erdgas zur Verfügung. Das Jahr 2019 stand vor dem Hintergrund der Klimakonferenz in Madrid (COP 25, zugleich CMP 15, CMA 2) und angesichts der zahlreichen öffentlichen Aktionen (u. a. Hambacher Forst, Fridays for Future) in Deutschland im Zeichen verstärkter Bemühungen um den Klimaschutz, s. auch Kap. 5.2, Pariser Abkommen und Kap.10.1, Einfluss der Öffentlichkeit. Mit hinein spielte auch das Bekenntnis der Bundesregierung, dass die für 2020 zugesagte Reduktion der Treibhausgasemissionen um 40 % nicht erreicht werden würde (was sich inzwischen erledigt hat). Nach intensiven Beratungen hat die Bundesregierung ein „Klima‐ schutzprogramm 2030” verabschiedet, zu dem auch das Bundes-Klimaschutzgesetz gehört, das am 12. Dezember 2019 verkündet wurde. Das Gesetz selbst konzentriert sich auf zulässige Jahres-Emissionsmengen der Jahre 2020‒2030, beschrieben in Anlage 2, die im Zusammenhang mit dem nationalen Emissionshandelssystem bereits zitiert wurde (s. Abb. 7-11 in Kap. 7.2.4) und die Einführung eines ständigen und unabhängigen Expertenrates für Klimafragen. Das Maßnahmenpaket des Klimaschutzprogramms 2030 umfasst im Einzelnen: ▸ CO 2 -Bepreisung: 420 8 Die Politik der (deutschen) Energiewende Herzstück ist die neue nationale CO 2 -Bepreisung Verkehr und Wärme ab 2021, entsprechend dem EU-weit eingeführten Zertifikatehandel für die Energiewirtschaft und die energieintensive Industrie. Das nationale Emissionshandelssystem (nEHS) startet 2021 mit einem Festpreissystem. Der Erwerb der Zertifikate und damit die Aufbringung der Kosten liegt bei den In-Verkehr-Bringern, also beim Brenn- und Kraftstoffhandel. Zu den Einzelheiten vgl. Kap. 7.2.4, Das nationale Emissionshan‐ delssystem (nEHS). Die Bundesregierung wird die Einnahmen aus der CO 2 -Bepreisung in Klimaschutz‐ maßnahmen reinvestieren oder an die Bürger in Form von Entlastungen zurückgeben. Die Bundesregierung senkt so mittelfristig die Stromkosten, indem die EEG-Umlage sowie ggf. andere staatlich induzierte Preisbestandteile (Netzentgelte, Umlagen und Abgaben) schrittweise aus den Bepreisungseinnahmen bezahlt werden. ▸ Bauen und Wohnen: 14 % der gesamten CO 2 -Emissionen in Deutschland (120 Mio. t) kommen aus dem Gebäudesektor. Im Jahr 2030 dürfen es in diesem Bereich nur noch 72 Mio. t CO 2 pro Jahr sein. Das soll mit einem Mix aus verstärkter Förderung, CO 2 -Bepreisung sowie durch ordnungsrechtliche Maßnahmen erreicht werden. Energetische Sanie‐ rungsmaßnahmen wie der Heizungstausch, der Einbau neuer Fenster, die Dämmung von Dächern und Außenwänden sollen ab 2020 steuerlich gefördert werden. Die Fördersätze der bestehenden Kf W-Förderprogramme werden um 10 % erhöht. Um die Austauschrate von Ölheizungen zu erhöhen, wird es eine „Austauschprämie” mit einer Förderung von 40 % geben. Ab 2026 soll in Gebäuden, in denen eine alternative Wärmeerzeugung möglich ist, der Einbau von Ölheizungen nicht mehr erlaubt sein, s. auch Kap. 7.3.3, Eingriffe in das Gebäudewesen. ▸ Verkehr: Im Vergleich zu 1990 müssen sich die Emissionen im Verkehr bis 2030 um 40 bis 42 % verringern. Mit einem Paket aus Förderung der Elektromobilität, Stärkung der Bahn und CO 2 -Bepreisung soll das erreicht werden. Hierzu gehört der Ausbau und die Förderung der öffentlichen und der privaten Ladesäuleninfrastruktur für die Elektromobilität sowie die Verlängerung und Anhebung der Kaufprämie für Pkw mit Elektro-, Hybrid- und Brennstoffzellenantrieb. Vermieter werden verpflichtet, die Installation von Ladeinfrastruktur zu dulden. Bis 2030 sollen 7 bis 10 Mio. Elektrofahrzeuge in Deutschland zugelassen sein. Bei der Erstzulassung und der Umrüstung sind Elektrofahrzeuge bis zum 31. Dezember 2025 von der Kfz-Steuer befreit. Die Kfz-Steuer für Neuzulassungen ab dem 1. Januar 2021 wird als Be‐ messungsgrundlage die CO 2 -Emissionen pro km einbeziehen und oberhalb von 95 g CO 2 / km schrittweise erhöht werden. Die Bundesregierung fördert die Batteriezellfertigung mit rund einer Mrd. Euro. Das soll zu mehreren Standorten in Deutschland führen. Das Dachkonzept „Forschungs‐ fabrik Batterie” unterstützt den Kompetenz- und Technologieausbau entlang der gesamten Wertschöpfungskette Batterie. Die Bundesmittel für den Öffentlichen Nahverkehr werden auf eine Mrd. Euro jährlich ab 2021 erhöht. Bis 2030 investieren der Bund und die Deutsche Bahn 86 Mrd. Euro in das Schienennetz. Die Bahn wird von 2020 bis 2030 jährlich eine Mrd. 421 8 Die Politik der (deutschen) Energiewende Euro für Modernisierung, Ausbau und Elektrifizierung des Schienennetzes erhalten. Die Mehrwertsteuer auf Bahnfahrkarten im Fernverkehr wird auf den ermäßigten Mehrwertsteuersatz von 7 % gesenkt. Im Flugverkehr erhöht die Bundesregierung die Luftverkehrsabgabe im Jahr 2020. Berufspendler erhalten ab 2021 eine höhere Pauschale, abhängig von der Entfer‐ nung, die sie zur Arbeit zurücklegen. ▸ Landwirtschaft: Bestehende Instrumente senken die Emissionen für das Jahr 2030 auf rund 67 Mio. t CO 2 pro Jahr, was nicht voll ausreicht. Vorgesehen sind ▸ weniger Stickstoffüberschüsse, ▸ mehr Ökolandbau, ▸ weniger Emissionen in der Tierhaltung, ▸ Erhalt und nachhaltige Bewirtschaftung der Wälder und Holzverwendung, ▸ weniger Lebensmittelabfälle. ▸ Industrie: Fördermaßnahmen für Energie- und Ressourceneffizienz und den erneuerbaren Energien-Ausbau sollen weitere CO 2 -Einsparungen erreichen. Das Programm „En‐ ergieeffizienz und Prozesswärme” bündelt fünf bestehende Förderprogramme und entwickelt sie weiter. So können Unternehmen Aufwand einsparen und vom „One-Stop-Shop” profitieren. Das Programm fördert vor allem Investitionen für energiesparsame Produktion und unterstützt insbesondere die Entwicklung von klimafreundlichen Produktionsprozessen in der emissionsintensiven Industrie (zum Beispiel Stahl, Aluminium). ▸ Energiewirtschaft: Nach den Empfehlungen der Kommission „Wachstum, Strukturwandel, Beschäfti‐ gung” sollen Steinwie Braunkohlekraftwerke bis 2030 nur noch 17 GW Strom produzieren. Bis spätestens 2038 soll es keinen Strom aus Kohle mehr geben. Die Bundesregierung hat das Strukturstärkungsgesetz für die Kohleregionen vorgelegt. Das Sofortprogramm für die Braunkohleregionen ist ein erster Schritt, um den Strukturwandel aktiv zu gestalten. Der weitere netzsynchrone und marktorientierte Ausbau der Erneuerbaren Energien ist ein zentraler Baustein zur Erreichung der Klimaziele. Die Bundesregierung hat das Ziel, im Jahr 2030 einen Anteil erneuerbarer Energien am Stromverbrauch von 65 % zu erreichen. Neue Abstandsregelungen sollen die Akzeptanz für die Windkraft ebenso erhöhen wie neue finanzielle Vorteile für Kommunen, in denen Windräder gebaut werden. Das Ziel für den Ausbau der Windenergie auf See wird auf 20 GW im Jahr 2030 angehoben. Der derzeit noch bestehende Deckel von 52 GW für die Förderung des Ausbaus von Photovoltaik-Anlagen wird aufgehoben. ▸ Forschung und Entwicklung: Die wachsende Rolle des Wasserstoffs wird anerkannt. Die Bundesregierung wird bis Ende des Jahres eine Wasserstoffstrategie vorlegen. Sie wird Batteriezellforschung in Deutschland stärken. 422 8 Die Politik der (deutschen) Energiewende 1 Korrekt: Kommission für Wachstum, Strukturwandel und Beschäftigung. 2 Rückgang und Ausstieg aus der Kohleverstromung. Die Bundesregierung wird die Forschung und Entwicklung zur CO 2 -Speicherung und -Nutzung fördern. Die Bundesregierung wird darüber einen Dialog mit allen Interessensgruppen starten. Die geplanten Maßnahmen werden in den Wirtschaftsplan 2020 des Energie- und Kli‐ mafonds aufgenommen. Er bleibt damit das zentrale Finanzierungsinstrument für die Energiewende und den Klimaschutz in Deutschland. Zusammen mit Mitteln außerhalb des Fonds stellt die Bundesregierung bis 2030 für Energiewende und Klimaschutz einen dreistelligen Milliardenbetrag zur Verfügung. Der 2019/ 2020 beschlossene und schon in Kap. 7.3.5, Regelungen Energiewirtschaft, an‐ gesprochene „Kohleausstieg“ war eine der Voraussetzungen für das Klimaschutzprogramm 2030. Er geht auf die Vorarbeiten und Empfehlungen der sogenannten „Kohlekommis‐ sion” 1 zurück, die seit Juni 2018 tagte und ihren Bericht im Januar 2019 vorlegte. Auf der Basis dieser Empfehlungen kam noch im gleichen Monat die „Bund-/ Länder-Einigung zum Kohleausstieg” zustande, an der die betroffenen Bundesländer NRW, Brandenburg, Sachsen und Sachsen-Anhalt mitwirkten. Erst am 05. März 2020 hat der Deutsche Bundestag dann in erster Lesung das zugehörige Gesetz, das sogenannte Kohleausstiegsgesetz beraten und am 3 Juli 2020 verabschiedet, mit den wesentlichen Elementen (Auswahl): ▸ Ermittlung des Ausgangsniveaus durch die Bundesnetzagentur ▸ Beschleunigtes Verfahren zur Erfassung der Steinkohleanlagen ▸ Verbindliche Stilllegungsanzeige und verbindliche Kohleverfeuerungsverbotsan‐ zeige ▸ Gesetzliche Reduzierung der Steinkohleverstromung; Anordnungstermine; Mengen ▸ Reduzierung und Beendigung der Braunkohleverstromung ▸ Stilllegung von Braunkohleanlagen ▸ Überprüfung vorzeitiger Stilllegungen ▸ Verbot der Kohleverfeuerung, Neubauverbot, Verbot der Kohleverfeuerung ▸ Vermarktungsverbot und Verbot der Errichtung und der Inbetriebnahme neuer Stein- und Braunkohleanlagen ▸ Zuschüsse für stromkostenintensive Unternehmen, Anpassungsgelder Die beschränkte Auswahl deutet immerhin an, dass eine komplizierte Materie zu bewälti‐ gen war, was die öfter kritisierte Verfahrensdauer zu einem Teil erklärt. Zum anderen mussten die im Gesetz nicht behandelten wirtschaftlichen und sozialen Nebenwirkungen aufgefangen werden, die sich insgesamt auf 80 Mrd. € summieren. Insgesamt entstand jedoch eine Situation, in der das Klimaschutzprogramm 2030 verkündet wurde und der den 47 Maßnahmen 2 zugrunde liegende Kohleausstieg noch längst nicht verbindlich geregelt war. Nachgeholt wurde das Gesetzgebungsverfahren zum Ausstieg im Juli 2020, mit einigen Änderungen gegenüber dem in Kap. 7.3.5, Regelungen Energiewirtschaft, besprochenen ursprünglichen Konsens. Bis spätestens 2038 soll demnach das letzte der Kohlekraftwerke vom Netz genommen sein - und das sind in der Summe nicht wenige, s. Abb. 8-1. 423 8 Die Politik der (deutschen) Energiewende Parallel werden in das Rheinische Revier sowie in die ostdeutschen Gebiete zur Unter‐ stützung des Strukturwandels bis zu 40 Mrd. Euro fließen. Die Betreiber von Steinkohle‐ kraftwerken haben nun bis 2027 und somit ein Jahr länger Zeit, um in Ausschreibungen um Entschädigung bieten zu können. Zudem werden die Höchstpreise in den Ausschreibungen von 2024‒2026 gegenüber dem Entwurf erhöht. Für Kraftwerke, die Strom und Heizwärme verkoppelt erzeugen (KWK), soll der Bonus für den Kohleersatz im Zeitverlauf sinken. Dies soll einen zusätzlichen Anreiz darstellen, Steinkohlekraftwerke früher auf das weniger klimaschädliche Gas umzurüsten. Außerdem ist nun erstmals gesetzlich verankert, dass 65 % des Stroms im Jahr 2030 aus erneuerbaren Quellen stammen sollen. Abb. 8-1; Kohlekraftwerke in Deutschland 2020; Quelle: The German Energiewende wiki Steinkohleverstromer begrüßten die Beschlüsse. Vor allem die Betreiber jüngerer, teils erst nach 2010 ans Netz gegangener und somit längst nicht abgeschriebener Kraftwerke hatten zuvor eine Ungleichbehandlung zwischen Stein- und Braunkohle gesehen. Dass 424 8 Die Politik der (deutschen) Energiewende 3 S. 151 des Gesetzesentwurfs. 4 dena (Hg): Das Klimapaket in der Gesetzgebung - Eine Analyse der legislativen Herausforderungen, 09/ 2019. der Umrüstungsbonus von Kohle auf Gas mit 390 €/ kW nun mehr als verdoppelt wird, 3 kommt diesen Einwänden entgegen - wenngleich das nur für Kraftwerke mit einem Alter von maximal 25 Jahren und bei einer Umrüstung bis Ende 2022 gilt. Generell positiv sieht die Energiewirtschaft, dass die Rolle von KWK für die Wärmewende weiter gestärkt wird und die Umrüstung von jungen Steinkohleanlagen auf grüne Alternativen wie Biomasse jetzt auch gefördert werden soll. Kritisch wird jedoch bemerkt, dass auch der Neubau von KWK-Kraftwerken für die Strom- und Wärmeversorgung „unabdingbar" sei und in den kommenden Jahren kontinuierlich überprüft werden müsse. Speziell die Gaswirtschaft sieht nach wie vor die Gefahr einer „Leistungslücke“, da mit den Kohlekraftwerken immer mehr gesicherte Leistung vom Netz geht. Da Klimaschutzprogramm 2030 enthält eine große Zahl von Einzelmaßnahmen; der Sammelbegriff Klimapaket hat von daher durchaus seine Berechtigung. Es ist keine ganz leichte Aufgabe, die insgesamt 66 Maßnahmen des Pakets in die konkrete Umsetzung zu bringen. Die dena stellt hierzu fest: „Die Maßnahmen müssen mit Programmen unterlegt werden, um alle Akteure schnell und wirksam tätig werden zu lassen. Nur so wird es möglich sein, den politisch initiierten Kurswechsel in die gelebte Realität Deutschlands zu überführen, damit eine Basis für das starke Monitoring und die Weiterentwicklung des Pakets zu schaffen und somit die Klimaziele 2030 in Reichweite zu halten.” 4 Am Beispiel der CO 2 -Bepreisung wird dies exemplarisch deutlich: Die Grundlagen des Systems benötigen ein neues eigenes Gesetz oder zumindest einer Erweiterung bestehender Gesetze wie des den europäischen Handel regelnden Gesetzes über den Handel mit Berechtigungen zur Emission von Treibhausgasen (TEHG) oder des Bundesimmissions‐ schutzgesetzes. Regelungen analog zur EU-Zuteilungsverordnung (EU-ZuVO) und ggf. zur EU-Registerverordnung (EU-RegVO) müssten hinzutreten. Für die Zeit ab 2026 wird dazu eine Rechtsgrundlage für die vorgesehenen Versteigerungen notwendig. Als ersten Schritt hat die Bundesregierung bereits im Dezember 2019 das schon im Kap.7.2.4, Das nationale Emissionshandelssystem, behandelte Brennstoffemissionshandels‐ gesetz erlassen und Preise und Startdaten in einer ersten Novelle von Oktober 2020 konkretisiert. Es wird mit 1. Januar 2021 wirksam. Nicht alle Maßnahmen greifen so tief in den bestehenden Rechtsrahmen ein, jedoch stellt sich den beteiligten Ministerien hier eine großvolumige Aufgabe, nicht zuletzt wegen der notwendigen Abstimmung und Einbettung in EU-Recht. In einigen Fällen wird auch die Zustimmung des Bundesrates notwendig, z. B. bei der Beschleunigung des Planungsrechts. Für das neue EEG 2021 ist dies am 18. Dezember 2020 bereits geschehen. Nicht alles, was in der Energiepolitik geschieht, ist „deutsche“ Politik. In vielen Bereichen gerade der Energiewirtschaft ist es nur der Vollzug europäischen Rechtes. Dies gilt insbesondere für die Liberalisierung der Märkte, das Unbundling und die Schaffung bzw. Stärkung der Bundesnetzagentur, wie schon in Kap. 7.3.5, Regelungen Energiewirtschaft, beschrieben. Es gilt aber auch in allen vom Umweltschutz berührten Sektoren, wo der nationalen Politik oft nur die Ausgestaltung der Maßnahmen überlassen ist. 425 8 Die Politik der (deutschen) Energiewende 5 BMWi (Hg): Nationale Wasserstoff-Strategie (NWS), Juni 2020, S. 12. Ein sehr konkretes Beispiel ist hier das EU-Klimagesetz, dessen Grundzüge die Kom‐ missionspräsidentin am 4. März 2020 vorgestellt hat. Mit ihm schlägt die Kommission Treibhausgasneutralität in der EU bis 2050 als rechtsverbindliches Ziel vor. Das ambitio‐ nierte Ziel der EU, bis 2050 erster klimaneutraler Kontinent der Welt zu werden, war das Herzstück des Grünen Deals der EU gewesen‚ den die Kommission am 11. Dezember 2019 vorgestellt hatte. Konkret äußert sich das in deutlich verschärften Reduktionszielen für die THG-Emis‐ sionen. Bisher hatten sich die EU-Mitglieder auf eine CO 2 -Reduktion von 40 % bis 2030 verpflichtet. Jetzt wurde eine Bandbreite zwischen 50 und 55 % vorgesehen. Neuerdings legte sich die EU-Kommission auf den oberen Wert fest (Stand Mitte September 2020). Und auch das schien dem Europäischen Parlament noch nicht hinreichend: Es beschloss Anfang Oktober 2020 einen noch schärferen Wert von 60 %, ohne sich um die faktischen Möglichkeiten der Umsetzung zu kümmern. Den vorläufigen Schlusspunkt unter die Dis‐ kussion setzte dann das Gipfeltreffen der Regierungschefs am 11. Dezember 2020, das unter deutscher Ratspräsidentschaft beschloss, den Ausstoß von Treibhausgasen entsprechend dem Vorschlag der Kommission bis 2030 um 55 % gegenüber 1990 zu senken. Sobald diese Werte formal Rechtskraft erhalten, stehen die EU-Institutionen und die Mitgliedstaaten danach kollektiv in der Pflicht, die erforderlichen Maßnahmen auf EU- und nationaler Ebene zu ergreifen, um dies Ziel zu erreichen. Umgekehrt bemüht sich die deutsche Wende-Politik, in den EU-Rechtsrahmen hinein‐ zuwirken und eigene Akzente zu setzen. Ein Beispiel hierfür ist die neuerdings betonte Rolle des Wasserstoffs. Mit dem seit 2019 neuen Ideenwettbewerb „Reallabore der Energiewende" sucht das BMWi Projekte, die sich mit der strombasierten Erzeugung von Wasserstoff und anderen synthetischen Brenn- und Kraftstoffen im industriellen Maßstab beschäftigen und auch deren netzdienliche Speicherung in den Blick nehmen. Sie erhalten Fördermittel von bis zu 100 Mio. Euro pro Jahr. Darüber hinaus geht die im Juni 2020 verabschiedete nationale Wasserstoffstrategie (NWS). Die NWS verfolgt insbesondere die Ziele: ▸ Wasserstofftechnologien als Kernelemente der Energiewende etablieren, um mit Hilfe erneuerbarer Energien Produktionsprozesse zu dekarbonisieren, ▸ die regulativen Voraussetzungen für den Markthochlauf der Wasserstofftechnolo‐ gien zu schaffen, ▸ deutsche Unternehmen und ihre Wettbewerbsfähigkeit stärken, indem Forschung und Entwicklung und der Technologieexport rund um innovative Wasserstofftech‐ nologien forciert werden, ▸ die zukünftige nationale Versorgung mit CO 2 -freiem Wasserstoff und dessen Folge‐ produkte zu sichern und zu gestalten. „Die Bundesregierung wird sich innerhalb der EU dafür einsetzen, dass wesentliche Inhalte dieser Strategie auch in eine europäische Wasserstoffstrategie einfließen.“ 5 Das hat schnell Früchte getragen. Nur einen Monat später stellte die EU eine eigene Wasserstoffstrategie vor. Sie setzt auf „grünen“, über Elektrolyseure hergestellten Wasser‐ 426 8 Die Politik der (deutschen) Energiewende 6 So Kommissar Timmermans im Gespräch mit der FAZ, Z. FAZ v. 9. Juli 2020. 7 So Kullmann im gleichen Pressegespräch. stoff und sieht hierfür eine Elektrolysekapazität von 6 GW für 1 Mio. t Wasserstoff bis 2024 und 40 GW für 10 Mio. t bis 2030 vor. 6 Die Frage nach der Herkunft des grünen Stroms blieb allerdings offen. Nach VCI-Präsident KULLANN bräuchte man hierfür Windkraftanlagen auf einer Fläche von 42.000 km 2 Fläche, bei 50 % Onshoreanteil, also ein „Areal von der Größe Hessens“. 7 Alternativ und nach Meinung des Autors recht spekulativ wird der Import grünen Stroms aus dem südlichen Europa, Afrika, Australien oder Südamerika genannt. Am 14. Juli 2020 stellte schließlich die deutsche Bundesregierung des „Handlungskonzept Stahl“ vor, wonach künftig Investitionen in treibhausgasarme / -freie Technologien in der Stahlindustrie unterstützt und speziell die industrielle Nutzung von Wasserstoff vorange‐ bracht werden soll. Die deutsche Bundesregierung wie die EU-Kommission sind sich darin einig, dass im Übergang zum grünen Wasserstoff auch sog. blauer Wasseroff aus Erdgas verwendet werden muss. „Grauer“ Wasserstoff wird aus fossilen Brennstoffen gewonnen, in der Regel aus Erdgas unter Hitze in Wasserstoff und CO 2 umgewandelt (Dampfreformierung). „Blauer“ Wasserstoff ist „grauer“ Wasserstoff, dessen CO 2 bei der Entstehung jedoch abgeschieden und gespeichert wird (Carbon Capture and Storage, CCS, s. Kap. 7.8.2). Das bei der Wasserstoffproduktion erzeugte CO 2 gelangt so nicht in die Atmosphäre und die Wasserstoffproduktion kann bilanziell als CO 2 -neutral betrachtet werden. ▸ Die deutsche Energiepolitik hält die nationalen Beiträge zur Kontrolle des Klima‐ wandels bisher im Mittelfeld der europäischen Nationen. ▸ Die Aufgabe der Kernenergienutzung ist unter dem Aspekt des Klimaschutzes strukturell ein gravierender Nachteil. ▸ Mit der ausgerufenen Wasserstoffstrategie kann Deutschland international eine Führungsrolle übernehmen. 427 8 Die Politik der (deutschen) Energiewende 9 Energiewende, Wirtschaft und Gesellschaft Die Frage, wie sich die Energiewende auf die deutsche Wirtschaft auswirkt, wird unter‐ schiedlich beantwortet und ist abhängig davon, an welche Gruppe die Fragestellung geht. Abb. 9-1 gibt das Ergebnis einer Umfrage unter Führungskräften von April/ Mai 2011 wieder, also zu einem Datum, als sich die Folgen des Reaktorunglücks in Fukushima für Deutschland schon abzeichneten (Atommoratorium). Mehr als die Hälfte der Befragten sa‐ hen ein Sinken der Wettbewerbsfähigkeit der deutschen Wirtschaft voraus, fast zwei Drittel unterstellten neue Arbeitsplätze durch den verstärkten Einsatz erneuerbarer Energien. Abb. 9-1: Wie wird sich die Energiewende auf die deutsche Wirtschaft auswirken? Umfrage 26.April bis 11.Mai 2011; 784 Befragte; Führungskräfte in Unternehmen; Telefonische Befragung; Quelle: Statista Die sinkende Wettbewerbsfähigkeit ist in der Befragung mit den Stromkosten korreliert. Hier ist die Situation in der Tat eindeutig: die Kosten der elektrischen Energie waren schon 2011 hoch und sind auch bis zur Gegenwart weiter gestiegen, s. Abb. 9-2. Abb. 9-2: Durchschnittlicher Strompreis für Haushalte, Verbrauch 3.500 kWh/ a; Quelle: BDEW, 27.1.2020 Das Argument gewinnt besonderes Gewicht durch den internationalen Vergleich: Die Stromverbrauchskosten liegen in Deutschland deutlich über dem europäischen Mittelwert und erst recht über dem EU-Durchschnitt, s. Abb. 9-3. Jahresverbrauch in Deutschland im Euroraum in der EU unter 1.000 kWh 49,85 ct/ kWh 44,34 ct/ kWh 39,48 ct/ kWh 1.000 bis 2.500 kWh 34,53 ct/ kWh 25,82 ct/ kWh 24,36 ct/ kWh 2.500 bis 5.000 kWh 30,88 ct/ kWh 22,7 ct/ kWh 21,47 ct/ kWh 5.000 bis 15.000 kWh 28,76 ct/ kWh 20,99 ct/ kWh 19,64 ct/ kWh Abb. 9-3: Durchschnittliche Strompreise für Haushalte im Vergleich, Daten aus allen EU-Ländern aus dem ersten Halbjahr 2019; Quelle: Eurostat, Stand: 17. Oktober 2019 Soweit reicht ein erster Blick - jedoch ist die Situation in der Industrie deutlich anders als für die Haushalte. Das liegt einmal an den höheren Verbrauchsmengen, die sich reduzierend auf den Preis auswirken, und zum anderen an Sonderregelungen für Großverbraucher. Ein einheitlicher Strompreis für Gewerbetreibende bzw. industrielle Abnehmer existiert in Deutschland nicht. Die einzelnen Preisbestandteile sind je nach Anbieter, Region und Vertragsbedingungen stark verschieden. Schon bei den Netzentgelten, die rund 20 % des Bezugspreises ausmachen, zeigen sich größere Unterschiede. Eine Harmonisierung wird hier zwar angestrebt, ist aber noch nicht Realität. Für die Zwecke dieser Analyse bleibt deshalb nur übrig, Mittelwerte zu betrachten. Im Mittel der Regionen und Anbieter ergibt sich eine Entwicklung, wie sie Abb. 9-4 zeigt. 430 9 Energiewende, Wirtschaft und Gesellschaft 1 Überblick s. Ecofys / Fraunhofer ISI (Hg): Stromkosten der energieintensiven Industrie, Juli 2015. Abb. 9-4: Durchschnittliche Strompreise für die Industrie in ct/ kWh einschl. Stromsteuer; Quelle: BDEW, Strompreisanalyse Juli 2019 Man erkennt auch hier den allgemeinen Anstieg der Strompreise, stark getrieben von Abgaben und Umlagen, insbesondere der EEG-Umlage. Die Kosten für die Netze ziehen aktuell weiter an. Der hohe Strompreis belastet die gesamte Industrie. Zur Sicherung ihrer Konkurrenzfähigkeit hat die Bundesregierung jedoch eine Reihe von Möglichkeiten geschaffen, die effektiven Strombezugskosten zu senken. Im Wesentlichen sind dies: 1 • Stromsteuer: Ermäßigter Satz und Spitzenausgleich Ermäßigter Steuersatz: 1,537 ct/ kWh (75 % des Regelsteuersatzes von 2,05 ct/ kWh) oder Entlastungssatz im Spitzenausgleich oder generelle Steuerbefreiung für be‐ stimmte energieintensive Produktionsprozesse (§ 9a StromStG) • Konzessionsabgabe für Sondervertragskunden Regulärer Satz für Sondervertragskunden: 0,11 ct/ kWh oder vollständige Befreiung von der Konzessionsabgabe für Sondervertragskunden • EEG-Umlage: Besondere Ausgleichsregelung (EEG 2017) Nach § 63 ff u. § 64 für sog. Stromkostenintensive Unternehmen • Netzentgelte: Befreiung oder Minderung i. S. d. § 19 StromNEV u. a. Minderung des Netzentgelts für Unternehmen mit einem Verbrauch >10 GWh/ a und einer Benutzungsstundenzahl von mindestens 7.000 h/ a Mio. € • KWK-Umlage gemäß § 27 KWKG 2016 Mit der Novellierung des KWKG sind nur noch jene Unternehmen entlastet, die gemäß EEG als stromkostenintensiv gelten und unter die Besondere Ausgleichsre‐ gelung fallen (s. EEG-Umlage). 431 9 Energiewende, Wirtschaft und Gesellschaft Abb. 9-5: Maximal mögliche Einsparungen bei der Verwendung von Industriestrom; Quelle: BDEW, Juli 2019 Die möglichen Reduktionen im effektiven Verbrauchspreis sind erheblich; Abb. 9-5 zeigt, dass bis zu zwei Drittel des Listenpreises eingespart werden können (wenn alle Bedingun‐ gen zutreffen und erfüllt sind). Abb. 9-5 macht schließlich auch deutlich, dass sich die größten Einsparmöglichkeiten bei der EEG-Umlage ergeben. Ihre Bedingungen stellen sich wie folgt dar: • Anspruchsberechtigt auf Minderung der EEG-Umlage sind nur Unternehmen, die einer Branche nach Anlage 4 EEG 2017 zuzuordnen sind und als stromkostenintensiv gelten. • Auf die erste GWh Stromverbrauch fällt immer die volle EEG-Umlage (Selbstbehalt) an. • Begrenzte EEG-Umlage für den Stromanteil über 1 GWh: 15 % der ermittelten EEG-Umlage für anspruchsberechtigte Unternehmen der Liste 1 Anlage 4, sofern deren Stromkostenanteil an der Bruttowertschöpfung mindestens 17 % beträgt. 15 % der ermittelten EEG-Umlage für anspruchsberechtigte Unternehmen der Liste 2 Anlage 4, sofern deren Stromkostenanteil an der Bruttowertschöpfung mindestens 20 % beträgt. 20 % der ermittelten EEG-Umlage für anspruchsberechtigte Unternehmen der Liste 1 Anlage 4, sofern deren Stromkostenanteil an der Bruttowertschöpfung mindestens 14 % und weniger als 17 % beträgt. • ‘Cap’ und ‘Super-Cap’: Die EEG-Zahlungen eines begünstigten Beziehers werden auf 4 % der Bruttowert‐ schöpfung begrenzt bei Stromkostenintensität <20 % (Cap), bei einer Stromkostenintensität >=20 % (Super-Cap) auf 0,5 % der Bruttowertschöpfung. • Mindestumlage: Die Begrenzung erfolgt nur soweit, dass die EEG-Umlage für die über den Selbstbehalt hinaus gehende Strommenge nicht 432 9 Energiewende, Wirtschaft und Gesellschaft 2 Zitiert aus § 64 EEG 2017. 3 Nach: DIHK: IHK-Energiewende-Barometer 2019, Berlin 2019. 0,05 ct/ kWh unterschreitet für Unternehmen der Aluminiumerzeugung, Blei-, Zink- und Zinnerzeugung sowie der Kupfererzeugung (lfd. Nr. 130, 131 und 132, Anlage 4), 0,1 ct/ kWh unterschreitet für alle anderen Unternehmen gemäß Listen 1 und 2, Anlage 4. 2 Anders als eingangs dieses Kapitels dargestellt, sollte also gelten: ▸ Vor dem Hintergrund der zahlreichen Hilfen relativieren sich die Klagen der Industrie über die Belastung durch hohe Strompreise, insbesondere, wenn es sich um stromintensive Unternehmen handelt. Neben den in vielen Regionen stark gestiegenen Netzentgelten haben allerdings in den letzten Jahren auch die Beschaffungskosten angezogen. Als Preistreiber wurden die höhe‐ ren CO 2 -Zertifikatspreise im ETS identifiziert. Nach durchschnittlich 5,40 € / t im Jahr 2017 lagen sie 2019 bei knapp 30 €/ t und haben im Jahr 2020 weiter zugelegt, s. Kap. 7.2.3, Der Emissionshandel in der EU. Zum Zeitpunkt der letzten Umfrage des DIHT im Jahr 2018 lag der ETS-Preis noch bei rund 15 €/ t. Vor allem für stromintensive Betriebe sind die Preisaufschläge bei der Strombeschaffung direkt spürbar. Da sie bei Abgaben und Entgelten die oben zitierten Entlastungsregelungen nutzen können, wird ihr Strompreis vor allem durch die jetzt erhöhten Beschaffungskosten bestimmt. 3 Möglicherweise ist es hierauf zurückzuführen, dass die Umfragewerte zur Energiewende für die Industrie nach zwischenzeitlicher Erholung wieder abgesunken sind, s. Abb. 9-6. Dass im Dienstleistungsgewerbe die Energiewende deutlich positiver beurteilt wird, hängt wohl damit zusammen, dass hier zahlreiche kleine und mittlere Unternehmen angesiedelt sind, die unmittelbar mit der Einführung und Wartung der neuen Techniken befasst sind. Abb. 9-6: Einfluss der Energiewende auf die Wettbewerbsfähigkeit in Indices; Quelle: IHK-Befragung 2019 433 9 Energiewende, Wirtschaft und Gesellschaft 4 „Ausland sieht deutsche Energiewende nicht als Vorbild“, in: Tichy, R.: Tichys Einblick, 20. Dezember 2019. 5 Z. New York Times (USA),1. Mai 2014. 6 KHT Media GmbH. (Hg): Umfrage; Luzern, 25. Februar 2019. Das Ausland ist in der Beurteilung der deutschen Energiewende gespalten. Ausländische Energieexperten sind wenig geneigt, Deutschland nachzueifern. Die meisten erwarten laut Umfrage eine Schwächung der deutschen Wirtschaft. Bezeichnend ist, dass Deutschlands Energiewende nach einer Recherche des Weltenergierates gerade von den unmittelbaren Nachbarn in Europa nicht als nachahmenswert betrachtet wird. Der Weltenergierat befragt alle zwei Jahre das globale Expertennetzwerk des World Energy Council im Rahmen der Umfrage „A blueprint for the world - Wie sieht die Welt die deutsche Energiewende? “ 77 % der 119 weltweit befragten Energieexperten aus 60 Ländern gaben an, dass die deutsche Energiewende beobachtet wird und zu Diskussionen oder sogar konkreten Maßnahmen in ihren Ländern geführt hat. Neben „Kindergarten” und „Autobahn” gehört „Energiewende” inzwischen zu den im Ausland bekanntesten deutschen Begriffen. Die Bewertung der deutschen Energiepolitik ist dabei sehr unterschiedlich: nur 11 % der europäischen Experten bewerten die deutsche Energiepolitik als Blaupause für die Welt, im Vergleich zu 43 % der Experten aus dem nicht-EU Ausland. 4 Als Beispiel für die Kritik des Auslands mag ein Zitat aus der New York Times gelten: „Nur Deutschland erlag der Panik nach der Fukushima-Katastrophe und begann, die gesamte Kernkraft zugunsten riesiger Investitionen in Erneuerbare Energien wie Sonne und Wind auslaufen zu lassen.“ 5 Die deutsche Bevölkerung sieht das ganz anders, im Grundsatz wenigstens. Nach einer Umfrage des Forsa-Instituts im Auftrag der Mediengruppe RTL befürwortet die Mehrheit der Deutschen die mit dem Ausstieg aus der Kernenergie eingeleitete Energiewende. Die für das Gelingen der Energiewende notwendigen konkreten Maßnahmen wie die Errichtung neuer Windkraftanlagen und der Bau von Stromleitungen, die den im Norden erzeugten „grünen“ Strom in den Süden transportieren, werden allerdings nicht so akzep‐ tiert wie die Energiewende generell. Im sogenannten „RTL/ ntv-Trendbarometer“ gaben nur 24 % der Befragten an, eine Windkraftanlage in ihrer Nachbarschaft ohne Einschränkungen akzeptieren zu würden. 43 % würde das stören und 27 % würden sogar aktiv dagegen protestieren. Ähnlich verhält es sich bei neuen Stromleitungen: Auch die würden in ihrer Nachbarschaft nur 30 % akzeptieren, 43 % würden sie stören und 19 % würden dagegen protestieren. 78 % der Bundesbürger befürchten, dass im weiteren Verlauf der Energiewende mögliche Steigerungen der Energiekosten vielen Haushalten Schwierigkeiten bereiten könnten. Nur 19 % glauben, die Haushalte könnten höhere Energiepreise ohne Weiteres verkraften. Dass die Wirtschaft in Deutschland höhere Energiepreise verkraften könnte, meinen etwas mehr (37 %). 57 % gehen davon aus, dass Unternehmen Arbeitsplätze in Länder mit niedrigeren Energiekosten verlagern könnten. 6 Das führt schon zu Fragen der Umsetzung der Energiewende, die nicht nur von den Bürgern als problematisch empfunden wird. So überschrieb die Deutsche Welle im September 2018 ihren Bericht über die Befunde des Bundesrechnungshofs mit der Zeile „Vernichtende Kritik an deutscher Energiewende”. 434 9 Energiewende, Wirtschaft und Gesellschaft 7 Deutsche Welle (DW), 28. September.2018. 8 VDI-Gesellschaft Energie und Umwelt, in: Z. BWK, 12/ 2020. Der Bundesrechnungshof hatte bei der Umsetzung der milliardenteuren Energiewende erhebliche Defizite erkannt und machte dem zuständigen Bundeswirtschaftsministerium schwere Vorwürfe. Die Energiewende werde schlecht koordiniert und gesteuert, entschei‐ dende Verbesserungen seien „unumgänglich”, hieß es im Prüfbericht der Finanzkontroll‐ eure. Aus Sicht der Rechnungsprüfer drohten die Pläne für den Umstieg auf erneuerbare Energien in Deutschland zu scheitern. In den letzten fünf Jahren seien dafür mindestens 160 Mrd. € aufgewendet worden. „Steigen die Kosten der Energiewende weiter und werden ihre Ziele weiterhin verfehlt, besteht das Risiko des Vertrauensverlustes in die Fähigkeit von Regierungshandeln.” Trotz eines erheblichen Einsatzes von Personal und Finanzmitteln erreiche Deutsch‐ land die Ziele bisher überwiegend nicht, hieß es in dem Bericht des Rechnungshofs an Bundesregierung, Bundestag und Bundesrat. Deutschland gelte weltweit als Vorreiter des Umstiegs auf erneuerbare Energien. Das nationale Klimaziel 2020 zur Senkung von Treibhausgasemissionen werde aber aller Voraussicht nach verfehlt … 7 Der VDI als große Standesvertretung der Ingenieure sieht das ähnlich, argumentiert jedoch eher konstruktiv. In einer Mitgliederbefragung, die von September bis Oktober 2020 durchgeführt wurde, monieren die Ingenieure: • Bundesregierung und Länder müssten den Klimaschutz eindeutig schneller voran‐ bringen. Der Transformationsprozess müsse dringend beschleunigt werden. • Sinnvollste Maßnahmen seien der Abbau von klimaschädlichen Subventionen, die Verknappung der CO 2 -Emissionsrechte, eine höhere Besteuerung besonders klimaschädlicher Produkte, der Ausbau überregionaler Stromnetze. • Notwendig seien die Steigerung der Energieeffizienz durch neue Technik und die Verringerung des Energieverbrauchs in der Breite. • Das neue EEG 2021 enthalte nicht genügend Maßnahmen, um das Ziel der Treib‐ hausgas-Neutralität bis 2050 (und des +1,5-Grad-Ziels zum Ende des Jahrhunderts) zu erreichen; der Ausbau von Windkraft und Photovoltaik müsse beschleunigt werden. 8 In der Zusammenfassung: ▸ Die Bilanz und die Resonanz der deutschen Energiewende in der deutschen Wirt‐ schaft, in Interessenverbänden und im Blick aus dem Ausland waren und bleiben gemischt, oft kritisch. ▸ Einzig die Informationsseiten der Bundesregierung waren und sind über den ganzen Zeitraum durchgängig positiv. 435 9 Energiewende, Wirtschaft und Gesellschaft 10 Kollision der Interessen Die Energiewende ist zu einem Kollisionsfeld der Interessen geworden, nicht nur in Deutschland. Wirtschaft gegen Politik, Jung gegen alt, Grün gegen Schwarz-Rot - die Reihe der Konfrontationsszenarien lässt sich weit fortsetzen. Eine besondere Rolle spielen hierbei die NGO, die durchweg die breite Öffentlichkeit suchen und von daher in den Medien überproportional präsent sind. 10.1 Einfluss der (organisierten und nichtorganisierten) Öffentlichkeit In der Nachkriegszeit stand für die Menschen in Deutschland die persönliche Existenzsi‐ cherung im Vordergrund. Mit der spürbaren Zunahme des Wohlstandes in den 1950er Jahren kehrte jedoch die alte Technikbegeisterung aus der Zeit des Dritten Reiches wieder zurück, zumal technische Errungenschaften wie das Automobil und das Fernsehen jetzt auch breitere Schichten erreichten. 1955 wurde nach der Genfer Atomkonferenz ein Bundesministerium für Atomfragen geschaffen, die Deutsche Atomkommission nahm 1956 ihre Arbeit auf, und 1961 ging der erste Versuchsreaktor bei Kahl in Betrieb - die Kerntechnik hatte ihren Durchbruch in Deutschland erreicht, ohne Widerspruch, ja sogar mit wohlwollender Begleitung durch Medien und Öffentlichkeit. Auch in den 1960er Jahren kam es nur selten zu Protesten, und wenn, dann im lokalen Rahmen. Das änderte sich in den 1970er Jahren. 21 Badisch-Elsässische Bürgerinitiativen solidari‐ sierten sich im Kampf gegen das geplante Kernkraftwerk bei Wyhl und gegen die Errichtung eines Bleichemiewerks in Markolsheim/ Elsaß, das von den Chemischen Werken München wegen der hohen deutschen Umweltauflagen auf französischem Boden gebaut werden sollte. Auch der Bau des nahen französischen AKW Fessenheim wurde in die Proteste eingebunden. Die Pläne, in dem von Landwirtschaft und Weinbau geprägten Dorf an der deutsch-fran‐ zösischen Grenze ein Atomkraftwerk mit zwei Reaktoren zu bauen, wurden 1973 publik. Viele Menschen in der Region äußerten Ängste, Tausende gingen auf die Barrikaden. Umweltschützer aus Frankreich solidarisierten sich und unterstützen den Protest. Informa‐ tionsveranstaltungen, Demonstrationen und gerichtliche Klagen häuften sich. Die Aktionen gipfelten in einer ersten Besetzung des Bauplatzes am 20. Februar 1975, der danach durch die Polizei massiv geräumt wurde. Nach einer Großkundgebung am darauf‐ folgenden Sonntag mit geschätzten 28.000 Menschen kam es zur zweiten, mehrmonatigen Besetzung des Bauplatzes. Vorübergehend stoppte das Verwaltungsgericht Freiburg im März des Jahres die Bauarbeiten, der Verwaltungsgerichtshof Mannheim gab den Bauherren im Oktober 1982 wieder grünes Licht zum Weiterbau. Die Landesregierung fürchtete jedoch weitere gewaltsame Auseinandersetzungen und gab schließlich das Vorhalben unter dem neuen Ministerpräsidenten L. SPÄTH politisch auf. Auch das Bleichemiewerk wurde nicht gebaut; fertiggestellt wurde dagegen das AKW Fessenheim, das von 1978 bis 2020 betrieben wurde. Abb. 10-1 und Abb. 10-2 zeigen Plakate aus dieser Zeit. Wyhl legte vor viereinhalb Jahrzehnten den Grundstein für die Anti-Atom-Bewegung in Deutschland und für die Parteigründung der Grünen. Wyhl gilt auch als die Wiege der umfassenderen deutschen Umweltbewegung. Das ist auch der Grund für die ausführliche Würdigung an dieser Stelle. Abb. 10-1: Erste massive Proteste gegen den Bau von KKW, 1975, eine von vielen Demos an der sogenannten Natorampe bei Wyhl; Quelle: Bund für Umwelt und Naturschutz (BUND) e. V. Regionalverband Südlicher Oberrhein Abb. 10-2: Auch Proteste gegen den Bau von AKW Fessenheim, 1975; Quelle: www.bund-freiburg.de Die Proteste in und um Wyhl blieben friedlich. Das war 1976 in Brokdorf anders, wo es ebenfalls im Zusammenhang mit dem geplanten Neubau eines KKW ab November des Jahres zu Großdemonstrationen kam. Die schweren Auseinandersetzungen zwischen Polizei und militanten Anti-AKW-Aktivisten anlässlich einer verbotenen Demonstration 1981 führten schließlich zu mehr als 100 Verletzten auf beiden Seiten, s. Abb. 10-3. Die Bilder hiervon fanden über die Medien weite Beachtung. Manche Beobachter befürchteten einen ökologischen Bürgerkrieg. Dabei waren es eher lokale Interessen, die am Anfang den Anlass gaben: „Im Südbaden waren die Winzer eine wichtige Oppositionsgruppe, da war es die Sorge um die Beein‐ 438 10 Kollision der Interessen 1 D. Rucht, zitiert nach Leusch, P.: Geschichte der Anti-AKW-Bewegung, Deutschlandfunk 2011. 2 Radkau, J.: Die Ära der Ökologie, München 2011. trächtigung des Kleinklimas, man befürchtete Nebelbildung und damit weniger Sonnen‐ einstrahlung und Verschlechterung des Weins. In Brokdorf waren es z. T. die Milchbauern, die befürchteten, durch das Negativ-Image, das die Region bekäme, würde dann auch die Milch schwer verkäuflich. Es waren aber auch sehr abstrakte Gefahrenpotenziale, man wusste schon, Radioaktivität ist nicht nur als schleichende Aktivität in niedrigen Dosen gefährlich, sondern es kann zu Unfällen, zu Explosionen kommen; es gab auch schon Orte, die damit begrifflich verbunden waren, etwa Windscale in England 1957“, so RUCHT. 1 Abb. 10-3: Am Nachmittag des 28. Februar 1981 kommt es am Bauzaun zu gewalttätigen Übergriffen. Einige Demonstranten werfen Steine. Quelle: © picture-alliance/ dpa Foto: Martin Athenstädt Der deutschen Anti-Atomkraft-Bewegung, die mit Wyhl 1975 begann, gehörten auch Ingenieure und Technik-Insider an, wie RADKAU mehrfach betont. 2 Die deutsche Anti-AKW-Bewegung begann mit Verspätung, dann aber überholte sie an Stärke diejenige anderer Länder und wurde in Deutschland zum Katalysator einer breiten Umweltbewe‐ gung. Abb. 10-4: Proteste gegen die Wiederaufbereitung in Gorleben, hier 1979 in Hannover; Quelle: dpa 439 10.1 Einfluss der (organisierten und nichtorganisierten) Öffentlichkeit Die Ausrichtung der verschiedenen, meist regionalen Gruppierungen war nicht einheitlich. Einige setzten verstärkt auf gerichtliche Verfahren, andere konzentrierten sich auf den Aufbau starker Umweltschutzorganisationen und alternativer Parteien, wieder andere propagierten Energiesparmaßnahmen und die Entwicklung regenerativer Energien. Ihre Koordination und Vernetzung übernahm seit 1972 vor allem der Bundesverband Bürgerinitiativen Umweltschutz (BBU). Die Gründung der Partei Die Grünen im Jahre 1980 gab dem Protest ein politisches Profil und Programm. Weiteres Beispiel für Art, Umfang und Wirkung der öffentlichen Proteste sind die Vorgänge um Gorleben, wo nach einer Entscheidung der niedersächsischen Landesregie‐ rung Anfang 1977 ein nationales Endlager für hochradioaktiven Atommüll und eine Wiederaufbereitungsanlage entstehen sollte. Einer ersten Demonstration 1977 folgte 1979 eine ganze Demonstrationswoche, mit einer Abschlusskundgebung in Hannover mit fast 100.000 Teilnehmern, s. Abb. 10-4. Unter diesem Eindruck verzichtete die Landesregierung auf die Pläne zur Wiederaufbereitung und sprach zunächst nur noch von der Planung eines Endlagers. Daraus wurde dann wegen der ausstehenden Genehmigung ein Zwischenlager, das die Industrie dringend benötigte und auch von der örtlichen Politik befürwortet wurde. Nach seiner Inbetriebnahme erreichte 1984 ein erster Atommülltransport mit leicht radioaktivem Material das Lager, behindert von Demonstrationen und begleitet von einem umfangreichen Polizeieinsatz. Nach Jahre relativer Ruhe meldete sich der Protest 1995 zurück, als der erste Castor mit neun abgebrannten Brennelementen vom AKW Philippsburg nach Gorleben transportiert wurde. Eine Rolle beim Wiedererwachen der Anti-Atom-Lobby spielte sicherlich auch die neue Sensibilisierung, die die Reaktorkatastro‐ phe von Tschernobyl 1986 hinsichtlich der Risiken der Kernenergie hervorgerufen hatte. Am Tag X, wie ihn die Demonstranten 1995 nannten, befand sich Gorleben im Ausnah‐ mezustand. Die Schulen waren geschlossen, Bauern organisierten einen Treckermarsch, Aktivisten zerstörten Bahnschwellen und Geleise, bauten Barrikaden, veranstalteten Sitz‐ blockaden. Mit etwa 15.000 Sicherheitskräften wurde der erste Castor-Transport zum bis dahin größten Polizeieinsatz der Nachkriegsgeschichte. 35 Verletzte zählt später der Ermittlungsausschuss Gorleben. 29 Personen wurden vorläufig festgenommen. Zunächst flauten danach die die Proteste und die Zahl der Veranstaltungen etwas ab. Der Widerstand gegen die Endlagerpläne hielt seitdem jedoch an, getragen vor allem von den lokalen Widerstandsgruppen wie der Bürgerinitiative Umweltschutz Lüchow-Dannenberg oder der Bäuerlichen Notgemeinschaft. Die Proteste setzten sich in den Folgejahren mit jedem neuen Transport fort und ergaben neue, ähnliche Szenen. Die Proteste erreichten in der Tat ein wichtiges Ziel: Im Juni 2000 beschloss die deutsche Bundesregierung den sogenannten Atomausstieg - ein Kompromiss zwischen der rot-grünen Bundesregierung und den Energieversorgern, wie in Kap. 8, Die Politik der (deutschen) Energiewende, schon dargestellt. Die 19 produzierenden deutschen Atom‐ kraftwerke sollten nach und nach abgeschaltet werden, und zwar jeweils nach 32 Jahren Laufzeit. Das Problem der Endlagerung bestand naturgemäß weiter. Für den Salzstock Gorleben trat zwar im Oktober 2000 ein Moratorium in Kraft. Die Erkundungsarbeiten wurden vorläufig gestoppt, um auf politischer Ebene noch einmal grundsätzliche Fragen zur Endlagerung von hochradioaktivem Atommüll zu klären. Auch gingen in den Jahren 440 10 Kollision der Interessen 2006/ 2007 die Standort-Zwischenlager bei den Kraftwerken in Betrieb, sodass inzwischen eine Vielzahl von Möglichkeiten für die Zwischenlagerung existierte, was die Problemlage Gorleben entschärfte. Dennoch mussten beim 13. und vorerst letzten Transport mit hoch radioaktivem Müll von La Hague nach Gorleben im November 2011 wieder mehr als 20.000 Polizisten die Behälter auf ihrer langen Fahrt begleiten, mit Kosten für das Land Niedersachsen von über 33 Mio. €. Die Abb. 10-5 zeigt eine Straßenblockade vor Gorleben. Die Polizei nahm 1.553 Castor-Gegner in Gewahrsam und 43 weitere zum Zwecke der Strafverfolgung fest. Sie erteilte zudem 5.080 Demonstranten Platzverweise und beschlagnahmte 27 Traktoren. Die Bürgerinitiative (BI) Lüchow-Dannenberg kündigte nach der Ankunft des Transports weitere Proteste gegen ein jetzt nur noch hypothetisches Endlagerprojekt Gorleben an. Die Reaktorkatastrophe von Tschernobyl und die Castor Transporte hatten der jetzt Anti-AKW genannten Bewegung neuen Zulauf und neuen Schwung gebracht, in Deutsch‐ land zumindest. In anderen Ländern, in Frankreich und Belgien z. B., blieb die Bewegung trotz Tschernobyl schwach. Deutschland war die große Ausnahme, mit immer wiederkeh‐ renden Protesten und Mobilisierungen. Als im März 2011 ein Erdbeben und ein Tsunami in einem Atomkraftwerk im japanischen Fukushima eine Katastrophe auslöste, reagierte die Regierung erneut, offensichtlich unter dem Eindruck der inzwischen durch die Proteste vorgeprägten öffentlichen Meinung. Der Bundestag beschloss auf Antrag der Regierung mit den Stimmen von Union, FDP, SPD und Grünen das bereits in Kap. 8, Die Politik der (deutschen) Energiewende, dargestellte „Aus für alle deutschen Atomkraftwerke bis 2022“. Abb. 10-5: 13. Castor-Transport, Straßenblockade vor Gorleben; Quelle: dapd Die Katastrophe von Tschernobyl hat der Akzeptanz von Kernkraftwerken sehr geschadet und auch in manchen Staaten außerhalb Deutschlands wie Italien zum Ausstieg aus dieser Art der Energieerzeugung geführt. Andere Staaten wie z. B. Frankreich haben sich davon nicht beeinflussen lassen. Auch Schweden hielt nach dem Fukushima-Unglück am Einsatz der Kernenergie fest, wie viele andere Länder weltweit, darunter auch das am meisten betroffene fossil-energiearme Japan. 441 10.1 Einfluss der (organisierten und nichtorganisierten) Öffentlichkeit In Deutschland hielt die irrationale Ablehnung der Kernenergie in der Öffentlichkeit an, s. Abb. 10-6. Abb. 10-6: Umfrage zur Atomenergie in Deutschland 2011; Quelle: Statista Research Department, 1. Mai 2011 Nachdem der Atomkonflikt durch das Zurückweichen der Regierung einigermaßen befrie‐ det war, taten sich mit der Hinwendung zu den Zielen der Energiewende neue Problemfel‐ der auf. Energiewende heißt in Deutschland nicht nur Atomausstieg, sondern entsprechend den Forderungen des Klimaschutzes auch die einseitige Stützung auf eine rein regenerative Energieversorgung. Abb. 10-7: Mehrere Aktionsbündnisse demonstrieren am Tagebau Garzweiler im Juni 2019 für Braunkohlausstieg und Klimaschutz; Quelle: Marcel Kusch/ dpa 442 10 Kollision der Interessen 3 Buir, BUND, Campact, Greenpeace und NaturFreunde Deutschlands. Schon lange von den Klimaforschern international propagiert, manifestierte sie sich in Deutschland nach mehreren, inzwischen jährlichen Klimakonferenzen in der Folge des Atomausstiegs als energiepolitisches Programm, das grundsätzlich von allen bedeutenden deutschen Parteien befürwortet wurde und wird. Nach wie vor herrscht jedoch weiterhin Dissens über die Art und Weise der Umsetzung sowie die Geschwindigkeit des Umbaus. Für die Öffentlichkeit greifbare Formen der Energiewende sind die Ausstiege aus den Pri‐ märenergieträgern Braunkohle, Steinkohle, Erdgas und Öl, wobei insbesondere die Kohle im Mittelpunkt steht. Umweltschutzorganisationen 3 fordern hierzu anders als Wirtschaft und Politik den konsequenten sofortigen Ausstieg speziell aus der Braunkohlenutzung und tun dies in massiven, z. T. gewalttätigen Demonstrationen kund, s. Abb. 10-7. Die Demo mit 50.000 Teilnehmern zum sofortigen Braunkohleausstieg und für den Erhalt des Restes des Hambacher Forstes im Oktober 2018 fand bundesweite Resonanz. In diesen Protesten um den Hambacher Forst wirkte auch eine neue Bewegung mit, die schnell unter den jungen Leuten an Resonanz gewann. Im Jahr 2018 ging die 16-jährige Schwedin GRETA THUNBERG freitags nicht mehr zur Schule. Stattdessen demonstrierte die durch das Asperger-Syndrom leicht Behinderte vor dem schwedischen Parlament für mehr Klima- und Umweltschutz, s. Abb. 10-8. Die Schülerin blieb nicht lange allein: Weltweit fanden sich tausende junge Menschen zur Nachahmung an, es entstand die inzwischen breite Bewegung „Fridays for Future". Auch in Deutschland fand GRETA Resonanz - am Freitag, den 18. Januar 1919 demonstrierten auf den Straßen 30.000 junge Menschen in mehr als 50 deutschen Städten für eine bessere Klimapolitik, die schnell handelt. Nicht nur Schüler, sondern auch Studenten, Auszubildende und andere junge Menschen fanden sich zusammen und schwänzten Unterricht und Vorlesung für die Umwelt - vor allem Mädchen und junge Frauen. Die Verabredung zu den gemeinsamen Protest-Aktionen lief unter anderem über den Messenger-Dienst WhatsApp und über verschiedene Social-Media-Kanäle. „Gemeinsam gegen den Klimawandel" lautete ihr dort verbreitetes Motto. Abb. 10-8: Greta Thunberg demonstriert vor dem Reichstag in Stockholm für mehr Klimaschutz mit einem Plakat „skolstrejk for klimatet" (Schulstreik für das Klima); Quelle: dpa, Steffen Trumpf, axs 443 10.1 Einfluss der (organisierten und nichtorganisierten) Öffentlichkeit 4 Studie Fridays for Future verliert den “Greta-Effekt”, in: Redaktionsnetzwerk Deutschland: 24. Februar 2020. Die Bewegung sieht sich als die letzte Generation, die noch etwas gegen den Klimawandel ausrichten und katastrophale Folgen verhindern kann. Ihre Ziele sind konkret: • Kohleausstieg bis 2030, • 2035 das Nettonull der Emissionen erreichen, • 100% erneuerbare Energieversorgung bis 2035. Fridays for Future war zu Beginn eine spontane Bewegung, die sich auf die Person GRETA konzentrierte. Sie hat zwar auch heute noch keine feste Organisationsform, jedoch hat sich durch die Aufmerksamkeit bei Parteien, anderen NOG und prominenten Persönlichkeiten ihr Profil professionalisiert. In den Ländern, in denen sie aktiv wurde, haben sich inzwischen Ortsgruppen und meist weibliche Führungspersonen etabliert, die das Anliegen der Bewegung gegenüber Medien und Öffentlichkeit interpretieren und als deren Sprecher eine gewisse Prominenz erreicht haben. Das Durchschnittsalter soll global auf knapp 33 Jahre angestiegen sein. 4 Mit diesen Veränderungen ist Fridays for Future inzwischen auf dem Weg zu einer außerparlamentarischen Opposition. Fridays for Future hat in jedem Fall die breite Öffentlichkeit und auch die Politik erreicht. Ihr Protest ist bisher friedlich geblieben, was ihr zweifellos Sympathien sichert. Zur forcierten Vorbereitung des Klimapaketes der Bundesregierung hat sie zumindest indirekt beigetragen. Die weitere Entwicklung ist offen - die Covid 19-Viruskrise seit Frühjahr 2020 hat die gesamte Klimaproblematik in den Hintergrund treten lassen. Umgekehrt stoßen auch die Begleitumstände und die Folgen der Energiewende auf Widerstand, hier zumeist (noch) regional. Die „Verspargelung“ der Landschaft durch die gehäufte Aufstellung von Windenergieanlagen ist längst schon zu einem öffentlichen Thema geworden, was vor dem Hintergrund des Beispiels aus Kalifornien in Abb. 10-9 oder des Beispiels aus der Gemeinde Dahl bei Paderborn in Abb. 10-10 durchaus nachvollziehbar ist. Abb. 10-9 Windpark in Kalifornien; Quelle: Europäisches Institut für Klima & Energie 444 10 Kollision der Interessen Abb. 10-10: Gemeinde Dahl bei Paderborn; Quellen: Roland Mauro, oto Oft geht es bei den bundesweit häufigen Protesten um die lokale Situation - man will das Windrad „nicht im eigenen Garten“ (not in my backyard) haben. Die Beispiele der Abb. 10-11 und der Abb. 10-12 haben eine andere Qualität - hier geht es um die Sorge für eine Region und deren Eigenwert, oft verbunden mit dem sich verändernden Landschaftsbild („Verschandelung“), der Antastung geschützter Gebiete oder von bisher unberührter Natur. Nicht allein die Anlagen selbst oder die Windparks sind es, die Widerstand hervorrufen. Auch gegen den notwendigen Trassenausbau haben sich Bürger als Gegner gefunden. Abb. 10-13 zeigt als Beispiel eine Menschenkette in Thüringen (2017) gegen die Süd‐ link-Trasse, eine fundamental wichtige Verbindung in Rahmen des Netz-Entwicklungs‐ plans Strom Hier geht es um den Neubau von Hochspannungsleitungen, die das Bild der Landschaft verändern werden. Das tun zwar auch die bereits existierenden Masten und Leitungen, jedoch hat man sich daran seit Jahrzehnten, meist von Jugend, auf gewöhnen können, was auf eine eher psychologische Erklärung des dahinterstehenden Widerspruchs hinausläuft. In einigen Fällen dichter Besiedlung wird man den Protesten durch alternative Erdkabel begegnen können, jedoch ist das aus Kostengründen nicht flächendeckend machbar. Abb. 10-11: Proteste der Betroffenen gegen den Ausbau der Windkraft; Quellen: Initiative Gegen‐ windMKKNaturpark, Spessart 445 10.1 Einfluss der (organisierten und nichtorganisierten) Öffentlichkeit Abb. 10-12: Die Windkraftgegner wandern 2017 auf den „Stillfüssel" / Odenwald und machen ihrem Ärger Luft. Fotos: Willenberg Abb. 10-13: Menschenkette gegen Süd-Link, aktualisiert am 01.05.2017; Quelle: insuedthueringen.de Von wieder mehr lokaler Bedeutung sind die zahlreichen örtlichen oder regionalen In‐ itiativen, die keine Standorte für die Konverter am Ende einer HGÜ-Strecke freigeben wollen. Hier handelt es sich um neue, bisher unbekannte Technik, die größere Flächen benötigt und bei der gegebenenfalls eine Lärmbelästigung in Kauf genommen werden muss (50-Hz-Brumm). Abb. 10-14: 2. Dezember 2012: Kundgebung gegen den geplanten Stromkonverter auf dem Kirchplatz in Osterath; Quelle: Ulli Dackwier/ RP 446 10 Kollision der Interessen Abb. 10-14 zeigt eine schon recht große Demonstration im Meerbuscher Stadtteil Osterrath in der Nähe von Düsseldorf, die schließlich auch Erfolg hatte. An der Notwendigkeit des Konverters änderte das freilich nichts, jedoch musste der Netzbetreiber Amprion sein Standortkonzept mehrfach überarbeiten. ▸ Die Beispiele zeigen, wie Menschen auf Veränderungen reagieren. Sie zeigen auch, dass es nicht immer beim friedlichen Protest bleibt. Wie die Gesellschaft damit umgeht oder besser umgehen sollte, versucht das Kap. 13, Das Akzeptanzproblem, aufzuzeigen. 10.2 Parteien und Länder Der Einstieg in die Erneuerbaren Energien war eine Angelegenheit der dritten Regierung KOHL (1987-1991), die 1990 mit den Fraktionen der CDU/ CSU und FDP das Gesetz über die Einspeisung von Strom aus erneuerbaren Energien in das öffentliche Netz (Stromein‐ speisungsgesetz) auf den Weg brachte, das als erstes Ökostrom-Einspeisegesetz überhaupt gilt. Seine Zielsetzung war: „Aus Gründen der Ressourcenschonung und des Klimaschutzes soll der Anteil der erneuerbaren Energien an der Energieversorgung stärker ausgeweitet werden. Hierzu bedarf es deutlich verbesserter Rahmenbedingungen für die Einspeisung von Strom aus erneuerbaren Energien in das öffentliche Netz.” Der Ausgang der Bundestagswahl im Jahr 1998 verursachte in der Umwelt- und Ener‐ giepolitik der BRD einen Paradigmenwechsel. Bereits in ihrem Koalitionsvertrag hielten die neuen Regierungsparteien SPD/ Bündnis 90/ Die Grünen das Ziel fest, die Nutzung der Atomkraft so schnell wie möglich zu beenden. Der Ausstieg aus der Atomenergie war nur ein Teil des umweltpolitischen Programms der neuen Regierung, der einer „Öko‐ logischen Modernisierung“ der andere. Bestandteil des ökologischen Reformprogramms der rot-grünen Bundesregierung war die stärkere Förderung der Stromerzeugung aus re‐ generativen Quellen und eine insgesamt umweltverträglichere Energieversorgung; diesem Ziel diente das neue Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) vom März 2000, von dem sich die Regierungsparteien eine „Energiewende“ und die Entwicklung einer grünen Industrie versprachen. Der Einspeisevorrang sowie die Festlegung einer Mindestvergütung von Strom aus erneuerbaren Quellen über einen Zeitraum von 20 Jahren standen im Zentrum des Gesetzes und trugen schon bald zu einer deutlichen Erhöhung ihres Stromanteils bei. Die Finanzierung bedeutete eine Belastung für die Verbraucher, denn das Gesetz führte zugleich die EEG-Umlage auf den Strompreis ein, was die Koalition bewusst zugunsten des Aufbaus einer neuen Industriebranche in Kauf nahm. Das EEG fand international viele Nachahmer und gilt nach mehrfachen Novellierungen bis heute. Der Ausstieg aus der Nutzung der Atomenergie war in Wirklichkeit ein Einstieg in den Ausstieg und lief über die Herbeiführung eines Konsenses zwischen Regierung und Energiewirtschaft. Die Vereinbarung, die im Jahr 2000 zustande kam und die in Kap. 8, Die Politik der (deutschen) Energiewende schon angesprochen wurde, vermied Schadensersatzforderungen und musste im Gegenzug Rest-Strommengen hinnehmen, die in den existierenden Anlagen unter Einbeziehung einer Regellaufzeit der Kraftwerke von 447 10.2 Parteien und Länder 5 Atomgesetz-Novelle von 2002. 6 Schlussfolgerung übernommen von: Stiftung Wissenschaft und Politik (Hg): Bäthge, S., Fischer, S.: Energiepolitik in Deutschland, Berlin, o. Jahr. 7 Mit dieser Formel verpflichtete sich die Europäische Union bis 2020 auf eine Reduktion ihrer Treibhausgasemissionen um 20 % gegenüber 1990, eine Erhöhung des Anteils erneuerbarer Energien um 20 % sowie der Energieeffizienz um 20 % gegenüber den Prognosen für 2020. 32 Jahren erzeugt werden durften. 5 Neben der Laufzeitbefristung mussten die Energiever‐ sorgungsunternehmen aber auch ein Neubauverbot für neue Atomkraftwerke akzeptieren. Das war nicht das, was sich die Grünen, die die kleinste und noch junge Regierungspartei stellten, ursprünglich erwartet und gefordert hatten. Ihre Ausgangsposition war auf einen sofortigen Ausstieg, zumindest aber eine zeitnahe Abschaltung der Atomkraftwerke ausgerichtet gewesen. Das EEG wiederum kam ihnen recht - im Gegensatz zur Oppositionspartei CDU, wo das EEG als dirigistisch, wirtschaftlich ineffizient und ökologisch wenig effektiv kritisiert wurde. Auch die Stromkonzerne wehrten sich gegen die Abnahmepflicht des grünen Stroms für die Netzbetreiber und die Überwälzung der Kosten auf die Verbraucher. Die deutschen Industrieverbände sahen bei höheren Einbußen und Stromkosten ihre Wettbewerbsfähigkeit gefährdet. Atomausstieg und EEG wurden im Rahmen der ökologischen Reformpolitik der ersten Kabinetts SCHRÖDER durch eine Reihe weiterer Maßnahmen ergänzt. Einmal war es eine nationale Nachhaltigkeitsstrategie im April 2002, dann im Koalitionsvertrag des zweiten Kabinetts SCHRÖDER ein Treibhausgas-Emissionsziel von 40 % bis 2020 gegenüber dem Basisjahr 1990 und eine europäische Selbstverpflichtung von 30 % für denselben Zeitraum. Insgesamt gilt: Die SPD-geführten Koalitionen 1998-2005 bereiteten mit ihrer von den Grünen beeinflussten ökologischen Industriepolitik die deutsche Energiewende der kommenden Jahre vor, initiierten sie eigentlich. 6 Die neue Bundesregierung aus CDU/ CSU und SPD unter A. MERKEL setzte den eingeschlagenen Weg der ökologischen Transformation fort, wozu die EU 2007 mit den Beschlüssen unter deutscher Ratspräsidentschaft maßgeblich beitrug (20-20-20-Formel 7 ). Im gleichen Jahr beschloss die Koalition für Deutschland noch weiter gehende Eckpunkte für eine nationale Klima- und Energiepolitik, darunter den Ausbau der KWK, das Niedrigen‐ ergiehaus als Neubaustandard, das Erneuerbare-Energien-Wärmegesetz, die Novellierung des EEG, einen Ausbau der Offshore-Windenergie, die Umstellung der Kfz-Steuer auf eine stärker schadstofforientierte Abgabe. Die Energiepolitik des ersten Kabinetts MERKEL war insgesamt die einer klimapolitisch geprägten Agenda, die mehrheitlich von beiden Regierungsparteien getragen wurde. In der Frage des Austrittsdatums aus der Kernenergie kam es indes zu keiner Einigung. CDU/ CSU konnten eine Verlängerung der Betriebszeiten nicht durchsetzen. Die seit 2009 bestehende christlich-liberale Koalitionsregierung aus CDU/ CSU und FDP, das zweite Kabinett MERKEL, machte die Verabschiedung eines umfassenden Energiekon‐ zepts im Jahr 2010 zu einem Schwerpunk ihrer Arbeit. Zu diesem Zeitpunkt schien noch die weitere Nutzung der Atomenergie als vorübergehende Brückentechnologie notwendig, was sich dann 2011 nach der Fukushima-Katastrophe erledigte, s. Kap. 8, Die Politik der 448 10 Kollision der Interessen 8 Z. Der Spiegel, 07. Juni 2011. (deutschen) Energiewende. Neben dem massiven Druck der deutschen Bevölkerung hatte auch die Wahlniederlage in Baden-Württemberg Teil an dieser Revision. Die auf europäischer und internationaler Ebene voranschreitende Sorge um den Klima‐ schutz wurde seither handlungsleitend, getrieben von Klimakonferenzen und Weltklimarat, s. Kap. 4, Wahrnehmung und Beginn einer Klimapolitik, und Kap. 5, Klimadiskussion. Die Entwicklung der deutschen Energie- und Umweltpolitik orientierte sich damit in der Summe spätestens seit Ende der 1990er Jahre maßgeblich am Paradigma einer ökologisch nachhaltigen Modernisierung, durchaus unabhängig von der politischen Couleur. Das brachte N. RÖTTGEN, den Umweltminister im Jahre 2011, zu beinahe pathetischen Formulierungen wie „Pionierprojekt", „nationales Gemeinschaftswerk" und „Meilenstein". Und Der Spiegel titelte sogar: „Willkommen im Ein-Parteien-Staat“. 8 Das lässt sich auch an den Programmen der Parteien festmachen, wie sich zur Bundes‐ tagswahl 2017 zum Stichwort Klimaschutzstrategie zeigte: CDU/ CSU will sich gemeinsam mit Frankreich und weiteren Ländern für das Klimaschutzabkom‐ men von Paris einsetzen. Als Zielvorgabe zum Schutz des Klimas in Deutschland gilt der von der Bundesregierung 2016 beschlossene Klimaschutzplan. Der weitere Ausbau der Erneuerbaren Energien und die Energiewende werden nach Ansicht der CDU/ CSU nur marktwirtschaftlich organisiert werden können. SPD: hält am Pariser Klimaabkommen fest. Bis 2020 soll in Deutschland der CO 2 -Ausstoß im Vergleich zu 1990 um mind. 40 % gesenkt werden und bis 2050 eine weitestgehende Treibhausgasneutralität erreicht werden. Die SPD betont, dass Klimaschutzpolitik auch Friedenspolitik sei. Man müsse deshalb die internationale Entwicklungszusammenarbeit und Partnerschaften mobilisieren. Die Linke: hält am Pariser Klimaabkommen fest. Bis 2020 soll der Ausstoß von Treibhausgasen um 40 % gegenüber dem Jahr 1990 verringert werden, bis 2030 um 60 % und bis 2050 um 95 %. Der Ökostromanteil soll „43 % bis zum Jahr 2020, 70 % bis 2030 und auf 100 % bis 2040“ erreichen. Der erneuerbare Wärmeanteil soll 2020 mindestens 20 % betragen. Sie fordern ein bundesweites Klimaschutzgesetz zur sofortigen Umsetzung der Pariser Klimaschutzziele. Die Umstellung auf 100 % Erneuerbare Energien im Strombereich soll bis 2030 erreicht werden. Eine vollständige komplette Umstellung aller Bereiche, auch für Gebäude, Mobilität und Prozesswärme in der Industrie, soll bis 2050 erfolgt sein. FDP: favorisiert eine Politik auf Basis des Klimaschutzabkommens von Paris, allerdings sollte sie international abgestimmt werden. Sie lehnt nationale Klimaschutzbestrebungen, wie z. B. den Klimaschutzplan 2050 ab. Auch Ausbauziele für Erneuerbare Energien werden abgelehnt, der Markt gäbe den Energiemix der Zukunft vor. Zum Schutz des Klimas soll der Emissionshandel nach Ansicht der FDP auf EU-Ebene z. B. auf die Sektoren Wohnen und Verkehr ausgeweitet werden. Geplant sind zusätz‐ liche Kooperationen mit anderen CO 2 -Emissionshandelssystemen auf der Welt. AfD: ist der Ansicht, dass der Klimawandel nicht bewiesen ist und fordert deshalb, das Abkommen von Paris zu kündigen und den Klimaschutzplan 2050 der Bundesregierung aufzuheben. 449 10.2 Parteien und Länder ▸ Wenn man den kaum nachvollziehbaren Ausreißer AfD einmal außen vor lässt und weitere Details wie etwa den Zeitpunkt des Kohleausstiegs nicht berücksichtigt, ergibt sich in der Tat das Bild eines im Grundsatz nationalen Konsenses der Parteien. ▸ Dies gilt auch unter den zeitlich und programmatisch fortgeschrittenen Bedingun‐ gen des Jahres 2020. 450 10 Kollision der Interessen 1 Homann, J., Präsident der Bundesnetzagentur, in: Forum für Zukunftsenergien e. V. (Hg): Kosten und Finanzierung der Energiewende, Schriftenreihe des Kuratoriums, Band 11, 2018. 2 Fraunhofer ISE (Hg): Was kostet die Energiewende? Wege zur Transformation des deutschen Energiesystems bis 2050, 2015. 11 Kosten der Wende und ihre Finanzierung Die Frage nach den Kosten für die Energiewende wird oft gestellt, nicht zuletzt im politischen Raum. Die Antwort hierauf ist nicht einfach, wie folgendes Zitat belegt: „Ohne im Detail auf die Komplexität dieser einfach klingenden Fragestellung einzuge‐ hen, lässt sich aber im Ergebnis eines feststellen: Sie werden niemanden finden, der Ihnen diese Frage seriös, geschweige denn zutreffend beantworten kann - auch die Bundesnetzagentur nicht. Umgekehrt kann Ihnen ebenso niemand zielsicher beantworten, was es kosten würde, dieses gewaltige Vorhaben abzusagen. Die Energiewende ist ein Generationenprojekt. Sie ist auf Jahrzehnte angelegt. Wir wissen heute noch nicht, welche Technologien uns, sagen wir im Jahr 2050, zu welchen Kosten zur Verfügung stehen werden. Aber klar ist in jedem Fall: Es muss viel Geld in die Hand genommen werden, um den Strukturwandel in der Energiewirtschaft voranzutreiben. Im öffentlichen Blickfeld stehen hierbei die Fördersummen für Erneuerbare Energien und die Kosten für den Netzausbau.“ 1 Nur mit diesem vom Autor unterstützten Vorbehalt können hier Zahlen genannt werden, so die des Instituts für Wettbewerbsökonomik („Dice“) an der Universität Düsseldorf aus dem Jahre 2016, die bis zum Jahr 2025 reichen und in der Summe rund 520 Mrd. € ausmachen, s. Abb. 11-1, nach gut 150 Mrd. €, die bis 2015 anfielen. Noch nicht enthalten sind in dieser Schätzung die Dekarbonisierung des Verkehrs, des Heizungssektors und der Landwirtschaft, die ab 2021 über ein nationales Emissions-Zerti‐ fikate-System gesondert erfasst werden sollen. Um eine andere Betrachtungsweise hat sich das ISE Institut für solare Energiesysteme in einer Untersuchung von 2015 bemüht. 2 Hier standen, unabhängig von der Herkunft der Mittel, Investitionen und Kosten im Mittelpunkt. Der Umbau des Energiesystems bedeutet danach ▸ neue, zusätzliche Anlagen im Bereich der Energieerzeugung und -speicherung müssen installiert werden (Photovoltaik- und WEA, stationäre Batteriespeicher und Anlagen zur Wasserstoffherstellung), ▸ vorhandene Systeme beispielsweise im Bereich der Wärmeversorgung für Gebäude müssen durch neue und teilweise andere Geräte ersetzt werden (Ersatz von Öl- und Gaskesseln durch Wärmepumpen). Dies erfordert Investitionen einschließlich Ersatzinvestitionen für Altanlagen. Den Inves‐ titionen stehen mit der abnehmenden Nutzung fossiler Energien sinkende Kosten für den Import und die Gewinnung lokaler Energieträger wie z. B. der Braunkohle gegenüber. Das Ergebnis der Simulationen zeigt Abb. 11-2 für den Fall einer Absenkung der CO 2 -Emissio‐ nen um 85 % gegenüber dem Stand von 1990. 3 Stolten, D. et al.: Wir brauchen ehrgeizigen Klimaschutz, in: VDI nachrichten, 15. November 2019. 4 Daraus zu schließen, dass sich die Energiewende quasi von selbst finanziert, ist allerdings falsch: der Import wird durch Energiebezug aus heimischen Quellen ersetzt. Hier wird die Entwicklung der Energiepreise entscheidend sein. Abb. 11-1: Kosten der Energiewende bis zum Jahr 2025; Quelle: DICE Consult GmbH Im Vergleich ergibt sich nach ISE ein Mehraufwand zum Jahr 1990 von rd. 1100 Mrd. € für die Energiewende bis zum Jahr 2050, was gut zu den in Abb. 11-1 bis zum Jahr 2025 ermittelten Werten passt. In Abb. 11-2 ist zwar die noch ausstehende nationale CO 2 -Bepreisung nicht berücksich‐ tigt, jedoch sollen die Einnahmen hieraus zur Reduzierung bereits bestehender Wendelasten verwendet werden, sodass sie sich in einer Einnahmen-Ausgaben-Rechnung neutral dar‐ stellen. Etwas differenziertere Aussagen hat das Institut für Energie- und Klimaforschung des FZ Jülich im November 2019 getroffen. 3 Nach seinen Computersimulationen steigen die jährlichen Mehrkosten für den Umbau des Energiesystems bei Annahme einer 95 %tigen Minderung der CO 2 -Emissionen bis 2050 bis zu eben diesem Jahr kontinuierlich an, bis zu einem Höchstwert von 128 Mrd. €, um danach wieder abzufallen. Bis zum Stichjahr 2050 summieren sich die Mehrkosten auf rund 1,85 Billionen €. Das entspräche etwa 1,1 % des BIP über die nächsten 30 Jahre. Das Institut machte allerdings auch eine Gegenrechnung auf: Im Jahr 2018 betrug der Anteil der Energieimporte am BIP etwa 1,9 %, und diese werden sich parallel sukzessive verringern. 4 Dass die Deutschen nach einer Meldung der FAZ „mit zwei Billionen Euro rechnen sollten, wenn die Bundesregierung den jetzigen Kurs beibehielte und dabei die Emissionen 452 11 Kosten der Wende und ihre Finanzierung 5 Hertle, M.: Was läuft da falsch? In: Z. FAZ 20.12.2017, mit Berufung auf Leopoldina und Acatech. 6 FAZ: Industrie: Klimaschutz kostet 2,3 Billionen €, 7. Oktober 2020, S. 15. 7 Regierung SCHÖDER, Erneuerbare-Energien-Gesetz vom 29. März 2000. um 70 oder 85 Prozent bis 2050 drücken wollte“ 5 , wird zwar vom Autor als interessengeleitet eingeordnet, liegt aber nur leicht über dem Wert des FZ Jülich. Die Verlautbarung des BDI-Präsidenten vom Oktober 2020, der gar 2,3 Billionen € in den Raum stellte, 6 erscheint dem Autor dagegen als übertrieben. Abb. 11-2: Primärenergieverbrauch, CO 2 -Emissionen und kumulative Kosten für eines der untersuch‐ ten Szenarien (85 % Absenkung energiebedingter CO 2 -Emissionen bezogen auf 1990) im Vergleich zum Referenzfall eines unveränderten Weiterbetriebs des klassischen Energiesystems; Quelle: Fraun‐ hofer ISE, Was kostet die Energiewende? 2015 In der Summe der verschiedenen Einlassungen zu Thema kann man mit Vorsicht formu‐ lieren: ▸ Die Kosten der Energiewende können bei 80−90 % Minderung der CO 2 -Emissionen bis zum Jahr 2050 Werte zwischen 1, 1 und 1, 9 T€ erreichen. Die Voraussage des heutigen Wirtschaftsministers P. ALTMEIER aus dem Jahre 2013, die Kosten der Energiewende „könnten sich … bis Ende der 30er-Jahre dieses Jahrhunderts auf rund eine Billion Euro summieren“, ist damit wohl nicht ganz falsch gewesen, zumal seine Prognose nicht den vollen Zeitraum umfasste. Die Antwort auf die Frage, wer diesen Aufwand finanziert, geht auf die Ursprünge des EEG zurück, wonach die Etablierung regenerativer Energien unmittelbar von der Allgemeinheit der Nutzer und nicht aus dem Bundeshaushalt zu tragen ist. 7 Von ihr 453 11 Kosten der Wende und ihre Finanzierung 8 Der Fortschrittsbericht ist Teil des 2011 gestarteten Monitoring-Prozesses „Energie der Zukunft“. Dieser Monitoring-Prozess wird durch eine unabhängige Expertenkommission (sog. “Energie-Wei‐ sen”) wissenschaftlich begleitet. Der zweite Fortschrittsbericht entspricht nicht dem ursprünglich beschlossenen Turnus (Bundestagsdrucksache 18/ 6781). Danach wäre der Bericht bereits bis zum 15. Dezember 2017 und bis zum 15. Dezember 2018 der siebte Monitoring-Bericht dem Bundeskabinett vorzulegen gewesen. Dies ist auf die langwierigen Koalitionsgespräche ( Jamaika, GroKo) zurückzu‐ führen. 9 Agora Energiewende und Ökoinstitut e. V. (HG): Stromwelten 2050, Januar 2017. bezogene Güter wie Strom und Gas sind seither neben den Energiesteuern mit Umlagen belastet, und demnächst mit Kostensteigerungen aus der CO 2 -Bepreisung auf Heizöl, Erdgas, Benzin und Diesel. Die hauptsächlichen Quellen der Finanzierung sind ▸ EEG-Umlage auf Strom, ▸ Netzentgelte auf Strom, ▸ Offshore-Netzumlage auf Strom, ▸ KWK-Umlage auf Strom, ▸ Netzentgelte auf Gas, ▸ Preisanhebungen aus CO 2 -Bepreisung für Heizöl, Erdgas und Treibstoffe, ▸ gesetzliche Vorgaben für Hausbesitzer (und Mieter), ▸ gesetzliche Vorgaben für Verkehrsteilnehmer, ▸ gesetzliche Vorgaben für die Industrie. Lediglich F&E sowie struktur- und sozialpolitische Maßnahmen - etwa im Rahmen des Kohleausstiegs - werden aus dem regulären Bundesetat getragen (werden). Die organisatorische Umsetzung der Energiewende ist dagegen weitestgehend staatlich dominiert. Der 2. und vorerst letzte Fortschrittsbericht der Bundesregierung zur Energie‐ wende 8 nennt insgesamt 227 Einzelmaßnahmen. Bemühungen, durch mehr Markt zu Kostenreduzierungen zu kommen, laufen punktuell. Hierzu gehört z. B. die Direktvermarktung des regenerativ produzierten Stroms über die EEX. Über das Marktprämienmodell wird allerdings der Unterschied des an der Börse erzielten Preises und der Einspeisevergütung durch eine Marktprämie ausgeglichen. Um einen Wechsel möglichst vieler EEG-Anlagen in die Direktvermarktung anzureizen, wird zusätzlich eine Managementprämie gezahlt. Auch hat die Bundesnetzagentur gute Erfahrungen mit der Ausschreibung der Förderung von Erneuerbaren Energien gemacht. Solange es einen hinreichenden Wettbewerb gibt, wirken Ausschreibungen kostensenkend. Ist allerdings kein Wettbewerb gegeben, können Ausschreibungen Preise auch nach oben treiben. Es gilt noch abzuwarten, wie viele der erteilten Zuschläge tatsächlich realisiert werden. Es sollte nicht verkannt werden, dass die oben berichteten großen Beträge für die Energiewende im wesentlichen Transformationskosten darstellen. Einmal etabliert, stellen sich z. B. die laufenden Kosten für ein Stromsystem mit 95 % Erneuerbaren Energien im Jahr 2050 unter den meisten erwartbaren Energie- und CO 2 -Preisentwicklungen etwa gleich hoch oder sogar geringer als für ein fossiles Alternativsystem dar. 9 454 11 Kosten der Wende und ihre Finanzierung 10 Höfken, U., Der Klimaschutz als Investition in die Zukunft, in: Forum für Zukunftsenergien e. V. (Hg): Kosten und Finanzierung der Energiewende, Schriftenreihe des Kuratoriums, Band 11, 2018. 11 VKU, Finanzierung der Energiewende - Reform der Entgelte- und Umlagesystematik, , Köln 2019. Diskutiert wurden deshalb auch neue Finanzierungsinstrumente, wie z. B. die Unter‐ stützung des Ausbaus der regenerativen Stromerzeugung durch kreditfinanzierte Energie‐ wende-Fonds oder eine Finanzierung der Energiewende aus Steuermitteln nach einer ökologischen Reform der Energie- und Stromsteuer, die spezifische Treibhausgasemissio‐ nen beim Einsatz der verschiedenen fossilen Energieträger stärker berücksichtigt. 10 Die bestehende Systematik der Steuern, Umlagen und Entgelte erscheint in der Tat nicht sehr logisch, da sie sich nicht konsequent am Verursacher orientiert. Hohe CO 2 -Emissionen sollten eigentlich zu hohen Finanzierungsbeiträgen führen. Wie Abb. 11-3 zeigt, ist das jedoch aktuell nicht der Fall: Derzeit werden die verschiedenen Energieträger im Verhältnis zu den von ihnen verursachten Emissionen äußerst unterschiedlich mit staatlich veran‐ lassten bzw. regulierten, klimaschutzpolitisch begründeten Preisbestandteilen belastet („implizite CO 2 -Belastung“), darunter weit herausragend die elektrische Energie. Das ist weder energiepolitisch noch ordnungspolitisch sinnvoll, und auch nicht sozial gerecht. Abb. 11-3: Implizite CO 2 -Belastung für Haushalte, Quelle: VKU, Finanzierung der Energiewende, 2019 Das wird sich ohne grundlegende Reform auch bis 2030 nicht ändern, wie die Grafik der Abb. 11-3 ausweist. Für eine solche hat sich im Vorjahr der Verband kommunaler Unternehmen (VKU) mit einiger Dringlichkeit ausgesprochen. 11 Ansätze in dieser Richtung liefert das Klimapaket der Bundesregierung, das explizite eine nationales Emissionshandelssystem beinhaltet, wie in Kap. 7.2.4, Das nationale Emis‐ sionshandelssystem, und in Kap. 8, Die Politik der Energiewende, beschrieben. Die viel zu günstige Stellung von Benzin, Diesel, Erdgas und Heizöl würde damit zumindest im Ansatz korrigiert. Hier hängt dann viel am festgesetzten Startpreis der Zertifikate und deren sukzessiver Verknappung. 455 11 Kosten der Wende und ihre Finanzierung Abb. 11-4: Kosten der Energiewende, hier am Beispiel des Kernenergieausstiegs; Karikatur: Harm Bengen, in : Sterner / Stadler, Energiespeicher Für die breite Öffentlichkeit sind die Kosten der Energiewende (bisher noch) kein Gegen‐ stand von Diskussion und Auseinandersetzung geworden; die Karikatur der Abb. 11-4 ist in diesem Sinne ein Unikat. 456 11 Kosten der Wende und ihre Finanzierung 12 Folgen des (ungebremsten) Klimawandels Dass der Klimawandel keine Angelegenheit hypothetischer Szenarien und wissenschaftli‐ cher Prognosen ist, sondern als realer Prozess bereits eingesetzt hat, lässt sich mit vielen Fakten belegen, s. Kap. 5, Klimadiskussion: Treibhausgase. Auch die Öffentlichkeit, speziell auch die deutsche, ist inzwischen aufmerksam geworden. Mehrere Rekordsommer und die weitgehend ausbleibenden Winter haben aus unmittelbarer Erfahrung die Wahrnehmung der globalen Erwärmung verändert. Die Feststellungen sind zu eindeutig: ▸ Gletscherschwund, ▸ Verringerung der Eisschilde in Grönland und Antarktis, ▸ Rückgang des polaren Meereises, ▸ Tauen des Permafrostes, ▸ Anstieg des Meeresspiegels, ▸ Änderung der Meeresströmungen, ▸ vermehrtes Auftreten von Wetterextremen. Abb. 12-1: Vieljährige mittlere Lufttemperatur sowie Änderungssignal über die Projektionszeiträume gegenüber der Gegenwart, Quelle: Studie Vulnerabilität Deutschlands gegenüber dem Klimawandel, 2015, Abb.11 Als aktuelles Beispiel aus dem Sommer 2020 sei die Erwärmung der Arktis zitiert, die sich nach den Feststellungen der Klimaforscher zwei-bis dreimal so stark erwärmt wie die übrigen Weltgegenden. 1 „Heiß, wie in der Arktis“, in: FAS vom 2. August 2020. 2 nach einer im Bundesgesundheitsblatt erschienenen Auswertung. 3 Frey, A. in Z. FAZ vom 2. August 2020, Seite Wissenschaft. 4 Umweltbundesamt (Hg): adelphi / PRC / EURAC (2015): Vulnerabilität Deutschlands gegenüber dem Klimawandel, Climate Change 24/ 2015, Dessau-Roßlau. 5 Für die Vulnerabilitätsstudie wurde eine größere Zahl von vorliegenden Klimaprojektionen ausge‐ wertet, sodass sich ein Spektrum von Aussagen ergab, das mit den Hilfsbegriffen Schwacher bzw. Starker Wandel jeweils zweigeteilt wurde. Schwacher Wandel: 85 % der vorliegenden Projektionen ergeben höhere und 15 % die dargestellten oder niedrigere Änderungsraten. Starker Wandel: 85 % der vorliegenden Klimaprojektionen ergeben die dargestellten oder niedrigere Änderungsraten und 15 % sagen höhere Änderungsraten voraus. Als Grund wird die Rückkopplung aus verringerter Eisbedeckung und der Albedo, i. e. der Reflektion der Einstrahlung durch eisbedeckte Flächen vermutet. 1 Was Deutschland betrifft, so ist das wichtigste Ergebnis schon heute: Extreme Wetter‐ ereignisse nehmen zu, und es wird trockener und wärmer. Die Sommer 2003, 2018 und 2019 waren die heißesten seit dem Beginn der Messungen 1881. Im niedersächsischen Lingen wurde 2019 ein neuer deutscher Temperaturrekord von 42,6 º C gemessen. Die Folgen der hohen Sommertemperaturen machten sich schon im Sommer 2003 bemerkbar, als 7.600 Hitzetote zu beklagen waren. 2 Die leicht ermittelbare und für die Öffentlichkeit direkt wahrnehmbare Zahl der sogenannten Hitzetage, also der Tage mit mehr als 30 ° C Lufttemperatur, hat sich in den deutschen Großstädten in den letzten Jahrzenten verdoppelt. 3 Bezüglich der vieljährigen mittleren Lufttemperatur für Deutschland kann nach der Vulnerabilitätsstudie des Bundesumweltamtes 4 eine Zunahme gegenüber der Gegenwart (Referenzzeitraum 1961 bis 1990) nach Abb. 12-1 prognostiziert werden. Danach ist mit einem Plus von mindestens 0,5 º C in der nahen Zukunft (Zeitraum 2021 bis 2050) für einen schwachen Wandel zu rechnen. Bei starkem Wandel kann für die nahe Zukunft ein Anstieg um bis zu 2 º C in Norddeutschland beziehungsweise 2,5 º C in Süddeutschland angenommen werden. Für die ferne Zukunft (Zeitraum 2071 bis 2100) ist eine Erhöhung der mittleren Lufttem‐ peratur von mindestens 1,5 º C bei schwachem Wandel und maximal 3,5 º C in Norddeutsch‐ land beziehungsweise 5 º C in Süddeutschland bei starkem Wandel zu erwarten. 5 Der Temperaturanstieg ist generell, wie auch die spätere Abb. 12-3 bestätigt, der maximal wirkungsmächtigste Klimafaktor. Abb. 12-2 gibt einen Überblick über seine vielfältigen Auswirkungen, gestaffelt nach seiner Größe. Niederschläge sind ein weiterer wichtiger Klimafaktor, der viele Sektoren der Volks‐ wirtschaft und allgemein der Gesellschaft beeinflusst. Im Sommer ist bei einem starken Wandel in der nahen Zukunft mit einer Abnahme des sommerlichen Niederschlags um circa 5‒10 % rechnen zu. Am südlichen Oberrhein kann der Niederschlag im Sommer um 20 % abnehmen. Bei einem schwachen Wandel sind bundesweit geringfügige Zunahmen der Niederschlagsmengen von etwa 10 % möglich; im äußersten Osten Deutschlands und an der Küste um 20 %. Die ferne Zukunft zeigt beim schwachen Wandel eine Veränderung der räumlichen Muster der Niederschlagsverteilung. Im Süden und Westen Deutschlands ist in weiten Teilen ein Rückgang der Sommerniederschlagsmengen, um etwa 10 % zu erwarten. Nennenswerte Zunahmen um ungefähr 10‒20 % würden sich nahezu ausschließlich im 458 12 Folgen des (ungebremsten) Klimawandels Osten Deutschlands (vor allem Ost-Sachsen, Brandenburg, Berlin, Mecklenburg-Vorpom‐ mern, nördliche Teile Bayerns, Thüringen) zeigen. Im Fall eines starken Wandels, der so unrealistisch nicht ist, kann dagegen der sommer‐ liche Niederschlag um 20 % in weiten Teilen des östlichen Bundesgebiets und um 30 % und mehr im westlichen Teil des Bundesgebiets abnehmen. Im Winter sind in der nahen Zukunft - anders als in den Sommermonaten - überwiegend Niederschlagszunahmen zu erwarten. In ferner Zukunft ist bereits beim schwachen Wandel flächendeckend mit zunehmenden Niederschlagsmengen von über 10 % zu rechnen. Beim starken Wandel werden deutsch‐ landweit Zunahmen um 30 % erwartet, an den Küsten und in den Mittelgebirgen sogar darüber hinaus. Bei einem starken Wandel wird es also nach der Vulnerabilitätsstudie zu einer Verschiebung der Niederschläge vom Sommer in den Winter kommen und damit zu einer eine Zunahme der Trockenperioden. Abb. 12-2; Die Abbildung veranschaulicht die Folgen globaler Erwärmung auf die Ökosysteme und die Gesellschaft und macht deutlich, dass wir schon jetzt mit den Folgen leben (müssen); Quelle: Z. Kultur und Technik, 2/ 2020, S. 12 Geordnet nach der Zahl der Wirkungen stehen Temperatur und Niederschlag deutlich an der Spitze, vgl. Abb. 12-3, dann folgen Hitze und Trockenheit. Wie die Abbildung zeigt, 459 12 Folgen des (ungebremsten) Klimawandels 6 Übernommen von Vulnerabilitätsstudie, Kap. 8.4.3, Zentrale Klimawirkungen und handlungsfeld‐ übergreifende Schwerpunkte. werden 41 Klimawirkungen von der Temperatur und 37 vom Niederschlag beeinflusst. Die große Bedeutung dieser beiden Klimasignale wird hiermit reflektiert, was die subjektive Wahrnehmung betätigt. Aus den Ergebnissen der Vulnerabilitätsstudie ließen sich sechs Auswirkungsschwer‐ punkte ableiten. Kurzgefasst sind es: 1. Schäden durch ansteigende Hitzebelastung in Verdichtungsräumen, insbesondere in den städtischen Regionen, 2. eine Beeinträchtigung der Wassernutzung infolge zunehmender Erwärmung und vermehrter Sommertrockenheit, 3. Schäden an Gebäuden und Infrastrukturen durch Starkregen und Sturzfluten in urbanen Räumen, 4. Schäden an Gebäuden und Infrastrukturen durch Flussüberschwemmungen, 5. Schäden an Küsten durch erhöhten Seegang und steigende Sturmflutgefahr auf‐ grund eines weiteren Anstiegs des Meeresspiegels, sowie eine Veränderung der Zusammensetzung und der natürlichen Entwicklungsphasen von Arten. 6 Abb. 12-3: Anzahl der Klimawirkungen, die verschiedene Klimasignale haben; Quelle: Vulnerabili‐ tätsstudie, Abb. 177 460 12 Folgen des (ungebremsten) Klimawandels Abb. 12-4: Regionale Betroffenheit und handlungsfeldübergreifende Folgen des Klimawandels in Deutschland (nahe Zukunft); Quelle: Studie Vulnerabilität Deutschlands gegenüber dem Klimawan‐ del, 2015, Abb.183l. Eine Übersicht über die unterschiedlich betroffenen Regionen gibt Abb. 12-4. Sie dient zugleich als Hinweisgeber für zu ergreifende Maßnahmen, um die Folgen aufzufangen bzw. abzumildern. Sie finden ihren Niederschlag im von der Bundesregierung erstellten 461 12 Folgen des (ungebremsten) Klimawandels 7 Stern, N.: The Economics of Climate Change. The Stern Review, Cambridge 2006. Aktionsplan Anpassung der 2008 beschlossenen Deutschen Anpassungsstrategie, der erstmals 2011 erschien und sich auf die folgenden Cluster bezieht: ▸ Wasser, ▸ Infrastrukturen, ▸ Raumplanung und Bevölkerungsschutz, ▸ Land, ▸ Gesundheit, ▸ Wirtschaft. 2015 wurde der Nachfolger des Aktionsplans Anpassung beschlossen (APA II). Im Mai 2020 hat das Bundesumweltministerium (BMU) die Konsultationen zum 2. Fortschrittsbericht zur Deutschen Anpassungsstrategie an den Klimawandel (DAS) eröffnet, die zugleich einen Ausblick auf den nächsten Aktionsplan Anpassung (APA III) geben werden. Der Aktionsplan wird sich in verschiedene Cluster gliedern. Für das Cluster „Wasser“ sind die Fortführung des Nationalen Hochwasserschutzprogramms und des Bundespro‐ gramms Blaues Band Deutschland, die Erarbeitung einer Hierarchisierung von Wasser‐ nutzungen bei Nutzungskonflikten, Grundlagen zum Umgang mit Niedrigwasser und Trockenheit, ein Leitfaden zur Erstellung von Gefahren- und Risikokarten für lokale Starkregenereignissen sowie der Aufbau einer Datenbank zur Dokumentation von Extrem‐ wettern vorgesehen. Im Cluster „Raumplanung und Bevölkerungsschutz“ plant der Bund insbesondere die Weiterentwicklung des Leitbilds „Schwammstadt“ sowie die Erarbeitung einer Muster‐ empfehlung zur dezentralen Bewässerung von Stadtgrün zur Trockenheitsvorsorge. Er wird Grundlagen zum Umgang mit Niedrigwasser und Trockenheit, einen Leitfaden zur Erstellung von Gefahren- und Risikokarten für lokale Starkregenereignisse sowie den Aufbau einer Datenbank enthalten. Die konkreten Maßnahmen im APA III werden sich an der Neuauflage der Vulnerabi‐ litätsanalyse orientieren, die 2021 vorliegen soll. Der Aktionsplan APA III wird für das Cluster „Wasser“ die Fortführung des Nationalen Hochwasserschutzprogramms und des Bundesprogramms Blaues Band Deutschland und die Erarbeitung einer Hierarchisierung von Wassernutzungen bei Nutzungskonflikten enthalten. Eine für die britische Regierung unter der Schirmherrschaft von Sir N. STERN angestellte Untersuchung hat im Jahr 2006 erstmals die möglichen volkswirtschaftlichen Effekte des Klimawandels berechnet und damit für entsprechende Aufmerksamkeit gesorgt. 7 Sir STERN kam in seinem vielzitierten Bericht zu dem Schluss, dass der Klimawandel erhebliche volkswirtschaftliche Kosten verursachen wird, und zwar in Höhe von bis zu 20 % des Bruttosozialproduktes bis zum Jahr 2100. Damit kann der Klimawandel die weltweiten Volkswirtschaften in eine Rezession führen (wenn nichts geschieht, den Klimawandel zu stoppen bzw. ihn abzumildern). Der Klimawandel berührt auch die einzelnen Sektoren der deutschen Volkswirtschaft, und dies auf unterschiedliche Art - er verursacht in jedem Fall Aufwendungen, die 462 12 Folgen des (ungebremsten) Klimawandels 8 Kemfert, C.: Die ökonomischen Folgen des Klimawandels, in: Politik und Zeitgeschichte 47/ 2007 / Klimawandel. im Folgenden mit CL. KEMFERT abgeschätzt werden: 8 Durch die zunehmend extrem heißen Sommer wird die Forstwirtschaft künftig verstärkt durch Waldbrände gefährdet, Wassermangel wird die Wachstumsbedingungen verschlechtern, und vermehrt werden Waldschädlinge auftreten. Hinzu kommt eine erzwungene Veränderung der Forstbewirt‐ schaftung durch Waldumbauprogramme, was auf den Vorzug von gegen Klimaschwankun‐ gen resistenteren Mischwäldern anstelle von Monokulturen hinausläuft. „Daher treten in diesem Sektor sowohl Klimaschäden als auch Kosten der Anpassung auf, beispielsweise für eine erhöhte Wasserbereitstellung, für Schädlingsbeseitigung und die Umstellung auf veränderte Anbaumethoden.“ (KEMFERT) Insbesondere in Südwestdeutschland wird die Land- und Forstwirtschaft in Zukunft mit Trockenheit und Wasserknappheit zu rechnen haben. So kann es zu Ernteeinbußen kommen, die der Land- und Forstwirtschaft in den kommenden 50 Jahren Schäden in einer Höhe von bis zu drei Milliarden Euro eintragen. Bayern, Niedersachsen und Baden-Würt‐ temberg wären am stärksten betroffen (Bayern und Niedersachsen je ca. 570 Mio. Euro, Baden-Württemberg ca. 270 Mio. Euro). Zu den direkten Kosten der Schäden bzw. Ausfälle kommen die Kosten der Anpassung an den Klimawandel hinzu, die etwa doppelt so hoch sind wie die direkten Kosten. Im Frühjahr/ Winter kann es wegen starker Niederschläge insbesondere in Flussnähe und an den Küsten zu Hochwasser und zu Überschwemmungen kommen. Durch solche Überflutungen können Immobilien- und Infrastrukturschäden von bis zu 10 Mrd. Euro auftreten. Es ist sehr wahrscheinlich, dass schon bei Änderungen der mittleren Lufttemperatur von 1 º C die Mehrzahl der heutigen Wintersportgebiete in Deutschland keinen Schnee mehr erwarten kann. Dadurch wird es zu einer Reduktion des Wintersporttourismus speziell in den deutschen Mittelgebirgen kommen. Bei einer Temperaturerhöhung von bis zu 4,5 º C im Jahre 2100 werden alle deutschen Skigebiete dauerhaft schneefrei sein. Wegen des wärmeren Klimas in Norddeutschland kann andererseits damit gerechnet werden, dass der Tourismus an Nord- und Ostsee zunehmen wird. In sehr heißen Sommermonaten muss man wiederum mit einem deutlichen Rückgang des Tourismus in südliche Regionen rechnen. Die Tourismusbranche insgesamt wird über die kommenden 50 Jahre erhebliche Anpassungskosten mit bis zu 30 Mrd. Euro hinnehmen müssen. Ein stark vom Klimawandel betroffener Sektor ist der Gesundheitsbereich. Mit höheren Temperaturen können tropische oder subtropische Krankheiten auftreten, z. B. die Malaria. In der zweiten Hälfte des 21. Jahrhunderts wird eine deutliche Zunahme der Hitzebelastung erwartet, was hitzebedingte Sterbefälle verstärkt und einen deutlichen hitzebedingten Leistungsabfall der Beschäftigten erwarten lässt. Bei einem temporären Leistungsverlust von 30 bis 50 % kann das BSP um bis zu 5 % niedriger ausfallen. In Deutschland steigen heute die Gesundheitsausgaben schon wegen der demographischen Entwicklung stark an. Die durch den Klimawandel hervorgerufenen zusätzlichen Kosten werden diesen Anstieg verstärken. Es könnten in den kommenden 50 Jahren zusätzliche Kosten in Höhe von bis zu 56 Mrd. Euro auftreten. In der zweiten Hälfte dieses Jahrhunderts steigen diese Kosten nochmals deutlich auf bis zu 157 Mrd. Euro an. 463 12 Folgen des (ungebremsten) Klimawandels 9 Bundeszentrale für Politische Bildung (Hg): Venjakob, M., Mersmann: Kosten des Klimawandels, 23. Mai 2013 (unter Bezug auf DIW). In extremen Hitzeperioden wird aufgrund von Niedrigwasser in Flüssen nicht genügend Wasser vorhanden sein, um die Kraftwerke ausreichend mit Kühlwasser zu versorgen. Zudem kann die Energieinfrastruktur durch Stürme, Hagel oder extreme Eislasten beein‐ trächtigt werden. Diese Effekte verursachen erhöhte Energiekosten, da eine mögliche Angebotsverknappung die Energiepreise sprunghaft steigen lässt. Überdies können auf‐ grund einer Zunahme extremer Stürme und Hurrikane in weltweit Hurrikan-gefährdeten Gebieten Beeinträchtigungen der Öl- und Gasförderung auftreten. Angebotsengpässe auf den internationalen Märkten können erhebliche Preissprünge verursachen. Öl- und Gaspreissteigerungen an den Märkten bewirken, dass an den internationalen Märkten auch die Verbraucherpreise für Gas, Strom, Benzin, Diesel und Heizöl steigen. Neben energieintensiven Industrien wären insbesondere private Haushalte von einer Ener‐ giepreiserhöhung stark betroffen. Durch eine Energiepreiserhöhung um 20 % entstehen vermutlich volkswirtschaftliche Kosten von bis zu 130 Mrd. Euro in den kommenden 50 Jahren. In manchen energieintensiven Branchen kann sich der Energiekostenanteil auf bis zu 65 % der Gesamtkosten steigern. Im Verkehrssektor kann es zu erhöhten Kostenbelastungen kommen, da geänderte Luftströmungsverhältnisse Beeinträchtigungen im Luftverkehr verursachen können. Die Binnenschifffahrt erleidet durch Niedrig- oder Hochwasser Nachteile. Versicherungsunternehmen, insbesondere die großen Rückversicherer, werden durch die Zunahme extremer Klimaereignisse und die damit verursachten Kosten stark belastet werden, die sich auf die Prämien auswirken werden. Bis zu 100 Mrd. Euro zusätzliche Kosten durch den Klimawandel können als Wirtschaftsbelastung angenommen werden und die Volkswirtschaft damit insgesamt schwächen. Bei börsennotierten Unternehmen wird es eine immer bedeutsamere Rolle spielen, ob und wie ein bestimmtes Unternehmen vom Klimawandel betroffen sein wird bzw. als Verursacher zum Klimawandel beiträgt. Bei solchen Unternehmen, die vom Klimawandel betroffen sind und sich wenig anpassen können oder wollen, kann es zu einer schlechteren Bewertung an der Börse kommen. In der Summe werden „auch auf die deutsche Volkswirtschaft … erhebliche Belastungen zukommen; bis zu 800 Mrd. Euro müssten in den kommenden 50 Jahren für die Behebung von Klimaschäden, die Anpassung an den Klimawandel und gestiegene Energiekosten aufgewendet werden.“(KEMFERT) Von diesen 800 Mrd. Euro würden ca. 330 Mrd. auf direkte Kosten durch Klimaschäden entfallen, ca. 300 Mrd. Euro auf erhöhte Energiepreise (überwiegend für private Haushalte) sowie ca. 170 Mrd. Euro für Anpassungsmaßnahmen. Insgesamt würde dies zu gesamtwirt‐ schaftlichen Wachstumseinbußen von bis zu 0,5 Prozentpunkten führen. ▸ Ohne Gegenmaßnahmen könnten sich nach den Berechnungen des DIW die Kosten der Anpassung in der Erweiterung der Berechnung bis zum Jahr 2100 sogar auf bis zu erschreckende 3.000 Mrd. Euro erhöhen, was einer ungefähren Vervierfachung gegenüber 2050 entsprechen würde. 9 464 12 Folgen des (ungebremsten) Klimawandels Die Verteilung der Kosten des Klimawandels stellt sich nach den Prognosen des DIW durchaus ungleich dar und träfe Baden-Württemberg und Bayern besonders stark, s. Abb. 12-5. Abb. 12-5: Verteilung der Klimaschäden auf die Bundesländer, kumuliert bis 2050; Quelle: DIW Berlin 2008, Abb. 1 465 12 Folgen des (ungebremsten) Klimawandels 13 Das Akzeptanzproblem Es wurde umfangreich dargelegt, dass der Klimawechsel unabweisbar real ist und gravie‐ rende Folgen haben wird, wenn nicht gehandelt wird. Welche Möglichkeiten des Handelns zur Verfügung stehen, war ebenfalls Gegenstand der bisherigen Diskussion - mit dem Ergebnis, dass ein großes Repertoire von Technik und Anwendungspfaden existiert. Schließlich wurde auch sichtbar, wie sehr sich zumindest auf unserem Kontinent die Politik bemüht, den Empfehlungen der Wissenschaft zu folgen. Sie hat mit einem energiepoliti‐ schen Paradigmenwechsel und teilweise einschneidenden Maßnahmen reagiert und wird dies zweifellos weiter tun. Dass sich hier zwischen Öffentlichkeit und politischem Gestaltungswillen Gräben auf‐ tun, wurde in Kap. 10.1, Einfluss der (organsierten und nicht organisierten) Öffentlichkeit dargelegt. Es ist generell das Problem der Akzeptanz, das hier seinen Ausdruck findet. Abb. 13-1: Befragung 29.04.2019 bis 30.04.2019 bei 1.005 Personen ab 18 Jahren: "Zum Klimaschutz gibt es unterschiedliche Ansichten. Geben Sie bitte zu jeder der folgenden Ansichten an, ob Sie dieser eher zustimmen oder eher nicht zustimmen.", Quelle: Statista 2020 Akzeptanz ist in einem demokratischen Staat die Voraussetzung für das Gelingen - gegen Bürgerwillen ist Wissenschaft und Politik hierzulande machtlos. Das war vielfach zu beobachten - ob es nun um den Betrieb von Kernkraftwerken oder die Erhaltung des 1 25. Mai .2014, 100 % Tempelhofer Feld: Für vollständigen Erhalt des Tempelhofer Flughafenfeldes. 2 5. Mai 1996, Zusammenlegung der Bundesländer Berlin und Brandenburg, Ablehnung durch die Bevölkerung Brandenburgs. Flughafengeländes Tempelhof 1 oder um die Zusammenlegung der Bundesländer Berlin und Brandenburg 2 ging, um nur einige herausgehobene Beispiele zu nennen. Wenn es um den Klimaschutz als Metathema geht, ist die Antwort der Bevölkerung ein ausgeprägtes Einverständnis mit seiner Notwendigkeit. Dies gilt auch, wenn auf der Ebene darunter differenziertere Fragen gestellt werden, wie sie Abb. 13-1 ausweist. Die Statistik zeigt das Ergebnis einer Umfrage in Deutschland zu den Ansichten zum Klimaschutz. 85 % der Befragten gaben im April 2019 an, dass ohne Einschränkungen im Lebensstil der Klimawandel nicht gestoppt werden kann. So positiv das Ergebnis der Befragung scheinbar auch ausfällt: sie birgt in sich schon den Kern eines Missverständnis‐ ses. Die erste Frage sieht auch persönliche Einschränkung als notwendig an - die vierte Frage hebt das gleich wieder auf, indem sie anderen, hier der Industrie, die Verantwortung zuschiebt. Abb. 13-2: Mediale Präsenz Deutschland nach Themen; Quelle: PMG Presse-Monitor, 2020 Die Frage ist zudem, vor welchem Wissenshintergrund die Fragen beantwortet wurden. Da nähere Aussagen hierzu fehlen, kann als Basis nur die Berichterstattung in den öffentlichen Medien herangezogen werden. Hier überraschen einige Feststellungen: 468 13 Das Akzeptanzproblem 3 PMG Presse-Monitor, 2020. 4 Ein Stichwort „Corona“ wurde bei PMG noch nicht geführt. Das Thema Klimaschutz erreichte im Jahr 2019 im Vergleich zum Vorjahr einen Zuwachs von 275 %. Im gesamten Jahr 2019 hat er mit knapp 437.669 Nennungen die Spitze des Rankings erreicht (zuvor Platz 6), vor dem Thema Zuwanderung, das deutliche Rückgänge aufwies. 3 Nachrichten zu „Fridays for Future”, “Dieselskandal” und “Greta Thunberg” trugen hierzu maßgeblich bei. Spätestens seit dem Frühjahr 2020 standen das Leben und auch die Berichterstattung im Zeichen der Corona-Krise, was sich im Ranking in der Position „Pflege“ spiegelt. 4 Klimaschutz trat mit -52,4 % deutlich hinter Zuwanderung zurück und liegt jetzt auf dem immer noch prominenten dritten Platz, s. Abb. 13-2. Das Thema Klimaschutz ist demnach in der Öffentlichkeit sehr präsent. Ob allerdings in der von der Politik und von den Fachwissenschaftlern gewünschten Weise, kann hinterfragt werden. Dass der an sich vorhandene Zugang zu Informationen nicht ausreicht, belegen Umfra‐ gen. Die Bürger, durchweg grundsätzlich klimabewusst, sehen mehrheitlich die Politik in der Verantwortung, die Energiewende voranzubringen. An der Umsetzung der Ener‐ giewende nimmt jedoch die Kritik seit Jahren zu. Über zwei Drittel der Bürger sind unzufrieden mit der Energiepolitik der Bundesregierung und nur rd. 10 % äußern sich dazu positiv. Zudem überwiegt bei einer Mehrheit der Eindruck hat, die Energiewende verlaufe chaotisch. Vermisst wird danach ein Narrativ, das die Energiewende einerseits in ihren Zielen überzeugend begründet und andererseits die Vielzahl der betroffenen Sektoren und darüber hinaus auch die noch umfassendere Zahl der Maßnahmenpakete logisch und zugleich verständlich einordnet. Es nützt nichts, dass eine Pressemitteilung über z. B. die Nationale Wasserstoff-Strategie erscheint, wenn nicht zugleich der Zusammenhang mit dem großen Ganzen hergestellt wird. Dass das angesichts der Komplexität eines Jahrhundertvorhabens nicht leicht ist, bleibt unbestritten. Dennoch sollte hier der Versuch einer konzertierten Aktion unternommen werden: ▸ Die Kommunikation der Politik mit der Öffentlichkeit bedarf der Verbesserung im Hinblick auf ein konsistentes und immer wieder neu aktualisiertes Narrativ. Darüber hinaus besteht die Notwendigkeit, die Berichterstattung der Medien zu hinter‐ fragen. Berichte zu GRETA oder den Dieselskandal bedeuten noch keine tiefergehende Sachinformation. Daraus leiten wir hier die Vermutung ab, dass sich die öffentlichen Nachrichten und damit der allgemeine Informationsstand zu Klimaschutz eher an der Oberfläche bewegen. Öffentlichkeitsgeeignete Sachinformation an sich ist umfangreich verfügbar: über die Seiten der beteiligten Bundesministerien (BMWi, BMU), der DFG, der Fraunhofer-Gesellschaft, der Helmholtz-Gemeinschaft und darüber hinaus in zahlreichen Buchveröffentlichungen (von denen allein AMAZON über 3000 Titel mit Bezug zum Klimaschutz ausweist). Dies sind allerdings Informationspfade, die gezielte Aktivität und meist eine Vorbildung beim Nutzer voraussetzen - beides ist nicht unbedingt in der Breite vorhanden. 469 13 Das Akzeptanzproblem 5 Schmidt, Dr. H., Liederbach, Blog, Dezember 2015: Zu den wichtigsten Nachrichtenmedium zählt die Mehrheit der Deutschen zwischen 14 und 64 Jahren weiterhin das Fernsehen. Ihr Anteil ist inzwischen allerdings auf 70 Prozent gefallen. In der Jugend und bei den jungen Akademikern hat das Fernsehen seine Pole-Position unter den Nachrichtenmedien schon an das Internet verloren. Das Internet, wozu alle digitalen Angebote und damit auch die Web-Ableger der klassischen Medien gezählt werden, gewinnt in allen Gruppen weiter schnell an Bedeutung und hat in der Gesamtbevölkerung nun die Zeitung überholt. Das Radio hat sich stabilisiert. Leichte Verluste bei den Jüngeren stehen Zuwächse bei den Älteren gegenüber, so dass die Gesamtbedeutung seit 2010 sogar leicht zugelegt hat. Um mehr Tiefe für die bildungsfernere Allgemeinheit zu erzeugen, bedarf es offenbar weiterer und anderer Anstrengungen. Als Muster ließe sich das Thema Corona heran‐ ziehen, das sich im Jahr 2020 durchgehend durch eine Besonderheit auszeichnete: die Heranziehung von Experteninterviews und deren Verbreitung über das Fernsehprogramm der öffentlichen wie privaten Sendeanstalten und über deren digitalisiertes Angebot, das nach wie vor die Mehrheit der Bevölkerung erreicht. 5 Experteninterviews sind an sich problematisch, weil das Erklärungsniveau häufig akademisch hoch angesetzt ist. Auch hier kann man von Corona lernen: die Begleitung durch einen nachfragenden und erklärenden Moderator verhilft zu allgemeiner Verständlichkeit. Zusammenfassend wäre also für das Thema Klimaschutz zu empfehlen: ▸ Häufige Einschaltung von Experten aus Wissenschaft und Technik in die öffentliche Berichterstattung, z. B. in der Form moderierter Experteninterviews. Abb. 13-3: Akzeptanzebenen; Quelle: Local Energy Consulting (2020) nach Wüstenhagen et al. (2007) Eine grundsätzlich positive Haltung, auch wenn sie künftig besser substantiiert ist, ist jedoch nur ein Einstieg, wenn es um Entscheidungen vor Ort geht und davon gibt es viele, etwa: • Die Errichtung eines Windparks, • der Bau eines Photovoltaikfeldes, 470 13 Das Akzeptanzproblem 6 Nach Renn, O.: Akzeptanz und Energiewende, in: Jahrbuch für Christliche Sozialwissenschaften Bd. 56: Ethische Herausforderungen der Energiewende, 2015; gekürzt und ergänzt. • der Neubau und die Trassenführung von Strom- und Gasleitungen, • die Orte für die DC-AC-Konverter, • die Umrüstungen auf Fernwärme, • die Transporte radioaktiver Materialien, • die Endlagerung radioaktiver Materialien, • die Errichtung von tiefengeothermischen Anlagen etc. Die Liste lässt sich verlängern. Nur solche Projekte sind ausgespart, die ohne Umgebungs‐ wirkungen sind, wie die Dämmung des Eigenheims, der Einbau von Erdwärmepumpen auf eigenem Grundstück etc. Sie bilden den Sockel der in Abb. 13-3 dargestellten Pyramide. Was sind die Voraussetzungen für die Akzeptanz von Erneuerbaren Energien vor Ort oder von anderen Veränderungen, die Klimaschutzprojekte erfordern? Die Akzeptanzfor‐ schung nennt hierfür verschiedene „Akzeptanzfaktoren“: 6 Grundsätzliche Einstellung: Zu den stärksten Akzeptanzfaktoren auch vor Ort gehört die grundsätzlich positive Einstellung zur Energiewende, wie sie oben beschrieben wurde. Orientierung und Einsicht: Liegt eine Einsicht in die Notwendigkeit einer Maßnahme vor und steht man hinter den mit den Maßnahmen angestrebten Zielen, dann ist eher mit einer Akzeptanz zu rechnen. Damit sich Menschen aber ein Bild machen können, was sie bei der Umsetzung einer Maßnahme erwartet, brauchen sie Informationen über das Projekt und den Planungs- und Durchführungsablauf. Jeder will wissen, was auf ihn zukommt. Dazu gehört auch die Frage, ob Alternativen verfügbar sind und, wenn ja, warum diese nicht gewählt wurden. Die Bürger dürfen eine nachvollziehbare Argumentation erwarten, wenn es um die Begründung von Entscheidungen geht. Selbstwirksamkeit: Menschen neigen dazu, Eingriffe in ihre Lebenswelt abzulehnen, wenn sie glauben, dass ihre Freiheit, ihre persönliche Souveränität und ihre Lebensgewohnheiten eingeschränkt werden könnten. Beispielsweise empfinden Menschen eine Stromabschaltung (wie sie im Rahmen einer Smart-Grit-Lösung bei zu hoher Stromnachfrage vorkommen kann) als eine unzulässige Beeinträchtigung ihrer Souveränität. Je mehr also eine Maßnahme den Eindruck verschafft, den persönlichen Spielraum einzuengen, desto eher ist mit mangelnder Akzeptanz zu rechnen. Das Argument der Selbstwirksamkeit gilt aber auch für den Ent‐ scheidungsprozess selbst. Je mehr Menschen die Möglichkeit erhalten, an den Planungen mitzuwirken, desto größer wächst das Zutrauen in die eigene Selbstwirksamkeit. Das kann auch gefährlich werden, denn die Zahl der sich öffentlich artikulierenden Akzeptanz‐ verweigerer kann in einem solchen Prozess zunehmen. Dennoch ist es im Interesse der Planungsbehörden, die Selbstwirksamkeit der betroffenen Menschen zu stärken. Dass dies dazu führt, dass Proteste zumindest zu Beginn von Maßnahmen erst einmal ansteigen, muss in Kauf genommen werden. 471 13 Das Akzeptanzproblem 7 Unter Verwendung von Local Energy Consulting (Hg): Akzeptanz und lokale Teilhabe in der Energiewende. Im Auftrag von Agora Energiewende, 2020, gekürzt und ergänzt. Positive Risiko-Nutzen-Bilanz: Akzeptanz ist umso eher zu erwarten, je mehr die geplanten Maßnahmen einem selbst oder den Gruppen und Individuen zugutekommen. Auch wenn durch Maßnahmen das Allgemeinwohl sichtbar gestärkt wird, ist mit einer höheren Akzeptanz zu rechnen. Bei allen Informationen ist es den Betroffenen wichtig, ob sie persönlich einen positiven Nutzen aus dem Vorhabens ziehen können. Ohne Informationen über Nutzen und Risiko kann man in der Tat schwer die Sinnhaftigkeit eines Vorhabens beurteilen. Bei der Risiko-Nutzenbi‐ lanz sind beide Komponenten, Risiko wie Nutzen, von Bedeutung und stehen auch in einer Beziehung zueinander. In der Regel versuchen die Menschen, kognitive Dissonanz, d. h. widersprüchliche Argumente und Gegensätze, zu vermeiden. Von daher zeigen empirische Untersuchungen auf, dass die meisten Menschen ein hohes Risiko gleichzeitig mit einem geringen Nutzen und umgekehrt einen hohen Nutzen mit einem geringen Risiko verbinden. Sobald also eine Energiequelle in der Öffentlichkeit als ungefährlich eingestuft wird, wird automatisch auch der Nutzen für die Gesamtheit als positiver verstanden. Von daher ist die ehrliche und offene Risikodarstellung und -wahrnehmung wichtig für die Akzeptabilität einer Maßnahme. Identität: Je mehr man sich mit einer Maßnahme identifizieren kann, umso größer ist die Ak‐ zeptanzbereitschaft. Das bedeutet z. B., Informationen bereitzustellen, die den positiven Stellenwert des Vorhabens für die weitere Entwicklung des persönlichen und örtlichen Umfeldes beschreiben. Es kann auch bedeuten, den oder die Betroffenen ideell oder materiell direkt in das Vorhaben einzubeziehen. Zu letzterer Möglichkeit gehören z. B. kooperative Betreibermodelle oder Eigentumsoptionen (wie Genossenschaften, Ausgabe von Anteilsscheinen, Gewinnbeteiligung etc.). Eine Beteiligung an Eigentum oder Nut‐ zungsrechten schafft hohe, auch emotionale Identifikation. In den benannten Akzeptanzfaktoren spielt Beteiligung der Öffentlichkeit eine zentrale Rolle. Ist sie angemessen und seriös, so fördert sie die Akzeptanz. Zu unterscheiden sind hier zwei Kategorien: 7 ▸ Formelle Beteiligungsformen, wie sie im Bau- und Planungsrecht vorgegeben sind, ▸ Informelle Beteiligungen, die stärker dialogorientiert sind und sich den jeweiligen Bedingungen vor Ort anpassen lassen. Neben der gewählten Beteiligungsform ist ein frühzeitiger Einstieg entscheidend. Eine echte und frühe Beteiligung der Öffentlichkeit halten rund 82 % der Bürger für wichtig. Rein formelle Beteiligungen, die etwa als bloße Alibi-Veranstaltungen zur Erfüllung der gesetzlichen Auflagen initiiert werden, sind wenig erfolgsversprechend. Ein lokaler Bezug in der Form der Mitwirkung kommunaler bzw. örtlicher Vertreter hilft zusätzlich, s. Abb. 13-4. Der Eindruck, dass das Vorhaben „von oben“ oder durch externe Interessierte (z. B. Unternehmen) durchgedrückt werden soll, muss auf jeden Fall vermieden werden. 472 13 Das Akzeptanzproblem Abb. 13-4: Bürgern sind Beteiligung und lokaler Bezug wichtig; Quelle: FA Windenergie (2017), BMU (2019) Für den Ablauf erfolgreicher Veranstaltungen gibt es inzwischen so etwas wie eine Norm: Ihr Gegenstand sollte sich an den oben genannten Faktoren ausrichten. Dass ingenieur‐ technische Einzelheiten zumindest zu Beginn nicht im Vordergrund stehen, versteht sich von selbst - sie können ggf. im Dialog auf Nachfrage nachgetragen werden. Die eigentliche Präsentation eines Sachkundigen besteht aus einem Vortrag und einer nachfolgenden Fragerunde. Bei beiden Teilen der Präsentation ist die Erwartungshaltung der Zielgruppe zu berücksichtigen. Einleitung: Vorstellung des Referenten durch einen Vertreter der Kommune. Die Einleitung ist vor allem für die Kontaktnahme zwischen Vortragenden und Publikum von Bedeutung. Eröffnung: Ein lokaler oder persönlicher Bezug ist zu bevorzugen und bietet einen guten Einstieg. Falls es bereits zu Protesten gekommen ist, sollte hierauf gleich zu Beginn verständnis- und respektvoll eingegangen werden, ohne eine Diskussion vorwegzunehmen. Hauptteil: Der Vortrag selbst erläutert das Vorhaben in seinen Hauptkomponenten in sog. einfacher Sprache (ohne wissenschaftlich oder zu fachlich zu werden). Es ist zu vermeiden, die An‐ wesenden mit zu vielen Informationen und weitschweifigen Ausführungen einzudecken, da sonst die eigentlich wichtigen Informationen verloren gehen. Oft ist es eine Gratwanderung zwischen fachlicher Tiefe und Verständlichkeit der Aussagen. Für die Darstellung gilt: ▸ Klare, einfache und verständliche Darstellung, ohne das Publikum zu überfordern. ▸ Fakten gehen vor persönlicher Meinung. Die Fakten sind als solche nachvollziehbar dazustellen. ▸ Die Wirkungen alternativer Maßnahmen sind objektiv darzustellen; auch Probleme während der Planung sollten nicht verschwiegen werden. Dies fördert die Transpa‐ renz der Planung für den Zuhörer und schafft Vertrauen. ▸ Eine Risiko-Nutzen-Bilanz ist mit aufzunehmen. 473 13 Das Akzeptanzproblem ▸ Rechtliche und finanzielle Beteiligungsmöglichkeiten (so sie darstellbar sind) müs‐ sen als Chance dargestellt und erläutert werden. ▸ Pläne und Zeichnungen können zur Veranschaulichung der Planung dienen, müssen für alle in Power Point aufbereitet sein und projiziert werden. Möglichst sind Handouts vorzuhalten. ▸ Die Originale eignen sich gut, um die Planungen im Detail mit den besonders Interes‐ sierten zu besprechen. Dafür sollten die Pläne in gut lesbarer Größe im Vortragssaal an der Wand angebracht werden. In kleinen Gruppen kann sich dann vor den Plänen eine Diskussion zwischen Planern und Interessierten ergeben. Bei der Verwendung von Planunterlagen und Zeichnungen ist auf eine verständliche Aufbereitung zu achten. Die Zuhörer sind es in der Regel nicht gewohnt, mit technischen Plänen zu arbeiten. ▸ Die Präsentation sollte 45 Minuten nicht wesentlich überschreiten. Schluss: Der Schluss dient der Zusammenfassung des Gesagten, in diesem Teil des Vortrags sollten daher keine neuen Inhalte präsentiert werden. Den Schlusspunkt sollte ein Appell, ein Zitat oder Bild bilden, im Sinne einer „take home message“, die dem Zuhörer im Gedächtnis bleibt. Verteilte Hand-outs dienen dem gleichen Zweck. Der Schluss dient zugleich als Überleitung in die Diskussion, die nicht vom Vortragenden selbst moderiert werden darf. Es empfiehlt sich ein örtlicher Vertreter, z. B. der Kommune, ggf. auch ein seriöses Mitglied einer ggf. vorhandenen Bürgerinitiative. Nicht immer ist Bürgerbeteiligung im ersten Anlauf erfolgreich. Es gibt Situationen, in denen sich die beteiligten Bürger nicht überzeugen lassen, bis hin zum Extrem, dass sich die Parteien emotional unversöhnlich gegenüberstehen. Wenn dann auch noch die Alternativen versagen, steht gelegentlich der Abbruch des Verfahrens im Raum. In solchen Fällen steht die Professionalisierung der Prozesssteuerung und -begleitung an. Hierunter versteht man die vollständige Prozessbegleitung durch Externe, z. B. in der Form der Mediation. Auch in Deutschland gibt es hierauf spezialisierte Beratungsunternehmen. Gelegentlich reicht es jedoch aus, Einzelpersonen, die das Vertrauen beider Seiten gewin‐ nen, mit dieser Aufgabe zu betrauen, ▸ also einen Mediator zu benennen. Im Bereich von Infrastrukturvorhaben ist das recht häufig der Fall - prominentes Beispiel ist der Neubau des Stuttgarter Hauptbahnhofs, der mehrfach vor dem Aus stand und in Mediator-Runden gerettet werden musste. Eine fast ideale Brücke zur Akzeptanz ist die lokale Teilhabe, für die es nicht bei jedem Objekt Möglichkeiten gibt. Hier ist unternehmerische Fantasie gefragt. Was z. B. bei Onshore-Windanlagen möglich und bereits praktiziert ist, zeigt Abb. 13-5. Was die Abbildung nicht zeigt, ist die Einbeziehung von Bürger-Personen in die Projekt‐ leitung oder in Verwaltungsvorgänge des strittigen Vorhabens. Auch das ist Teilhabe, wenn es sich hier um Persönlichkeiten des örtlichen Vertrauens handelt. 474 13 Das Akzeptanzproblem 8 Nach Mai, J.: Karrierebibel. © 2007-2020 Karrierebibel.de, Abruf 4. August 2020. Abb. 13-5: Möglichkeiten lokaler Teilhabe bei terrestrischen WEA; Quelle: Local Energy Consulting (2020) Wie auch immer die Projekte angegangen werden - es handelt sich immer um Veränderung - im Ortsbild, im landschaftlichen Umfeld, in der Versorgung, in einer neuen und nicht vertrauten Technik, in der Natur, vielleicht auch in der privaten Lebensführung. Und es handelt sich im Allgemeinen um unfreiwillige Veränderungen. Das Gewohnte muss verlassen werden. Darauf reagieren Menschen mit einem typischen Muster, das im Rahmen der Karriere‐ forschung entwickelt wurde, sich aber durchaus generalisieren lässt und in Abb. 13-6 bildlich dargestellt ist: 8 ▸ Der Prozess der Reaktion beginnt mit der Verneinung (dass eine Veränderung notwendig ist), ▸ führt über eine Phase (aktiven oder passiven) Widerstandes schließlich zu einer veritablen (Sinn-)Krise, 475 13 Das Akzeptanzproblem 9 Bundesnetzagentur (Hg): Hinweise für die Planfeststellung. ▸ die überwunden wird, indem sich der Betroffene auf die Veränderung einlässt und Neues bewusst wahrnimmt, ▸ um schließlich in der Akzeptanz-Phase die Veränderung anzunehmen, ggf. in der Form eines Kompromisses. Abb. 13-6: Veränderungskurve: Fünf typische Phasen; Quelle: J. Mai, Karrierebibel; © 2007-2020 Karrierebibel.de Akzeptanz steht damit am Ende eines Vorgangs, der oft langwierig ist und eben auch Zeit braucht. Zeit, die vielfach nicht eingeplant ist und zu Verzögerungen in der Umsetzung und Realisierung führt - bis hin zu massiven Umplanungen, die dann auch noch die Finanzierung sprengen. Das kann man kritisch sehen, zumal es mit der überbordenden Bürokratie auch noch einen weiteren Verursachungsfaktor gibt, der Projekte, vor allem Großprojekte, aus dem Zeit- und Kostenrahmen fallen und gelegentlich auch entgleisen lässt. Die kann man allerdings in Grenzen halten oder wieder zurückführen, wie es die Bundesregierung in einem Teilbereich mit dem „Entwurf eines Gesetzes zur weiteren Beschleunigung von Planungs- und Genehmigungsver‐ fahren im Verkehrsbereich“ vom Dezember 2019 bereits vorgeführt hat. Wie umfangreich und komplex dennoch das Planungsverfahren ist, sei am Beispiel der Südlink-Trasse für den Teilschritt Planungsfeststellung dargelegt: 9 Soll eine länderübergreifende oder grenzüberschreitende Stromleitung errichtet und betrieben werden, muss zuerst die Bundesfachplanung und anschließend die Planfeststellung durchlaufen werden. Gesetzliche Grundlage für das Planfeststellungsverfahren sind das Netzausbaubeschleunigungs‐ gesetz Übertragungsnetz (NABEG), das Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) und das Verwaltungs‐ verfahrensgesetz (VwVfG). Der in der Bundesfachplanung bestimmte Trassenkorridor ist für die Planfeststellungsverfahren verbindlich (§ 15 Abs. 1 NABEG, §§ 18 ff. NABEG). Für die Planfeststellungsverfahrens im Sinne dieser Vorschriften ist die Bundesnetzagentur zuständig (§§ 31, 2 Abs. 2 NABEG und § 1 Planfeststellungszuweisungsverordnung (PlfZV)). 476 13 Das Akzeptanzproblem Das Planfeststellungsverfahren beginnt mit einem Antrag der Vorhabenträger (§ 19 NABEG). Der Antrag enthält Pläne und Beschreibungen des Vorhabens sowie Erläuterungen zu den Umweltauswirkungen. Die gesetzlichen Vorgaben dazu finden sich in § 19 NABEG. Dieser lautet: Die Planfeststellung beginnt mit dem Antrag des Vorhabenträgers. Der Antrag kann zunächst auf einzelne angemessene Abschnitte der Trasse beschränkt werden. Der Antrag soll auch Angaben enthalten, die die Festlegung des Untersuchungsrahmens nach § 20 ermöglichen, und hat daher in allgemein verständlicher Form das geplante Vorhaben darzustellen. Der Antrag muss enthalten 1. einen Vorschlag für den beabsichtigten Verlauf der Trasse sowie eine Darlegung zu in Frage kommenden Alternativen und 2. Erläuterungen zur Auswahl zwischen den in Frage kommenden Alternativen unter Be‐ rücksichtigung der erkennbaren Umweltauswirkungen und, 3. soweit es sich bei der gesamten Ausbaumaßnahme oder für einzelne Streckenabschnitte nur um unwesentliche Änderungen nach § 25 handelt, die Darlegung der dafür erforderlichen Voraussetzungen. Nach Eingang des vollständigen Antrags führt die Bundesnetzagentur eine Antragskonferenz mit den Trägern öffentlicher Belange sowie den Vereinigungen und Verbänden durch. Die Antragskonferenz ist öffentlich. Die Bundesnetzagentur legt aufgrund der Erkenntnisse der Antragskonferenz einen Untersu‐ chungsrahmen für die Planfeststellung fest und bestimmt den erforderlichen Inhalt des nach § 21 NABEG einzureichenden Plans und der Unterlagen. Wesentliche Vorgaben dazu finden sich in § 21 NABEG. Dieser lautet: 1. Der Vorhabenträger reicht den auf Grundlage der Ergebnisse der Antragskonferenz nach § 20 Absatz 3 bearbeiteten Plan bei der Planfeststellungsbehörde zur Durchführung des Anhörungsverfahrens ein. 2. Der Plan besteht aus den Zeichnungen und Erläuterungen, die das Vorhaben, seinen Anlass und die von dem Vorhaben betroffenen Grundstücke und Anlagen erkennen lassen. 3. Die Planfeststellungsbehörde kann vom Vorhabenträger die Vorlage von Gutachten ver‐ langen oder Gutachten einholen. Soweit Unterlagen Betriebs- oder Geschäftsgeheimnisse enthalten, sind sie zu kennzeichnen; die Regelungen des Datenschutzes sind zu beachten. 4. Für den UVP-Bericht nach § 16 des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung soll nach Maßgabe der §§ 15 und 39 Absatz 3 des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung auf die in der Bundesfachplanung eingereichten Unterlagen Bezug genommen werden. 5. Die Planfeststellungsbehörde hat die eingereichten Unterlagen innerhalb eines Monats nach Eingang auf ihre Vollständigkeit hin zu überprüfen. Die Vollständigkeitsprüfung beinhaltet die Prüfung der formellen Vollständigkeit sowie eine Plausibilitätskontrolle der Unterlagen. Sind die Unterlagen nicht vollständig, hat die Planfeststellungsbehörde den Vorhabenträger unverzüglich aufzufordern, die Unterlagen innerhalb einer angemessenen Frist zu ergänzen. Nach Abschluss der Vollständigkeitsprüfung hat die Planfeststellungs‐ behörde dem Vorhabenträger die Vollständigkeit der Unterlagen schriftlich zu bestätigen. Wird eine Hochspannungsfreileitung mit einer Länge von mehr als 15 km und mit einer Nenn‐ spannung von 220 kV oder mehr errichtet und betrieben, ist laut Gesetz über die Umweltverträg‐ 477 13 Das Akzeptanzproblem lichkeitsprüfung (UVPG) eine Umweltverträglichkeitsprüfung durchzuführen (siehe § 6 UVPG in Verbindung mit Anlage 1 Nr. 19.1.1 des UVPG). Ebenso ist für die Errichtung und den Betrieb eines Erdkabels nach § 2 Abs. 5 des Bundesbedarfsplangesetzes (BBPlG) eine Umweltverträglich‐ keitsprüfung durchzuführen (siehe § 6 UVPG in Verbindung mit Anlage 1 Nr. 19.11 des UVPG). Das Planfeststellungsverfahren ist das Trägerverfahren der Umweltverträglichkeitsprüfung. In den verschiedenen Verfahrensstufen der Planfeststellung sind die Voraussetzungen des UVPG ergänzend zu beachten. Der bearbeitete Plan und die Unterlagen nach § 21 NA-BEG weisen einen höheren Umfang und Detaillierungsgrad auf und stellen die Grundlage des Anhörungsverfahrens im nachfolgen‐ den Verfahrensschritt dar. Die Unterlagen werden an die Träger öffentlicher Belange, die von dem beantragten Vorhaben berührt sind, und an Vereinigungen übermittelt. Sie werden zur Stellungnahme aufgefordert. Gleichzeitig wird veranlasst, dass die Unterlagen zum Zweck der Öffentlichkeitsbeteiligung ausgelegt und im Internet veröffentlicht werden. Jeder, dessen Belange durch die Maßnahme berührt werden, kann während oder auch noch innerhalb von zwei Wochen nach Ende der Auslegung Einwendungen erheben. Im Anschluss führt die Bundesnetzagentur in der Regel einen Erörterungstermin durch. Wenn die Bundesnetzagentur nach eingehender Prüfung und Abwägung aller betroffenen Belange der Auffassung ist, dass das geplante Vorhaben alle rechtlichen Voraussetzungen erfüllt, erlässt sie den Planfeststellungsbeschluss. Der Text illustriert die immer noch komplizierten Verwaltungsschritte, die durch Gesetze und Verordnungen vorgeschrieben sind. Sie erklären die oft endlose Zeit, die bis zur Umsetzung vergeht. Ob dies vermeidbar oder reformierbar ist, sei hier dahingestellt. ▸ Der beschriebene vorsichtige Weg zur Akzeptanz ist durch Beschleunigungen zwar tangiert, bleibt aber im Grundsatz erhalten, wie der o. a. Text ebenfalls nachweist. Er ist in einer demokratischen Gesellschaft wohl unvermeidbar. ▸ Die Vorgänge um die Kernenergie in Deutschland haben vorgeführt, wie rasch deren Spaltung erreicht werden kann und wie nah dann bürgerkriegsähnliche Zustände sind. Das kann niemand ernsthaft wollen, auch wenn Technik und Wirtschaft gelegentlich neidisch auf China oder die Türkei schauen. Zu ergänzen ist allerdings, dass alle beschriebenen Maßnahmen nichts bewirken, wenn es sich um ein ideologiegetriebenes Publikum handelt, das sich rationaler Argumentation verweigert. Dass es so etwas gibt, war sowohl bei den inzwischen historischen Kämpfen um die Kernkraft als auch jüngst bei den Demonstrationen der „Querdenker“ gegen die Corona-Einschränkungen zu beobachten. Hier gilt: ▸ Gegen Ideologie und Verschwörung hilft keine Argumentation in der Sache. ▸ Was man tun kann, ist die Isolation der „Querdenker“, also die Organisation einer demokratischen Mehrheit. Das legitimiert das Anliegen. 478 13 Das Akzeptanzproblem 1 Es ist inzwischen sicher, dass Nachfolger Biden den Austritt rückgängig machen wird. 14 Ausblick: Ein ergebnisoffener Prozess Vergleicht man die in Kap. 11, Kosten der Wende und ihre Finanzierung, besprochenen Aufwendungen für die Energiewende mit den Kap. 12 abgeschätzten ökonomischen Folgen eines (ungebremsten) Klimawandels, so ist das Ergebnis innerhalb der (nicht geringen) Fehlergrenzen: ▸ Die Kosten der Energiewende liegen bis zum Ende des Jahrhunderts in der gleichen Größenordnung wie die befürchteten Folgen des Nichtstuns. Große Teile der Wendekosten sind Investitionen in die Transformation, ein überwiegender Teil der Klimawandelfolgen wirkt jedoch auf Dauer und akkumuliert sich weiter. Von daher erhält der Weltkonsens des Pariser Abkommens über die Ökologie hinaus seine volkswirtschaftliche Bedeutung und auch Rechtfertigung. Ein erstes pauschales Ergebnis wäre demnach: • Energiewende ist rational begründet und damit „vernünftig“. • Sie muss bis zum Erfolg umgesetzt werden. Der Weg zum Ziel ist dagegen weniger eindeutig zu beschreiben. Das beginnt schon im kleinen Maßstab mit der Problematik der Erfüllung der nationalen Teilziele, wie etwa „Strom aus erneuerbaren Quellen 2030: 65 %, 2050: 95 %“ oder „Reduktion Treibhausgase 2020: - 40 %, 2050: - 80‒95 %“ Dass Deutschland die für 2020 zugesagte Treibhausgaseinspa‐ rung entgegen dem zwischenzeitlichen Empörungsaufschrei nun doch noch wird einhalten können, ist lediglich der Corona-Depression der Wirtschaft geschuldet. Erst recht gilt dies im größeren Maßstab, wo das künftige Verhalten der großen CO 2 -Player China, USA und Indien weitgehend offen ist, zumal die USA durch Präsident TRUMP ihren Ausstieg aus dem Pariser Abkommen angekündigt und am 4. November 2020 vollzogen haben. 1 Nur die EU hat hier einen vergleichsweise klaren Plan, aber eben auch nur ein Gewicht von rd. 10 %. ▸ Von daher steht zu vermuten, dass die CO 2 -Emissionen zwar sinken werden, ▸ der Zeitpunkt einer Klimaneutralität sich jedoch weit herausziehen wird, bis etwa gegen das Ende des 21. Jahrhunderts. Dass dies kaum ausreichen wird, das 2-Grad-Ziel für des Weltklimas zu erreichen, lässt sich aus Abb. 5-16 in Kap.5, Klimadiskussion: Treibhausgase, unschwer ablesen. Die große Zukunftsaufgabe dürfte dann darin bestehen, den unerwünscht hohen CO 2 -Level wieder auf ein geringeres Maß herabzudrücken. Ein natürlicher Abbau findet zwar statt, er dürfte jedoch lange dauern. Der 5. IPCC-Bericht stellt hierzu pessimistisch fest, dass erst nach 1.000 Jahren 85‒60 % des anthropogenen CO 2 aus der Atmosphäre wieder verschwunden wären. Der vollständige 2 „The removal of human-emitted CO 2 from the atmosphere by natural processes will take a few hundred thousand years (high confidence). Depending on the RCP scenario considered, about 15 to 40 % of emitted CO 2 will remain in the atmosphere longer than 1,000 years. This very long time required by sinks to remove anthropogenic CO 2 makes climate change caused by elevated CO 2 irreversible on human time scale“, Kap. 6 der Arbeitsgruppe 1. 3 Archer, D.: Fate of fossil fuel CO 2 in geologic time: „For the best guess cases, which include air/ seawater, CaCO 3 , and silicate weathering equilibria as affected by anocean temperature feedback, we expect that 17-33 % of the fossil fuel carbon will still reside in the atmosphere1 kyr from now, decreasing to 10-15 % at 10 kyr, and 7 % at 100 kyr. The mean lifetime of fossil fuel CO 2 is about30-35 kyr.“, in: Journal of Geophysical Research Vol. 110, C09S05, doi: 10.1029/ 2004JC002625, 2005. 4 Vorschlag für eine Verordnung des Europäischen Parlaments und des Rates zur Schaffung des Rahmens für die Verwirklichung der Klimaneutralität und zur Änderung der Verordnung (EU) 2018/ 1999 (Europäisches Klimagesetz), 4. März 2020. Abbau würde danach sogar mehrere hunderttausend Jahre dauern. 2 Andere Prognosen widersprechen zwar dieser Annahme und nennen kürzere Verweilzeiten 3 , jedoch muss man wohl von langen Zeiträumen ausgehen. Nachhilfe mit technischen Mitteln wie vermehrter Aufforstung ist allerdings denkbar. Ausfilterung dagegen scheint nach Kap. 7.8.2, CO 2 -Speicherung, kaum der richtige Weg zu sein. Unabhängig von dieser ungünstigen Prognose für die Welt stellt sich die Frage, wie es in der EU und speziell im klimabewussten Deutschland weiter geht und weiter gehen soll. Hier sind die Ziele inzwischen anspruchsvoll gesetzt, in der EU beispielsweise mit ihrem Green Deal (s. Kap. 5.2) und dem Vorschlag für ein Europäisches Klimagesetz vom März 2020 4 , in Deutschland mit dem Klimapaket von 2019, das sich inzwischen in der Umsetzung befindet und dessen wesentliche Voraussetzung, der sog. Kohleausstieg, seit Juli 2020 gesetzlich verankert ist (s. Kap. 8). Abb. 14-1: Schwerpunktthemen für die deutsche EU-Ratspräsidentschaft, Umfrage 29./ 30. Juni 2020, 1003 Wahlberechtigte; Quelle ARD DeutschlandTrend Wie es weitergehen wird, ist nicht nur in Deutschland und der EU, sondern weltweit offen. Seit Januar 2020 wurden zunächst China, dann Europa und schließlich die ganze Welt von der Pandemie des Coronavirus (COVID-19) heimgesucht, in dessen Bekämpfung die Regierungen und die politischen Akteure ihre ganze Kraft investieren, einschließlich großer finanzieller und extrem teurer Programme. Zwar wurde mehrfach angemahnt, dass sich die Fördergelder auch an den Forderungen des Klimaschutzes auszurichten hätten, 480 14 Ausblick: Ein ergebnisoffener Prozess jedoch ist nicht zu übersehen, dass für einen längeren Zeitraum Klimaschutz gegenüber dem dringender erscheinenden Bevölkerungs- und Wirtschaftsschutz zurückstehen wird. Dass die Öffentlichkeit das anders sieht, s. Abb. 14-1, wird hieran kaum etwas ändern. Selbst wenn sich die Vorherrschaft von COVID-19 als Interregnum erweisen wird, stellen sich manche Fragen zum eingeschlagenen Weg. Viele der Vorgaben beziehen sich auf die Klimaparameter und sind technologieoffen, andere wiederum beschreiben sehr konkret Einzelmaßnahmen, wie etwa die Forcierung des batterieelektrischen Antriebs oder die fortgesetzte Dämmung von Gebäuden. Abb. 14-2: Raumwärmeverbrauch der privaten Haushalte in Deutschland 1990 bis 2018 tempera‐ turbereinigt je qm bewohnte Wohnfläche; Quelle: BMWi; Zahlen und Fakten, Daten aus der Energieforschung, Berlin 2019 Wie problematisch die Fixierung auf bestimmte Instrumente sein kann, zeigt das Beispiel des Energieverbrauchs in Wohngebäuden. Hierzu nahm der Bundesverband deutscher Wohnungs- und Immobilienunternehmen (GdW) in seiner Jahrespressekonferenz 2020 Stellung. Danach waren die Wohnungsunternehmen in den vergangenen Jahren durch die öffentlichen Vorgaben gezwungen, viele ihrer Wohnungen zu sehr hohen Kosten energetisch zu sanieren. Sie haben seit 2010 über 340 Mrd. Euro in die energetische Modernisierung investiert. Während der spezifische Energieverbrauch der Haushalte im davorliegenden Zeitraum davor (1990 bis 2010) um insgesamt 31 % zurückgegangen ist, stagnierte er seit 2010 trotz der massiven Investitionen. Seit 10 Jahren führen die teuren Maßnahmen zur Steigerung der Effizienz von neuen und bestehenden Wohnungen nicht zu der gewünschten Energieeinsparung. Dies zeigt auch die Abb. 14-2 des BMWi. Auch im Jahre 2019 liegt der Raumwärmebedarf immer noch bei 130 kWh/ m 2 a. Der GdW-Präsident stellte deshalb erneut die in Deutschland üblichen Verfahren zur Messung der Energieeffizienz von Gebäuden in Frage. Die bisher geltende Energieeinspar‐ verordnung und auch das künftig geltende Gebäude-Energiegesetz (GEG) mit dem bisher relevanten theoretischen Verbrauchswert eines Gebäudes sei untauglich. Deutschland müsse zu einem System der reinen CO 2 -Messung und -Bepreisung wechseln. Dann werde es auch belohnt, wenn ein Wohnungsunternehmen beispielsweise in einem Quartier eine 481 14 Ausblick: Ein ergebnisoffener Prozess 5 Aus dem Bericht von Gedaschko, A., Präsident des GdW, anlässlich der Jahrespressekonferenz des GdW am 1. Juli 2020. 6 Infrage kommen eben den gasförmigen Produkten H 2 und Methan vor allem Methanol, Dimethyle‐ ther (DME) und C n H n nach Fischer-Tropsch, s. auch Winterhagen, J.: Der flüssige Akku, FAZ vom 22. September 2020. eigene klimaneutrale Wärme- und Stromerzeugung installiere, etwa mit Wasserstoff- und Brennstoffzellentechnik. Wie effizient dann die Gebäude sind, in denen die Energie ver‐ braucht wird, wäre dann zweitrangig. „Wir müssen weg von immer teureren energetischen Sanierungen und immer mehr Dämmung hin zu dezentraler, CO 2 -armer Energieerzeugung und digitaler Vermeidungstechnik.“ 5 ▸ Der Verfasser ergänzt hier, dass eine weitgehende Elektrifizierung des Wärmemark‐ tes unter Verwendung von Wärmepumpen auch ein sinnvoller Ansatz wäre. So wie in diesem Beispiel wird es manchen Verfahrenswegen gehen, die heute als Kompo‐ nenten des Klimaschutzes fest eingeplant sind. Vor allem trifft notwendiger Wandel und Anpassung solche Pfade, die sich heute andeuten, aber noch erheblichen Entwicklungsbe‐ darf haben. Beispiele sind hier: ▸ die Marktgängigkeit der verschiedenen PtX-Verfahren, ▸ die technologieoffene Fortentwicklung elektrischer Mobilität, ▸ der Entwicklungspfad Wasserstoffwirtschaft, ▸ die regionale Auslagerung der solaren Stromerzeugung, ▸ die Neuentdeckung der Kernkraft. Power-to-X gilt als Zukunftstechnik, s. Kap. 7.6.3. Power-to-Heat mit seiner einfachen Technik ist schon heute auf dem Markt, s. Kap. 7.6.3.3, Power-to-Heat. Power-to Gas ist dagegen heute noch eine teure Investition, Dass sich hier bis zum Jahr 2050 deutliche Senkungen erreichen lassen, prognostiziert die europäische Gaswirtschaft mit Produkti‐ onskosten von rd. 10 ct/ kWh - noch liegen sie allerdings deutlich über dem gegenwärtigen Börsenpreis von rd. 2,4 ct/ kWh (2019). Für Power-to-Liquid werden die Herstellkosten von Treibstoffen mit 90‒135 €-ct/ l angenommen - auch hier gilt, dass sie deutlich weiter sinken müssten, um den synthetischen Produkten eine Marktchance zu geben. 6 ▸ Der Vorteil liegt jedoch auf der Hand: der breit propagierte Abschied vom „Ver‐ brenner“ wäre mit Synthesekraftstoffen CO 2 -frei vom Tisch, die massiv geförderte Elektro-Transformation der Automobilwirtschaft wäre eine Fehlinvestition. ▸ Strombasierte Kraftstoffe erlauben darüber hinaus auch den CO 2 -neutralen Schwer‐ verkehr auf der Straße und zu Wasser und könnten auch den Luftverkehr CO 2 -frei möglich machen. Für alle drei Sektoren gibt es z. Z. kaum brauchbare Alternativen. Elektromobilität wird heute als Weg in die CO 2 -freie Zukunft propagiert, vor allem für die Zielgruppe Pkw. Da elektrische Antriebe aufgrund ihres Bauprinzips technische Vorteile bieten, wird es hierfür (vermutlich neben dem Verbrenner, s. oben PtL) einen Markt geben. Den batteriegestützten Antrieb jedoch zum alleinigen Entwicklungspfad zu erklären, wie es z. B. Tesla und VW tun, kann sich als Fehlspekulation erweisen, zumal Batteriefahrzeuge hinsichtlich der CO 2 -Emission beim derzeitigen Strommix erst 482 14 Ausblick: Ein ergebnisoffener Prozess 7 Umweltbundesamt: „Jetzt im Moment gehen wir davon aus, dass hinsichtlich der reinen CO 2 -Emis‐ sion pro Kilometer die Elektromobilität etwa so gut ist wie sparsame Fahrzeuge mit Verbrennungs‐ motoren.“, MDR aktuell,1. August 2018. 8 VDI nachrichten vom 10. Juli 2020. 9 Z. Handelsblatt, 10. Juni 2020. nach mehreren Jahren Gebrauch echte Vorteile gegenüber Verbrennern haben 7 . Die Nach‐ teile limitierter Reichweite, zeitaufwändiger Betankung, hoher Kosten, problematischer Sicherheit, begrenzter Rohstoffe und ungelöster Entsorgung wiegen zudem schwer. Vor diesem Hintergrund ist die Verve, mit der sich Industrie und Investoren auf die Zell- und Batteriefertigung stürzen, kaum nachzuvollziehen. Weltweit sind inzwischen 121 groß dimensionierte Speicherbatteriewerke in Vorbereitung, die in den nächsten 10 Jahren an den Start gehen sollen. Initiiert von der EU bilden sich auch in Europa (und auch in Deutschland) immer neue Konsortien mit diesem Ziel, von denen sich die EU bis zu 20 „Gigafactories“ erwartet. 8 ▸ Die gezielte und umfangreiche Förderung von Brennstoffzellen, die für alle Fahr‐ zeugtypen und -klassen und nicht nur für Pkw, und darüber hinaus für ortsfeste Anlagen, die öffentlichen Verkehrsmittel und die Hausversorgung geeignet sind, kann hier eine neue Richtung vorgeben. Für Brennstoffzellen braucht man Treibstoffe, z. B. Methanol oder Wasserstoff. Speziell Wasserstoff hat viele Vorteile: seine Herstellung aus grünem Strom, seine Lagerfähigkeit, seine Transportfähigkeit über ein vorhandenes Leitungsnetz, seine Eignung für Mobilität und industrielle Prozesse. Ein Beispiel für letztere ist das im Juni 2020 vorgestellte Projekt der Traditionskon‐ zerne Thyssenkrupp und RWE, die sich auf eine längerfristige Wasserstoff-Partnerschaft verständigt haben. Danach wird RWE an seinem Kraftwerksstandort in Lingen auf dem Weg der Elektrolyse mit Erneuerbaren Energien Wasserstoff produzieren, der zum Thys‐ sen-Krupp-Stahlwerk nach Duisburg transportiert wird. Dort soll der Wasserstoff als Ersatz für die Einblaskohle dienen, deren Einsatz schon jetzt schrittweise zurückgefahren wird. 70 % dieses Bedarfs sollen mit dem Projekt gedeckt werden können, rechnerisch rund 50.000 Tonnen klimaneutralen Stahls entsprechend. Eine Gesamtumstellung der Produktion auf Wasserstoff soll bis 2050 erfolgen. 9 Ein weiteres Beispiel wurde bereits in Kap. 7.6.1, Kraft-Wärme-Kopplung, zitiert: Die Direktverwendung von Wasserstoff in BHKW. ▸ Ähnlich positiv stellt sich die Direktverbrennung von Wasserstoff im mobilen Sektor dar. Hier sind es vor allem die schweren Lkw, für deren emissionsfreien Betrieb nur die Brennstoffzelle oder eben die Direktverbrennung eine Zukunftslösung darstellt, s. auch Kap. 7.4.7.6.3, Wasserstoff als Energiespeicher. Etwas verspätet hat auch die Bundesregierung die Perspektiven des Wasserstoffs für die Energiewende erkannt und im Juni 2020 eine ressortübergreifende Nationale Wasser‐ stoff-Strategie verabschiedet, die mit 38 Maßnahmen unterlegt ist. Ihre Ziele sind bereits in Kap. 8 zusammengefasst, für ihre Umsetzung wird ein gesondertes Gremium nach Abb. 14-3 eingerichtet. 483 14 Ausblick: Ein ergebnisoffener Prozess 10 Maßnahme 36 der NWS. ▸ Strategiepapiere und Gremien bedeuten noch nicht Umstellung der Energieversor‐ gung auf Wasserstoff. Eine Forcierung dieses Pfades wäre jedoch zukunftsfähig. Regenerative Stromerzeugung findet in Deutschland vorwiegend über Windkraft und trotz ungünstiger Geoposition über Photovoltaik statt. Solarthermie lässt sich hier in industriellem Maßstab gar nicht realisieren, s. Kap. 7.4.4, Solarthermie. Es lag schon lange nahe, solare Energie an günstigen Standorten außerhalb Deutschlands, ggf. außerhalb Europas zu nutzen. Die misslungene DESERTEC-Planung, die in ihrem Ursprung auch den Club of Rome zu ihren Unterstützern zählte, ist hierfür ein Beispiel. Abb. 14-3: Die Goverrnance-Struktur der Nationalen Wasserstoffstrategie; Quelle: BMWi (Hg), NWS, S. 15 Der Grundgedanke ist so überzeugend, dass sich neue Anläufe lohnen. Auch hier setzt die NWS Akzente. Zwei der insgesamt neun geplanten Milliarden Euro sieht die Regierung vor für „außenwirtschaftliche Partnerschaften“. Gemeint sind dabei laut Koalitionsbeschluss Länder, „in denen aufgrund der geografi‐ schen Lage Wasserstoff effizient produziert werden kann“, im Klartext also Südeuropa und Afrika. „Ein besonderer Schwerpunkt wird auf die Länder mit einer aktiven deutschen Entwicklungszusammenarbeit gelegt und deren Potentiale für die Produktion von Was‐ serstoff.“ 10 Dort könnten große Produktionsanlagen „made in Germany“ entstehen und parallel Speicherverfahren für den globalen, kosteneffizienten Transport von Wasserstoff entwickelt werden, der über Tanker oder Pipelines Deutschland erreichen würde. Auch könnte beispielsweise die bestehende Gaspipeline von Tunesien nach Italien genutzt werden. 484 14 Ausblick: Ein ergebnisoffener Prozess 11 GRETA in einem Facebook-Post vom März 2019, später korrigiert auf: „Persönlich bin ich gegen Atomkraft. Aber laut dem IPCC kann sie ein kleiner Teil einer sehr großen neuen kohlenstofffreien Energielösung sein.“ 12 Plickert, Ph.: Energiewende mit Vernunft, in: Z. FAZ, 7. August 2020. Vorarbeiten dazu gibt es; Forschungsministerin A. KARLLICZEK hat im Februar 2020 mit Niger eine Zusammenarbeit vereinbart. Auch suchen nach ihrer Mitteilung bereits Expertenteams in 15 westafrikanischen Staaten nach den besten Produktionsstandorten, die bis Jahresende 2020 benannt werden sollten. ▸ Initiativen dieser Art, also die Einbindung von nichteuropäischen Partnerländern, können nur begrüßt werden, zumal ihnen mit der neuen Wasserstoffstrategie der EU-Kommission vom Juli 2020 eine in gleiche Richtung gehende Unterstützung in Aussicht steht. Dass ihnen in den Entwicklungsländern Afrikas angesichts mancher desolater Strukturen viele, auch politische Hindernisse im Weg stehen, wird diesen Pfad allerdings schwierig gestalten, so sinnvoll er auch ist. Der Ausstieg aus der Kernenergie ist in Deutschland beschlossen, der positive Beitrag von Kernkraftwerken zur Energiewende dagegen unumstritten, s. Kap. 7.7.1, Kernkraft‐ werke. Selbst GRETA schrieb, dass sie „ein kleiner Teil einer sehr großen neuen kohlen‐ stofffreien Energielösung“ sein könne." 11 Da inzwischen die technische Entwicklung im Reaktorbau international weiter fortge‐ schritten ist und weit über den in den deutschen Kraftwerken realisierten Stand hinausgeht, sollte man zumindest darüber sprechen, ob hier Lösungen sichtbar werden, die auch für Deutschland bzw. die deutsche Öffentlichkeit zumutbar wären. Als solche bieten sich ggf. die in Kap. 7.7.1 besprochenen „Small Modular Reactors“ (SMR) an, die über ein hohes Maß an passiver bzw. physikalisch inhärenter Sicherheit verfügen und wegen ihrer geringen Größe unterirdisch oder wegen ihres geringen Gefah‐ renpotentials auch in unmittelbarer Nähe zu Verbrauchern gebaut werden könnten. Sie sind auch als Insellösungen fern ausgebauter Infrastruktur verwendbar, etwa im Rahmen der propagierten internationalen Zusammenarbeit im weniger sensitiven Ausland. Den Teufel mit dem Beelzebub auszutreiben kann natürlich keine seriöse Handlungsempfehlung sein; ▸ eine Teilhabe an Forschung und Entwicklung neuer Erzeugungs- und Nutzungsfor‐ men der Kernenergie sollte jedoch möglich sein. Ein Blick auf andere Länder könnte hier hilfreich sein. England z. B. ist beim Umbau zur CO 2 -freien Energieversorgung recht erfolgreich. Im ersten Quartal 2019 stieg dort die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien auf 31,1 Mrd. kWh. Das war ein Anstieg um 9,2 % gegenüber dem ersten Quartal des Vorjahres. Der Anteil der regenerativen Energien stieg damit auf 35,8 %. Das ist zwar weniger als in Deutschland, wo die EE im Jahr 2019 46 % beim Strommix erreichten. Jedoch behalten die Engländer die Kernenergie bei, die 2019 gut 18 % zur Stromproduktion beitrugen. Und sie setzen verstärkt auf Erdgas, das gegenwärtig fast 40 % des Stromaufkommens besorgt. Das hat dazu geführt, dass im Sommer 2020 die Stromproduktion über mehr als vier Monate ganz ohne Kohlekraftwerke lief, der vollständige Abschied von der Kohle also schon heute fast erreicht ist. 12 Mit dazu 485 14 Ausblick: Ein ergebnisoffener Prozess 13 House of Commons Library (Hg): Hirst, D., Keep, M.: Carbon Price Floor (CPF) and the price support mechanism, 8. Januar 2018. beigetragen hat, dass die Möglichkeiten des EU-Zertifikatehandels konsequent genutzt wurden. Im Jahre 2013 führte die konservative Regierung (CAMERON I) im Rahmen eines Carbon Price Support (CPS) einen nationalen Zuschlag ein, den Carbon Price Floor (CPF). Er betrug zunächst £16 (€18.05)/ t und beträgt heute £18.08 (€ 20.40)/ t. 13 Der Betrieb der Kohlekraftwerke wurde so zunehmend unrentabler. ▸ Statt Ausstiegsgesetzen und Verordnungen wie in Deutschland also ein erfolgreicher marktwirtschaftlicher Ansatz, was die anhaltende Diskussion in Deutschland über die Ausgestaltung der Instrumente beleben mag. Der Blick auf England lohnt auch beim Design des Energiemarktes. Hier hat sich England in der Stromversorgung für einen Kapazitätsmarkt entschieden, wo mit Zertifikaten für Ka‐ pazitätsgarantien für bestimmte Zeiträume gehandelt wird. In Deutschland ist dagegen seit der Liberalisierung der Strommärkte in den späten 1990er Jahren der Energy-Only-Markt als Strommarktdesign etabliert, s. Kap. 7.6.5, Energiemärkte. England ist mit seinem Marktdesign bisher gut gefahren, wie auch Frankreich, das am 1. Januar 2017 einen Kapazitätsmarkt gestartet hat. ▸ Die etablierten Strukturen des deutschen Energiemarktes könnten von diesen positiven Erfahrungen eines Kapazitätsmarktes durchaus profitieren. Wie auch mit diesem Beispiel beschrieben, gibt es auf dem Weg durch das 21. Jahrhundert und hin zur vollständigen Energiewende immer wieder neue Perspektiven und Möglich‐ keiten zu Revision und korrigierenden Entscheidungen. Hierzu gehört auch die Antwort des Bundesverfassungsgerichtes auf die dort anhängigen Klagen gegen das Bundesklima‐ schutzgesetz. Abb. 14-4: Veröffentlichte Klimaziele Chinas; Quelle: BP/ FAZ, 24.9.2020 486 14 Ausblick: Ein ergebnisoffener Prozess 14 Staatspräsident Xi Jinping in einer Botschaft an die UNO, ausgestrahlt am 23. September 2020. 15 Z. FAZ, Art. Erderwärmung schreitet schnell voran, 3. Dezember 2020. Einiges davon konnte hier angedeutet werden. Anderes blieb außen vor, insbesondere die Weltperspektive. Es ist unstrittig, dass die Europäische Union und speziell Deutschland mit aktuell 3,3 bzw. 0,7 Mrd. t jährlicher CO 2 -Emisionen nur einen kleinen Beitrag zur Problemlösung beisteuern kann, gegenüber den 9,8 Mrd. t/ a in China bzw. 5,0 Mrd./ a in den USA. China hat als Unterzeichner des Pariser Abkommens seine Klimaziele nach Abb. 14-4 benannt und zusätzlich verlautbart, den Peak in den Emissionen schon früher als 2030 erreichen zu wollen. 14 Das Klimaversprechen gilt in der internationalen Kommentierung als nebulös und unglaubwürdig - im Juni 2020 waren in China neue Kohlekraftwerke mit insgesamt 250 GW in Bau oder Planung. Wie stark China aus der jüngeren Vergangenheit belastet ist, zeigt Abb. 14-5. Abb. 14-5: China setzt am stärkten auf Kohlekraft: Leistung der weltweit neu in Betrieb genommenen Kohlekraftwerke von 2000 bis Juli 2020 (GW); Quelle: Statista Dezember 2020 In welchem Umfang sich die USA unter neuer Präsidentschaft ab 2021 wieder positiv in den Welt-Klimaschutz einbringen werden, ist noch offen. ▸ Auch vor diesem Hintergrund ist das Erreichen eines globalen Temperaturziels von +1,5 °C oder auch nur von +2 °C zum Ende des 21. Jahrhunderts absolut unrealistisch. ▸ Die deutsche Energiewende wird hieran nichts ändern, auch nicht mit weiteren Verschärfungen. Wie zum Beweis dieser These erschien kurz vor Drucklegung die Mitteilung der WMO, dass die jüngsten Temperaturmessungen aus den ersten 9 Monaten des Jahres 2020 ein Erreichen der 1,5 °C‒Schwelle schon für 2025 nahelegen. 15 Eine weitere Bestätigung liefern 487 14 Ausblick: Ein ergebnisoffener Prozess 16 Erstellt werden die Daten von Ecofys und Climate Analytics und dem Potsdam-Institut für Klima‐ folgenforschung (PIK). Finanziert wird der Tracker von der European Climate Foundation. die Daten des Climate Action Tracker, die zur Grafik der Abb. 14-6 geführt haben. Danach liegt die für das Jahr 2100 real erwartbare Zunahme der Oberflächentemperatur zwischen 2,7 und 3,1 °C. 16 ▸ Das lässt insgesamt die offiziellen Zielgrößen der internationalen wie der deutschen Klimapolitik als Wunsch ohne Realitätsbezug erscheinen. Abb. 14-6: Erderwärmung ‒ neue Projektionen bis zum Jahr 2100, auf der Basis von internationalen Zusagen und Politiken; Quelle: Daten Climate Tracker, Grafik FAZ v. 9. Dezember 2020 Was zusätzlich in der Durchsicht der wissenschaftlichen Untersuchungen und Modelle, der politischen Entscheidungen, der Maßnahmen und Förderkataloge und der Meinungen überrascht, ist das Fehlen der langfristigen Perspektive, mit anderen Worten: ▸ Was haben wir nach 2100 zu erwarten, wie können wir die fernere Zukunft mitdenken und vorausschauend mitgestalten? Die denkbare Antwort: Wir warten auf die erfolgreiche Umsetzung der Kernfusion und haben damit das Energieproblem der Menschheit ökologisch wie ökonomisch vertretbar gelöst, erscheint dem Autor zu einfach und auch zu wenig realistisch, als dass er sie hier empfehlen möchte. 488 14 Ausblick: Ein ergebnisoffener Prozess 15 Abkürzungen AAU Assigned Amount Units AC Wechselstrom ACAES Adiabate Compressed Air Energy Storage AKW Kernkraftwerk BAFA Bundesamt für Ausfuhrkontrolle baua Bundesanstalt für Arbeitsschutz und Arbeitsmedizin BEHG Brennstoffemissionshandelsgesetz BEV Battery Electric Vehicle BHKW Blockheizkraftwerk BimSchG Bundes-Immissionsschutzgesetz BMA Biomasseanlagen BMU Bundesministerium für Umwelt BMWi Bundesministerium für Wirtschaft BTL Anlagen zur Aufbereitung von flüssigen Treibstoffen BVT „beste verfügbare Technik“ der jeweiligen Anlagengruppe CAES Compressed Air Energy Storage CCS Carbon Dioxide Capture and Storage CDM Clean Development Mechanism CE Konformitätszeichen CNG Compressed Naural Gas COP Conference of the Parties CtL Coal-to-Liquid DC Gleichstrom dena Deutsche Energie-Agentur GmbH Desertec Initiative, die das Ziel verfolgte, Ökostrom an energiereichen Stand‐ orten der Welt zu erzeugen DIN Deutsches Institut für Normung DSO Distribution System Operators (Verteilnetzbetreiber) EE Erneuerbare Energien EEDI Energie-Effizienz-Design-Index EEG Erneuerbare-Energien-Gesetz EEWärmeG Erneuerbare-Energien-Wärmegesetz EEX Strombörse (Leipzig) EMS Energiemanagementsystem EnEG Gesetz zur Einsparung von Energie in Gebäuden EnEV Energieeinsparverordnung ENIAC Electronic Numerical Integrator and Computer ENTSO-E European Network of Transmission System Operators for Electricity EnVKG Energieverbrauchskennzeichnungsgesetz EnWG Energiewirtschaftsgesetz EPC) Planung und Montage EU Europäische Union EU-ETS Europäischer Emissionshandel Euro arab. 1 Schadstoffklasse 1 Pkw Euro röm. I Schadstoffklasse I Lkw EVPG Energieverbrauchsrelevante-Produkte-Gesetz EVU Energieversorgungsunternehmen FFU Forschungsstelle für Umweltpolitik / Unweltschutz FSE Fraunhofer-Institut für solare Energiesysteme FVS Forschungsverbund Sonnenenergie GEG Gebäudeenergiegesetz GRE e. V. Gesellschaft für Rationelle Energieverwendung 490 15 Abkürzungen GROWIAN Große Windkraftanlage GuD Kombiniertes Gas- und Dampfkraftwerk GÜP Grenzübergangspunkte GW Gigawatt H-Gas hochkalorisches Erdgas HGÜ Hochspannungsgleichstromübertragung HKN Herkunftsnachweis HTDP 100.000 Dächer-Programm IEEFA Institute for Energy Economics and Financial Analysis ISE Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme IMO International Maritime Organization IMO Internationale Meteorologische Organisation IPCC Intergovernmental Panel on Climate Change ISO International Organization for Standardization ITER Europäischer Fusionsreaktor (Demo-Anlage) JAZ Jahresarbeitszahl JI Joint Implementation KAS Konrad-Adenauer-Stiftung Kf W Kreditanstalt für Wiederaufbau KMU Kleine und mittlere Unternehmen KSG Bundes-Klimaschutzgesetz kW Kilowatt KWK Kraft-Wärme-Kopplung KWK-Gesetz Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz L-Gas niederkalorisches Erdgas LNG Liquefied Natural Gas Marpol Internationale Vereinbarung zur Verhütung der Meeresverschmut‐ zung durch Schiffe 491 15 Abkürzungen MW Megawatt NEFZ Neuer Europäischer Fahrzyklus NEP Netzentwicklungsplan nETS nationales Emissionshandelssystem OECD Gesellschaft für wirtschaftliche Zusammenarbeit und Entwicklung Offshore auf See Onshore an Land ÖPNV Öffentlicher Personennahverkehr OTC Over-the-Counter PSW Pumpspeicherwerke PtG Power-to-Gas PtH Power-to-Heat PtL Power-to-Liquid PV Photovoltaik RAG Ruhrkohle AG RDE Real Driving Emissions Tests RWE Rheinisch-Westfälisches Elektrizitätswerk SBZ Sowjetische Besatzungszone SEGS Solar Electric Generation System SMES Supraleitender Magnetischer Energiespeicher SMGW Smart Meter Gateway SMR Small Modular Reactor SNG Synthetisches Erdgas StromEinspG Stromeinspeisegesetz StVZO Straßenverkehrszulassungsordnung SUV Sports Utility Vehicle TA Lärm Technische Anleitung zur Lärmminderung 492 15 Abkürzungen TA Luft Technische Anleitung zur Luftverbesserung THG Treibhausgase Tier Norm Tier-Normen sind von der amerikanischen EPA erlassene Emissions‐ standards. TSO Transmission System Operators (s. ÜNB) UBA Umweltbundesamt UCPTE Union für die Koordinierung der Erzeugung und des Transports elektrischer Energie UCTE Union for the Co-ordination of Transmission of Electricity ÜNB Übertragungsnetzbetreiber UNEP UN-Umweltprogramm UNFCC United Nations Framework Convention on Climate Change UVP Umweltverträglichkeitsprüfung UVPG Gesetz über die Umweltverträglichkeitsprüfung VST Vereinigte Stahlwerke AG WärmeschutzV Wärmeschutzverordnung WCED World Commission on Environment and Development WCP World Climate Programme WEA Windenergieanlage WLTP Rollenprüfstandstest WMO World Meteorological Organization 493 15 Abkürzungen 16 Literatur und wichtige Quellen Agora Energiewende (Hg): Die Energiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2019, Analyse Agora Energiewende und Ökoinstitut e. V (Hg): Stromwelten 2050, Januar 2017 Anonymus: Energiewende, in: https: / / wikipedia.org/ wiki/ , Abruf 1. März 2020 Anonymus: Mitteilungen, Polyt. Journal 1900, Band 315 Anonymus: Ueber die Steinkohlevorkommnisse und -Gewinnung auf der Erde, Polyt. Journal 1888, Band 268 Appelrath, H.-J., Kagermann, H., Mayer, Chr. (Ed.): acatech STUDY FUTURE ENERGY GRID, 2012 Archer, D.: Fate of fossil fuel CO 2 in geologic time, in: JOURNAL OF GEOPHYSICAL RESEARCH, VOL. 110, C09S05, doi: 10.1029/ 2004JC002625, 2005 Arndt, St.: Erdöl und Erdgas in Deutschland, Blog, Berlin Arrhenius, S.: On the influence of carbonic acid in the air upon the temperature of the ground. In: The London, Edinburgh and Dublin Philosophical Magazine and Journal of Science 5, 237-276 (1896) Bäthge, S., Fischer, S.: Energiepolitik in Deutschland, hgg. von Stiftung Wissenschaft und Politik, Berlin, o.J. Berdelle, N: Spitzendeckung und Belastungsausgleich durch elektrische Speicherbatterien, in: ETZ Jg. 48, 1927, Nr. 26, S. 929f. Bettzieche, V.: 100 Jahre technische Entwicklung des Talsperrenbaus in Deutschland, Ruhruniversität Bochum (RUB). In: Z. Wasserbau, Wasserwirtschaft, Nr. 1-2 | 2010 Betz, A.: Wind-Energie und ihre Ausnutzung durch Windmühlen, Göttingen 1926. Bllyth, J.: Arbeit für die Philosophical Society of Glasgow, 2. Mai 1888 BMBF (Hg): Forschung: Kohlendioxid als Rohstoff, o. Jahr BMEL (Hg): Statistik und Berichte, Art. Forstwirtschaft, 2018 BMU (Hg), Ökodesign-Richtlinie, 19. August 2016 BMU, PR-Text, www.bmu.de, Abruf 25.September 2019 BMWi (Hg): Erläuterungen zum Erneuerbare-Energien-Gesetz 2014 (EEG 2014) BMWi (Hg): Art. Intelligente Netze, in: Netze und Netzausbau BMWi (Hg): EEG-Kurzfassung, Informationsportal Erneuerbare Energien BMWi (Hg): Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) vom 24. April 1998 BMWi (Hg): Nationale Wasserstoffstrategie (NWS), Juni 2020 BMWI (Hg): Uranerzbergbausanierung/ Wismut, Monatsbericht 07-2016 Bombardier Transportation (Hg): Steiner, M.: MITRAC Energy Saver, 2006 Bortis, H.: Vorl. Adam Smith: Optimistischer Liberalismus, Lehrstuhl für Wirtschaftstheorie und Wirtschaftsgeschichte, U Freiburg, Schweiz Bründer, F.: Pumpspeicheranlage der ehemaligen Firma Gminder, Tübingen, in: www.bruender.de/ g minder, Abruf 5. Mai 2019 BSI, Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik (Hg): Technische Richtlinie (TR-03109-1) Bundesnetzagentur (Hg): Hinweise für die Planfeststellung, April 2018 Bundesverband Geothermie (Hg): Geothermie in Zahlen, 2017 und 2019 Bundesverband KWK e.V.: Stellungnahme, in: Wasserstoff-Tag der Berliner Energietage 2020. Bundeszentrale für Politische Bildung (Hg): M. Venjakob, F. Mersmann: Kosten des Klimawandels, 23. Mai 2013 Büttner, St.: Ritter, Johann Wilhelm, in: Neue Deutsche Biografie 21 (2003), S. 664-665 Büttner, Tanja: Die Geschichte der Batterie, in: www.shine.eco/ 2017/ 03/ 29/ die-entwicklung-der-batt erie/ Callendar, G. S.: The artificial production of carbon dioxide and its influence on temperature, in: Quarterly Journal of the Royal Meteorological Society, Volume 64, Issue 275, 1938 Callies, H., in: VDEW (Hg), Das Zeitalter der Elektrizität, Festschrift 125 Jahre VDEW, 1967 Carnot S.: Réflexions sur la puissance motrice du feu et sur les machines propres à développer cette puissance, Paris, 1824 Clausius, R.: Über den 2. Hauptsatz der mechanischen Wärmetheorie, Braunschweig, 1867 Clausius, R.: Über die Energievorräte der Natur und ihre Verwertung zum Nutzen der Menschheit, 1885, neu hrsg. von O. Krätz, in: Chemie: Experiment + Technologie, 3 (1977) 9 Club of Rome (Hg): Über uns, Geschichte 1-6, in: www.clubofrome.org/ , Abruf 21. Oktober 2019 Dammann, M.: Visualisierung eines Teilsystems der Energieversorgung auf Wasserstoffbasis, Di‐ plomarbeit Bielefeld, August 2000. dena (Hg): Studie Ausbau- und Innovationsbedarf in den Stromverteilnetzen in Deutschland bis 2030, Berlin 2012 dena (Hg): Das Klimapaket in der Gesetzgebung - Eine Analyse der legislativen Herausforderungen, September 2019 Der Brockhaus, Naturwissenschaft und Technik, Art. Wasserkraftwerk, Mannheim / Heidelberg 2003 Deutsche Welle (DW), 28. September 2018 Deutsche Wirtschafts Nachrichten, 11. Mai 2019 Deutsches Museum, Art. Holz als Brennstoff im "hölzernen Zeitalter" DIHK: IHK-Energiewende-Barometer 2019, Berlin 2019 DIN EN ISO 50001: 2018-12, Energiemanagementsysteme - Anforderungen mit Anleitung zur An‐ wendung (ISO 50001: 2018); Deutsche Fassung EN ISO 50001: 2018, Beuth-Verlag 2018 Dittmann, F.: Akkumulatoren - ein unverzichtbares Element der frühen Elektrizitätsversorgung, in: Braun, H.-J. (Hg.) Technische Netzwerke und Energiespeicher, Georg-Agricola-Gesellschaft, Freiberg 2014, S. 74f DVGW Deutscher Verein des Gas- und Wasserfaches e. V. (Hg): Innovative large-scale energy storage technologies and Power-to-Gas concepts after optimisation - Roadmap for large-scale storage based PtG conversion in the EU up to 2050, 2020 Ecofys / Fraunhofer ISI (Hg): Stromkosten der energieintensiven Industrie, Juli 2015 EEG, Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien mit allen Novellen Enagás et alii (Hg): Pressenotiz vom 17. Juli 2020 Energieheld (Hg): Kloth, Ph., Die Wärmepumpe - alle Arten, Vorteile und Nachteile, www.energieh eld.de/ , Abruf 5. Mai 2020 Engel, K. M.: Eine gigantische Batterie …, in: www.spectrum.de, Abruf 12. Dezember 2019 Engler-Bunte-Institut (Hg): Integrated High-Temperature Electrolysis and Methanation for Effective Power to Gas Conversion, Teilinstitut Verbrennungstechnik (EBI-vbt)¸ KIT, o. J. Erbslöh, F. D.: Energietransport und Energiespeicherung, Tübingen 2019 Europäische Kommission (Hg): Das Emissionshandelssystem der EU (EU ETS), 2016 496 16 Literatur und wichtige Quellen Europäisches Parlament: Vorschlag für eine Verordnung zur Schaffung des Rahmens für die Verwirk‐ lichung der Klimaneutralität und zur Änderung der Verordnung (EU) 2018/ 1999 (Europäisches Klimagesetz), 4. März 2020 EU-Kommission (Hg): Verordnung zur Überwachung von Kohlendioxidemissionen aus dem Seever‐ kehr“ (MRV-Seeverkehrsverordnung) European Energy Exchange AG, Homepage, Leipzig., www.eex.com/ de/ , Abruf 15. August 2020 FAZ online, Großbritannien will 2035 …, aktualisiert 4. Februar 2020 Flohn, H.: Die Tätigkeit des Menschen als Klimafaktor, in: Z. f. Erdkunde 9, 1941, S. 13-22. Flohn, H.: Erfahrungen und Erinnerungen (1931-1991), in: Bonner Meteorologische Abhandlungen Heft 40 (1992) FNB Gas (Hg): Beschreibung der Netzfunktionen, in: www.fnb-gas.de/ fnb-gas/ , Abruf 10. Mai 2020B Fourier, J.-B.: Mémoire sur les températures du globe terrestre et des espaces planétaire, zuerst erschienen in den Annales de Chimie et de Physique 1824, später mit leichten Änderungen nachgedruckt in: Mémoires de l’Academie royal des Sciences de l’Institut de France, Band 7, 1827, S. 570-604 Fraunhofer ISE (Hg): Was kostet die Energiewende? Wege zur Transformation des deutschen Energiesystems bis 2050, 2015 Frehner, M., in: Z. Umwelt + Energie, Ausgabe 24. Januar 2020 Frömming, D.: Die Weltorganisation für Meteorologie, in: Geowissenschaften in unserer Zeit, JG. 1985, 3, 2 Gedaschko, A.: Bericht des Präsidenten der GdW anlässlich der Jahrespressekonferenz, 1. Juli 2020 Gesetz zur geordneten Beendigung der Kernenergienutzung zur gewerblichen Erzeugung von Elektrizität, Atomgesetz-Novelle von 2002 Gilson, N.: Speicher für die Elektrizitätsversorgung, in. Braun, H.-J (Hg.): Technische Netzwerke und Energiespeicher, Georg-Agricola-Gesellschaft, Freiberg 2014 Glück, B., in www.berndglueck.de/ waermespeicher.php, Abruf 13. Mai 2020 Gore, Al: Wege zum Gleichgewicht. Ein Marshallplan für die Erde, 1.Auflage Frankfurt, Fischer Verlag 1992 Grashof, F.: Über die Wandlungen des Arbeitsvermögens im Haushalt der Natur und der Gewerbe, Berlin 1877. Zit. nach Hans-Liudger Dienel, Herrschaft über die Natur? Naturvorstellungen deutscher Ingenieure 1871-1914. Stuttgart 1992 GRE e. V., Homepage© 1996 - www.gre.de, 2019, Abruf 19. September 2019. Günther, H.: In hundert Jahren - Die künftige Energieversorgung der Welt, 1931 Held, M.: Aufstieg des fossilen Kapitalismus, Vilmer Sommerakademie der Evangelischen Akademie Tutzing, 2010 Hellige, H. D.: Wirtschafts-, Energie- und Stoffkreisläufe in säkularer Perspektive: Von der thermo‐ dynamischen Entzauberung der Welt zur recyclingorientierten Wachstumsgesellschaft, in: G. Hübinger, J. Osterhammel, E. Pelzer (Hg.): Universalgeschichte und Nationalgeschichten, Freiburg, 1994 Helmholtz. H. von: Über die Erhaltung der Kraft, in: Populäre wissenschaftliche Vorträge, Braun‐ schweig 1876, darin 2. Heft: Einleitung eines Zyklus einer Vorlesung, Karlsruhe 1862-63. Heymann, M., Die Geschichte der Windenergienutzung 1890-1990. Frankfurt / New York 1995, S. 54. Höfken, U.: Der Klimaschutz als Investition in die Zukunft, in: Forum für Zukunftsenergien e. V. (Hg), Kosten und Finanzierung der Energiewende, Schriftenreihe des Kuratoriums, Band 11, 2018 497 16 Literatur und wichtige Quellen Homann, J., Präsident der Bundesnetzagentur, in: Forum für Zukunftsenergien e. V. (Hg), Kosten und Finanzierung der Energiewende, Schriftenreihe des Kuratoriums, Band 11, 2018 House of Commons Library (Hg): Hirst, D., Keep, M.: Carbon Price Floor (CPF) and the price support mechanism, 8. Januar 2018 www. BMWi.de, Art. Abkommen von Paris, Abruf 1. Oktober 2019 www.bmwi.de, Energiekonzept für eine umweltschonende, zuverlässige und bezahlbare Energiever‐ sorgung, Abruf 28. September 2020 www.peoplepill.com/ people/ peter-stromer/ Abruf 12. September 2019 www.bmu.de/ WS849, Abruf 15. Oktober 2019 www.deacademic.com, Art. Erbbsälzer, Abruf 12. Oktober 2019 www.kernenergie.ch, swissnuclear © 2018, Abruf 12. November 2019 www.wikipedia.org/ wiki/ Art. Energiewende, Abruf 12. September 2019 www.wikipedia.org/ wiki/ Art. Kohlenstoffdioxid in der Erdatmosphäre, Abruf 20. November 2019 www.de.wikipedia.org/ wiki/ , Bundes-Immissionsschutzgesetz, Geschichte und Ansatzpunkt des Gesetzes, Abruf 20. Januar 2020 www.de.wikipedia.org/ wiki/ , Stromboerse; Abruf 15. August 2020 www.ecomento.de/ 2020/ 02/ 20/ wasserstoff-tankstellen, Abruf 5. Mai 2020 www.weka.de, Energie im Betrieb, Energiemanagement und Energieeffizienz; Schlagwort DIN EN 16001: 2009, Abruf 2. September 2019 Ibisch, P. L.: Unter allen Wipfeln ist keine Ruh, FAZ Nr. 204, 2018 IHK Nürnberg (Hg): Lexikon der Nachhaltigkeit, Art. Abkommen und Bündnisse vor 1992 Institute for Energy Economics and Financial Analysis (HG): How European Utilities Can Capitalize on New Emission Limits to Drive Decarbonisation; The Case of Endesa, October 2017 InterAcademy Council (Hg): IPCC-Berichte zum Klimawandel. Überprüfung der Prozesse und Verfahren des IPCC, 2010 Internationalen Energieagentur IEA (Hg): World Energy Outlook 2008 ISE (Hg): Sturm, R.: Stromgestehungskosten Erneuerbare Energien, März 2018 Jevons, W. St.: The Coal Question; An Inquiry Concerning the Progress of the Nation, and the Probable Exhaustion of Our Coal Mines (1 ed.). London & Cambridge, 1865 Kahlenborn, W., Knopf, J., Richter, I. (UBA): Energiemanagement als Erfolgsfaktor, Dessau-Roßlau, November 2010 Karl, J.: Klimawende, Jürgen Karl Schwabach, 2018 Kemfert, Cl.: Die ökonomischen Folgen des Klimawandels, in: Z. Politik und Zeitgeschichte 47/ 2007 KHT Media GmbH. Luzern, 25.2.2019 Koepchenwerk, in: www.wikipedia.org/ wiki/ Koepchenwerk, Abruf 12.Dezember 2018 Koppelaar, R.: The Oil Drum, 2011 Körting, J.: Geschichte der deutschen Gasindustrie, Essen 1963 Krause, F. / Bossel, H. / Müller-Reißmann, K.-F., Energie-Wende: Wachstum und Wohlstand ohne Erdöl und Uran, Ein Alternativ-Bericht, © 1980 bei den Autoren, Printed in Gerrnany 1980 KWK- Gesetz, Gesetz für die Erhaltung, die Modernisierung und den Ausbau der Kraft-Wärme-Kopp‐ lung Kyushu Elecfric Power, Originalveröffentlichung bei Springer, Tokyo, 1999. Landels, J. G.: Die Technik in der antiken Welt, München 1979 Leusch, P.: Geschichte der Anti-AKW-Bewegung, Deutschlandfunk 2011 498 16 Literatur und wichtige Quellen Leuschner, U.: Die deutsche Gasversorgung von den Anfängen bis 1998 Leuschner, U.: Die Entwicklung der deutschen Stromversorgung bis 1998, 2009 Local Energy Consulting (Hg): Akzeptanz und lokale Teilhabe in der Energie-wende. Im Auftrag von Agora Energiewende, 2020 Löfken, J.-O., in: Solarzellentypen im Überblick, Welt der Physik 2016 Lomborg, B.: Apocalypse No! , deutsch Lüneburg 2001 Lovins, A. B.: Soft Energy Paths: Towards a Durable Peace, Penguin Books 1977 Ludwig, K.H.: Propyläen TG, Bd. 1000-1600 Mai, J.: Karrierebibel, © 2007-2020, in: https: / / karrierebibel.de/ , Abruf 4. August 2020 Mantau, U.: Holzrohstoffbilanz Deutschland, Entwicklungen und Szenarien des Holzaufkommens und der Holzverwendung 1987 bis 2015, Hamburg, 2012, S. 15 Mason, J.: Zwei Jahrhunderte Klimageschichte, Teil 1, Mai 2012 Meadows, D. et alii: Grenzen des Wachstums, deutsch Stuttgart 1972 Meadows, D. et alii: Grenzen des Wachstums. Das 30-Jahre-Update, deutsch Stuttgart 2006 Mitsubishi Electric Corporation: Pressemitteilung, März 2016 Nuklearforum Schweiz (Hg): Reaktorsysteme der Zukunft, Faktenblatt 2019 OECD Nuclear Energy Agency for the Generation iV (Hg): Technology Roadmap Update, 2014 Öko-Institut (Hg): Energie-Wende: Wachstum und. Wohlstand ohne Erdöl und Uran, broschiert, S. Fischer, Freiburg 1981 Ostwald, W.: Der energetische Imperativ. 1. Reihe. Leipzig 1912 Ostwald, W.: Die Energie, Leipzig 1908 Plickert, Ph.: Energiewende mit Vernunft, in: Z. FAZ, 7. August 2020 PMG Presse-Monitor, 2020 Pohl, L.: Netzstreik fürs Klima, o. Datum, www.fridaysforfuture.de/ Pöhler, F.: Energiedialog Bayern, 10. Januar 2015 Presse- und Informationsamt der Bundesregierung: Zitate Merkel aus Rede zur 12. Jahreskonferenz des Rates für nachhaltige Entwicklung, 25. Juni 2012 Quaschning, V., Geyer, M.: Konzentration auf die Sonne, in: Sonne Wind & Wärme 4/ 2000, S. 50-53 R. Sonnemann (Hg.), Geschichte der Technik, Leipzig 1978 Radkau, J.: Technik in Deutschland. Vom 18. Jahrhundert bis zur Gegenwart. Frankfurt a.M.1989 Radkau, J.: Holz - wie ein Naturstoff Geschichte schreibt, München 2012 Radkau, J.: Holzverknappung und Krisenbewußtsein im 18. Jahrhundert, in: Geschichte und Gesell‐ schaft 9 (1983) Radkau, J.: Technik in Deutschland. Vom 18. Jahrhundert bis heute. Frankfurt / New York 2008 Rahmstorf, S. / Schellnhuber, H. J.: Der Klimawandel, 9. Aufl. 2019 Rasool, S. I., Schneider, S. H.: Atmospheric Carbon Dioxide and Aerosols: Effects of Large Increases on Global Climate, Z. Science 09 Jul 1971 Rathenau, W.: Die neue Wirtschaft, in: Ges. Schriften Bd. 5, Berlin 1925 Redaktionsnetzwerk Deutschland: Studie Fridays for Future verliert den „Greta-Effekt”, 24. Februar 2020 Renn, O.: Akzeptanz und Energiewende, in: Jahrbuch für Christliche Sozialwissenschaften Bd. 56: Ethische Herausforderungen der Energiewende, 2015 Richter, W.: Chancen und Risiken der Geothermie, in: WDR (Hg), Planet Wissen, 2020 499 16 Literatur und wichtige Quellen Richtlinie 2003/ 87/ EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13. Oktober 2003 über ein System für den Handel mit Treibhausgasemissionszertifikaten in der Gemeinschaft und zur Änderung der Richtlinie 96/ 61/ EG des Rates Ruhrtalsperrenverein (Hg): 100 Jahre Talsperrenbau an der Ruhr, in: www.talsperren.info/ , Abruf 12. Mai 2019 Sauer, D.: Optionen zur Speicherung elektrischer Energie in Energieversorgungssystemen mit regenerativer Stromerzeugung, ISEA RWTH Aachen 2005 Sauerland, D.: Merkantilismus, in: Gabler Wirtschafslexikon Schäff, K., in: VDEW (Hg), Das Zeitalter der Elektrizität, 125 Jahre VDEW, 1967 Schmidberger, T.: Das erste Wechselstromkraftwerk in D., Bad Reichenhall 1984 Schmitt, B., Lauterbach C., Vajen, K.: Solare Prozesswärme - Potential und Anwendungsbereiche, Institut für thermische Energietechnik, Kassel 2011 Schroeter, St., Energiemärkte, Leipzig, www.stefanschroeter.com/ , Abruf 15.8.2020 Schutzgemeinschaft deutscher Wald (Hg): Waldwissen, in: www.sdw.de/ waldwissen/ oekosystem-w ald/ Smart Energy for Europe (SEFEP) (Hg): Aus den Ergebnissen des IPCC-Sachstandsberichtes 2013/ 2014, Bd. 1 Specht, M., Sterner, M., Stuermer, B., Frick, V., Hahn, B., Renewable Power Methane - Stromspeiche‐ rung durch Kopplung von Strom und Gasnetz - Wind/ PV-to-SNG (DP DE 2009 018 126.1). Stadermann, G., Oberzig, K.: Energiewende - Zur Forschungsgeschichte der erneuerbaren Energien - 1990 - 2015: Der Forschungsverbund Erneuerbare Energien, 2015 Stenzel, P. et al.: Energiespeicher, in: Z. BWK, Jahresausgabe 2020 Stern, N.: The Economics of Climate Change. The Stern Review, Cambridge 2006 Sterner, M., Stadler, I. (Hg): Energiespeicher - Bedarf, Technologien, Integration, 2. Aul. Springer 2017 Sterner, M., Bioengy and renewable power methane in integrated 100 % renewable energy systems, Diss. Kassel 2009 Stocker, T.: Kurs Klimamodelle, Physikalisches Institut Universität Bern WS 2002/ 2003 STORNETIC, Pressemitteilung vom 12. 12. 2019 Ströbele, W.: Skript MSC Energiewirtschaft, U Münster 2018 Strößenreuther, F.: Konzept einer stationären Schwungradanlage zur dezentralen, verbraucherorien‐ tierten Energiespeicherung, Dipl.-Arbeit Aachen 1996. Teske, S. L., Rüdisüli, M., Bach, Chr., Schildhauer, T.: Potentialanalyse Power-to-Gas in der Schweiz. May 9, 2019 The Linde Group (Hg): CO 2 für Gewächshäuser, © Linde 2020 Töfflinger, K.: Die Nutzbremse, Neue Elektrische Bremsverfahren für Straßen- und Schnellbahnen, Berlin/ Heidelberg 1934 TÜV Süd (Hg): Fürsch, K.-D.: White Paper zu ISO 50001, 2019 U Duisburg-Essen et al. (Hg): Nutzung von Anlagen des Steinkohlebergbaus als unterirdische Pumpspeicherkraftwerke, Abschlussbericht 2015 Ullrich, Chr.: Didaktik der Chemie / Universität Bayreuth, Stand: 18.Januar 2016 Umweltbundesamt (Hg): adelphi / PRC / EURAC (2015): Vulnerabilität Deutschlands gegenüber dem Klimawandel, Climate Change, Dessau-Roßlau, 2015 Umweltbundesamt (Hg.), Energieeffizienzdaten für den Klimaschutz, 2012 500 16 Literatur und wichtige Quellen VDE Verband Elektrotechnik, Elektronik Informationstechnik e. V. (Hg): Kompendium Li-Ionen-Bat‐ terien, 1.07.2015 Viehmannn, S.: Aus für Diesel und Benziner, in: Focus online, 21.9. 2018 VKU (Hg): Finanzierung der Energiewende - Reform der Entgelte- und Umlagesystematik, Köln 2019 Wagner, H.F.: Energieforschungsprogramme von 1974 bis heute, in: DPG (Hg.), Welt der Physik, Technik, Energie, Überblick, Geschichte, 29.08.2017. WDR (Hg.): Planet Wissen, Art. Mühlen. Winterhagen, J.: Der flüssige Akku, in: Z. FAZ vom 22. September 2020 Wirth, E.: Entwicklungsgeschichte Wärmepumpe, in: Schw. Bauzeitung, 15.10 1955, S. 547 f Wissenschaftlicher Dienst des Bundestages (Hg): Abgas- und Geräuschgrenzwerte für Kraftfahrzeuge - Historische Entwicklung, Ausarbeitung WD 7 - 3000 - 250/ 18, 7. Januar 2019 Wissenschaftlicher Dienst des Bundestages (Hg): Maßnahmen zur Minderung von Emissionen in der Schifffahrt, WD 8 - 3000 - 032/ 18, vom 4. Mai 2018 Wissenschaftlicher Dienst des Bundestages (Hg): Verbot von Verbrennungsmotoren in Europa, Aktenzeichen: WD 8 - 3000 - 048/ 19, Stand 31.05.2019 Wolf, M.: FVS Themen, Geleitwort, BMU 2003 Z. Der Spiegel, 7. Juni 2011 Z. SPS-MAGAZIN HMIS, 07. April 2016 Z. Südwest Presse, 23. Juni 2012 Z. Tichys Einblick: Ausland sieht deutsche Energiewende nicht als Vorbild, 20. Dezember 2019 Z. DIE WELT, Art. Die Erfindung der Umweltpolitik, 31. Juli 2019 Z. DIE ZEIT Nr. 47/ 2012 Z. FAZ, Brennraum statt Zelle, 28. Juli 2020 Z. FAZ, Technik und Motor, 28. Juli 2020 Z. FAZ: Matthias Hertle, Was läuft da falsch? , mit Berufung auf die Akademien Leopoldina und Acatech, 20. Dezember 2017 Z. FAZ, Art. Erderwärmung schreitet schnell voran, 3. Dezember 2020 Z. Handelsblatt, 10. Juni 2020 Z. BWK, Jahresausgabe 2020, September 2020 Z. Spektrum der Wissenschaft, News 6. September 2018 Z. Technology Review online Ausgabe, 2011 Z. The Star, 7. November 2014 Z. York New Times (USA), 1. Mai 2014 Z. ZfK, Zeitung für kommunale Wirtschaft, 10. Dezember 2018 Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff- Forschung Baden-Württemberg (ZSW), Stuttgart, Institut für Technische Thermodynamik und Kältetechnik (ITTK), U Karlsruhe, Institut für Physikalische Elektronik (IPE), U Stuttgart (Hg): CO 2 -Recycling zur Herstellung von Methanol, Projektleitung M. Specht, Juli 2000 Zischka, A.: Der Kampf um die Weltmacht Öl, Leipzig 1934 Zohm, H.: Tokamak-Szenario-Entwicklung, Max-Planck-Institut für Plasmaphysik, in: www.spektru m.de, Oktober 2018 501 16 Literatur und wichtige Quellen Abbildungsverzeichnis Abb. 1-1: ‚Soft‘ and ‚Hard‘ Energy Paths; Quelle: A. Lovins, Energy Strategy: The Road Not Taken, 1976 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15 Abb. 1-2: Lovins bei Präsident Carter, Okt. 1977. Carter galt als Freund regenerativer Energiequellen; Quelle: Rocky Mountain Institute (RMI) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16 Abb. 2-1: Der Nürnberger Rats- und Handelsherr Peter Stromeir ließ als erster Nadelbäume aussäen; Quelle: R. Lohberg, Der deutsche Wald kann mehr als rauschen, 1966. Kap. Geschichte der Forstwirtschaft . . . . . 21 Abb. 2-2: British Coal Production 1830 - 1980; Source of Data: Mitchell (1988) 24 Abb. 2-3: Weltweite Kohleförderung, Preis und Vorräte in Verbrauchsjahren, Förderung in Mrd. Tonnen1888-1999, Preis pro Tonne in US-$ von 2000 und Vorräte in Verbrauchsjahren 1975-1999 in hundert Jahren; Quelle: B. Lomborg, Apocalypse No! , Abb. 70 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29 Abb. 2-4: Ölvorräte in Verbrauchsjahren, Ölreserven weltweit Im Vergleich zur Jahresproduktion, 1920-2000 (bis 1944 nur USA); Quelle: B. Lomborg, Apocalypse No! , Abb. 66 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30 Abb. 2-5: Weltweite Erdgasförderung. Erdgaspreise, Vorräte in Verbrauchsjahren. Förderung in Exajoule 1925-1999, Preise 1949- 2000 in US-$ von 2000 pro Gigajoule und Vorräte in Verbrauchsjahren 1975-1999; Quelle: B. Lomborg, Apocalypse No! , Abb. 69 . . . . . . . . . 30 Abb. 4-1: Organisation des IPPC. Grau: Beteiligte Regierungen mit entsandten Fachleuten, grün: Wissenschaftler, blau: unterstützende Organisationen; Quelle: IPPC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42 Abb. 5-1: „Héliothermomètre” des H.-B. de Saussure von 1774, Prinzipskizze; Quelle: G. Hoffmann, IMAU ‒ University Utrecht . . . . . . . . . . . . . . . . 45 Abb. 5-2: Zeitleiste zur Auffindung des atmosphärischen Treibhauseffektes, bis ca. 1930; Quelle: Grafik jg in J. Mason, Zwei Jahrhunderte Klimageschichte, Teil 1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47 Abb. 5-3: Die von Callendar ermittelten Temperaturkurven, seinerzeit die besten verfügbaren Daten; sie zeigen einen weltweiten Anstieg von den 1880er Jahren bis zur Mitte der 1930er; Quelle: Quarterly J. Royal Meteorological Society 64, S. 223 (1938). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47 Abb. 5-4: links die KEELING-Kurve, fortgeführt bis in die Gegenwart; Quelle: Scripps CO 2 -Programm; rechts Charles Keeling bei der Verleihung der National Medal of Science durch Präsident George W. Bush; Quelle: National Science Foundation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49 Abb. 5-5: Zeitleiste zur Atmosphärenforschung 1930-1960; Quelle: Grafik jg in J. Mason, Zwei Jahrhunderte Klimageschichte, Teil 2 . . . . . . . . . . . . . 50 Abb. 5-6: Jährliche globale Kohlenstoffemissionen aus fossilen Brennstoffen und Zementherstellung gegen Werte in der Atmosphäre; Quelle: u. a. Keeling und Whorf 1999; WI 2000b . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51 Abb. 5-7: Die reale „Fieberkurve“ der Erde, nördliche Halbkugel, gewichteter Durchschnitt Land-Luft-Meer; die gestrichelte Kurve verbindet (korrigierte) Messungen, die dick ausgezogene ist ein gleitendes 9-Jahresmittel, das die Tendenzen deutlicher macht, genormt auf den Mittelwert 1961-1990; Quelle: Jones u. a. 2000, 2001 . . . . . . . . . . . . . 51 Abb. 5-8: Temperaturen der letzten 1000 Jahre, nördliche Halbkugel, nach verschiedenen Autoren und Recherchetechniken (Baumjahresringe, Bohrkerne etc.); man vergleiche die Daten der Abb. 4-3; Quelle: Mann u. a. 1999, Jones u. a. 1998, 2000, 2001, Briffa u.a.1998, Huang u. a. 2000, Pollack u. Huang 2001 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52 Abb. 5-9: Veränderung des Meeresspiegels. Daten der Tidemesser sind in rot und Satellitenmessungen in blau dargestellt. Die graue Fläche zeigt die Projektionen des dritten Sachstandberichts des IPCC; Quelle: Copenhagen Diagnosis 2009 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53 Abb. 5-10: Chronologie der Klimamodellentwicklung. Die Berücksichtigung verschiedener neuer Komponenten (Kohlenstoffkreislauf, Vegetation, und Atomsphärenchemie) führt zu einer drastischen Erhöhung der Komplexität und der benötigten Computerressourcen; Quelle: globalchange.govreportappendices . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 54 Abb. 5-11: Komplexes Erdsystemmodell MPI-ESM mit Uvic-Modell als Emulator; Quelle DFG-MPI f. Meteorologie-GEOMAR . . . . . . . . . . . . 54 Abb. 5-12: Vergleich des beobachteten und simulierten Klimawandels basierend auf drei großräumigen Indikatoren in der Atmosphäre, der Kryosphäre und dem Ozean: . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 55 Abb. 5-13: Zeitleiste zur Atmosphärenforschung 1960-2010; Quelle: Grafik jg in J. Mason, Zwei Jahrhunderte Klimageschichte, Teil 3 . . . . . . . . . . . . . 56 Abb. 5-14 Kyoto-Ziele auf dem Prüfstand: Emissionen 2007, Veränderung in % seit 1990, Kyoto-Ziel in %, in Auswahl; Quelle: UNFCCC u. a. . . . . . . 58 Abb. 5-15: Ratifizierung und Inkrafttreten des Pariser Abkommens; Quelle: BMU 2016 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61 Abb. 5-16: Wie mit CO 2 nach dem Pariser Abkommen umzugehen ist; Alternativen auf der Basis eines Rest-Gesamtausstoß ab 2017 von 600 Gt CO 2 . Gestrichelt: ein Beispiel mit 800 Gt CO 2 -Ausstoß. Quelle: Prof. Stefan Rahmstorf, IPCC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63 Abb. 5-17: Treibhausgasemissionen für Deutschland seit 1990, gestaffelt nach Bereichen: bei Trendfortsetzung werden die Ziele verfehlt; Quelle: Umweltbundesamt 2019 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65 Abb. 5-18: Das in der Klimakonferenz von 2018 in Kattowitz vorgeführte Klimaranking führt Deutschland nur auf Platz 27; Quelle: CAN Europe . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 66 504 Abbildungsverzeichnis Abb. 5-19: Übersicht über die Entwicklung der THG-Emissionen in Deutschland nach Stand Sept. 2020, mit Ausblick auf 2-Grad-Scenario; Quelle: BKW Jahresausgabe 2020, S. 64 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 67 Abb. 6-1: Erdklima in großem zeitlichem Zusammenhang; Quelle: Schönwiese, Christian-Dietrich: Klima im Wandel, Tatsachen, Irrtümer, Risiken; Deutsche-Verlags-Anstalt GmbH, 1992 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 69 Abb. 6-2: Oberes Diagramm: globale Kohlenstoffemissionen mit 4 Szenarien: Basisszenarium bei „Nichts tun“, Preisrückgang für erneuerbare Energien um 50 bzw. konservativere 30 %, und schließlich um 30 % und zusätzlich CO 2 -Bepreisung mit 100 $/ t; Unteres Diagramm: Veränderung der globalen Mitteltemperatur in den 4 Szenarien; Quelle: Chakravorty 1997, S. 1222f; Amed 1994 . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72 Abb. 6-3: Die Top 10 unter den CO 2 -Emittenten, 2015, in Mio. t CO 2 ; Quelle: IDW 2017, urspr. Internationale Energieagentur 2017 . . . . . . . . . . . . 73 Abb. 6-4: Weitere Einzelheiten zur Höhe der CO 2 -Emissionen; Quelle: IAE und Europäische Umweltagentur 2017 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 73 Abb. 6-5: Zur gewachsenen Dominanz Asiens in den CO 2 -Emissionen; Quelle: IDW 2017, urspr. IAE 2017 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 74 Abb. 6-6: Treibhausgasemissionen in der EU 1990 / 2015, nach Wirtschaftssektoren; Quelle: IDW 2017, urspr. IAE 2017 . . . . . . . . . . 75 Abb. 6-7: Verteilung der energiebedingten CO 2 -Emissionen weltweit nach Sektoren im Jahr 2016; Quelle: Statista 2020 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 75 Abb. 7-1: Primärenergieverbrauch BIP/ Kopf und Energieproduktivität in Deutschland 1990-2020; Quelle: UBA, Umwelt im Unterricht . . . . . . 81 Abb. 7-2: Einsparpotentiale an Endenergie, aufgeteilt nach Sektoren, Stand 2012; Quelle: Umweltbundesamt (Hg.), Politikszenarien für den Umweltschutz VI, Dessau-Roßlau 2012. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 82 Abb. 7-3: Übersicht der Themen im 6. Energieforschungsprogramm des Bundes, in Mio. €; Quelle: BMWi (Hg.), Bundesbericht Energieforschung 2018. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 83 Abb. 7-4: Technisches und real umsetzbares Effizienzpotential in der produzierenden Industrie nach Branchen 2020; Quelle: N.A. Industrry Classifikation System und Datenbasis IAC . . . . . . . . . . . . . 83 Abb. 7-5: Technisches Potential von Verwendungen; Quelle: Ebersold, F. et alii: Keine Klimaneutralität ohne Energieeffizienz, Bild 2, in: Z. BWK Bd. 72, Nr. 12, 2020 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 84 Abb. 7-6: Zeitstrahl zur Entwicklung nationaler Energiemanagementnormen; Quelle: UBA, Energiemanagement als Erfolgsfaktor, Dessau-Roßlau, November 2010 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 85 Abb. 7-7: Beispiele für Energieeinsparungen durch Einführung eines Energiemanagementsystems, Dänemark; Quelle: UBA, Energiemanagement als Erfolgsfaktor, November 2010 . . . . . . . . . . . 87 Abb. 7-8: Zum Prinzip des Zertifikatehandels; Quelle: Deutsche Emissionshandelsstelle (DEHSt) im Umweltbundesamt . . . . . . . . . . . 92 505 Abbildungsverzeichnis Abb. 7-9: Die Mechanismen des Kyoto-Protokolls, links der Emissionshandel; Quelle: UBA, Deutsche Emissionshandelsstelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . 93 Abb. 7-10: Veränderung der CO 2 -Preise im ETS, Dez. 2016 bis Dez. 2020; Quelle: EEX/ FAZ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 96 Abb. 7-11: Anlage 2 - Zulässige Jahresemissionsmengen (zu § 4 des Bundes-Klimaschutzgesetzes und zur Änderung weiterer Vorschriften); Quelle: BGBl. I S. 2513 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 97 Abb. 7-12: Die Entwicklung der EURO-Normen der Klassen 1-6 für PKW; Quelle Wikimedia Commons. Emission Standards-Otto, Autor Hastdutoene 102 Abb. 7-13: Entwicklung der Fahrleistungen und Emissionen des Straßenverkehrs (einschl. LKW); Quelle: Bundeszentrale für politische Bildung, urspr. UBA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 103 Abb. 7-14: Höhere Kraftfahrzeuggewichte erlauben höhere CO 2 -Emission; Quelle: Verordnung (EG) Nr. 443/ 2009 vom 23. April 2009 … Amtsblatt der Europäischen Union. 5. Juni 2009, L140 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 104 Abb. 7-15: Zur Berechnung des Höchstenergiebedarfs eines neuen Wohngebäudes mithilfe eines Referenzhauses nach EnEV 2014; Quelle: EnEV 2014, Anlage 1 W . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 110 Abb. 7-16: Liste der Luftschadstoffe in der Industrieemissionsverordnung; Quelle: Richtlinie 2010/ 75/ EU; Anhang II, Ausschnitt . . . . . . . . . . . . . 115 Abb. 7-17: Grenzwerte im Tagesmittel in mg/ Nm3 für Abfallverbrennungs- und Abfallmitverbrennungsanlagen; Quelle: Richtlinie 2010/ 75/ EU; Anhang VI, Ausschnitt . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 116 Abb. 7-18: Effizienzlabel für neue Heizungen und Warmwasserbereiter, eingeführt Ende 2015; Quelle: Amtsblatt der Europäischen Union . . 117 Abb. 7-19: Prozess zum Erlass einer Durchführungsmaßnahme zur Ökodesign-Richtlinie; Quelle: UBA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 118 Abb. 7-20: Das CE-Kennzeichen, Erstellungsvorgaben; Quelle: https: / / www.we ka-manager-ce.de/ figures/ 121555.gif . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 119 Abb. 7-21: Die CO 2 -Emissionen der verschiedenen Kraftwerkstypen in g/ kWh; Quelle: Öko-Institut Darmstadt . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 125 Abb. 7-22: Verteilung der Wasserkraftwerke in Deutschland; Quelle: U. Leuschner . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 127 Abb. 7-23: Mühlenkomplex von Barbegal | Die Schemazeichnung deutet an, wie der Mühlenkomplex einst im 2. Jahrhundert nach Chr. ausgesehen haben dürfte; Quelle: Cees Passchier, Universität Mainz . . . . . . . . . . 128 Abb. 7-24. Ein Pochwerk bei Agricola (1494-1555); Quelle: G. Agricola, Buch VI 129 Abb. 7-25: Der Balkhauser Kotten an der Wupper, technische Einrichtung, Aufriss 1922; Quelle: LV Rheinland, Rhein. Industriemuseum, Kleine Reihe, Heft 7: Dampfschleifereien, Historische Handwerksstätten der Solinger Schneidwarenindustrie, Köln 1991 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 130 Abb. 7-26: „Electricitätswerk” von K. Fischer in Bad Reichenhall 1890; Quelle: Schmidberger, Wechselstromkraftwerk, Anhang . . . . . . . . . . . . . . . . . 130 506 Abbildungsverzeichnis Abb. 7-27: Das für die Internationale Elektrotechnische Ausstellung 1891 in Frankfurt am Main genutzte Wasserkraftwerk in Lauffen am Neckar, 1891, Sonderbriefmarke zum Jubiläum; Quelle: Deutsche Post AG . . 131 Abb. 7-28: Laufwasserkraftwerke in Deutschland,; Quelle: Laufwasserkraftwerke, in www.strom-universum.de, Abruf 2. Juni 2020 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 132 Abb. 7-29: Die Proserpina-Talsperre bei Mérida in Spanien, 2. Jh. nach Chr., heute noch in Funktion; Quelle: Embalse de Proserpina, Mérida (2015).JPG, Wikimedia Commons . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 133 Abb. 7-30: Die Mauer der Fürwiggestalsperre; Quelle: Originalzeichnung Intze, Ausschnitt . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 134 Abb. 7-31: Die zerstörte Sperrmauer des Möhnesees 1943; Quelle: Sammlung Helmuth Euler . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 135 Abb. 7-32: Aus der Planung des Bigge-Damms; Quelle: Ruhrtalsperrenverein, 100 Jahre Talsperrenbau an der Ruhr, Bild 8 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 136 Abb. 7-33: Talsperren in NRW; Quelle: Matthias Quaißer, Hartmannsdorf . . . . 136 Abb. 7-34: Talsperrenbau in Deutschland; Quelle: V. Bettzieche, RUB Talsperren-Info . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 137 Abb. 7-35: Speicherkraftwerke in Deutschland, Stand 2003; Quelle: Wasserkraftwerk, in: Brockhaus Naturwissenschaft und Technik, Mannheim 2003 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 137 Abb. 7-36: Wasserkraftwerk an der Urfttalsperre von 1905. Das Gebäude beeindruckt durch seine Jugendstil-Architektur; Quelle: www.rheini schemuseen.de . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 138 Abb. 7-37: Installation der Generatoren in PowerStation Nr. 1, 1895 Quelle Pinterest, reddit.com . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 139 Abb. 7-38: Zeitstrahl zur technischen Entwicklung der Wasserkraft; Quelle: Walcher GmbH & Co. KG . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 139 Abb. 7-39: Anteil der Wasserkraft an der Bruttostromerzeugung in Deutschland in den Jahren 1990-2019; Quelle: Statista 2020 . . . . . . . . . . . . . . . . . . 140 Abb. 7-40: Absolutwerte des Ertrags von Wasserkraft aus Laufwasser - und Speicherkraftwerken einschl. des natürlichen Zuflusses in Pumpspeicherwerken; Quelle: BWK Jahresausgabe 2020, S. 70 . . . . . 141 Abb. 7-41: Strommix in der Schweiz 2018; Quelle: BFE. Gesamtstatistik, © VSE 2018 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 141 Abb. 7-42: Strommix in der EU 2016; Quelle: U. Leuschner, Energiechronik . . . 142 Abb. 7-43: Demonstration der ersten Si-Solarzelle; Quelle: Bell Lab . . . . . . . . . . 143 Abb. 7-44: Vanguard I mit partieller Solarzellenbestückung; Quelle: Mit freundlicher Genehmigung der NASA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 143 Abb. 7-45: Zeitreihe des Photovoltaik-Anteils am Stromverbrauch Deutschlands; Quelle: BDEW, AGEB, Stat. Bundesamt, © Statista 2019 145 Abb. 7-46: Strom aus Photovoltaikanlagen, Kosten in €cent/ kWh - Entwicklung und Prognose; Quelle: Fraunhofer ISE, Irena © DW . . . . . . . . . . . . . . 146 507 Abbildungsverzeichnis Abb. 7-47: Verteilung der Photovoltaik-Anlagen weltweit 2016: Quelle: Welt der Physik/ Dt. Physikalische Gesellschaft 2016 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 146 Abb. 7-48: Historische und erwartete Preisveränderungen am weltweiten Solarmarkt, $/ Watt; Quelle: Bloomberg New Energy Finance, 2016 . 147 Abb. 7-49: Umsätze ausgewählter Solarkonzerne 2019; Quelle: Statista 2020 . . . 148 Abb. 7-50: Die Zelltypen und ihre Wirkungsgrade; Quelle: Welt der Physik, Green et al., DPG . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 150 Abb. 7-51: Netzgekoppeltes Photovoltaiksystem mit Batteriespeicher; Quelle: Quaschning, V., Regenerative Energiesysteme, München 2011, Bild 5.65 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 151 Abb. 7-52: Der Solarpark Neuhardenberg bei Berlin; Quelle: power-technology.com . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 152 Abb. 7-53: Solarfarm mit 128 MWp bei Templin, 2013; Quelle: Hersteller BELECTRIC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 152 Abb. 7-54: Schwimmende Photovoltaikanlege mit 750 kW Leistung bei Renchen / Baden, 2019; Quelle: Fraunhofer ISE, Ossola GmbH, Foto: Jörg Wilhelm . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 153 Abb. 7-55: Solarkarte Deutchland nach installierter Leistung kWh/ qm a; Quelle: Käuferportal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 153 Abb. 7-56: Der Zusammenhang von Investition und Förderung bei Photovoltaikanlagen; Quelle: https: / / strom-report.de/ Infografik Daten BMWi, Bundesnetzagentur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 154 Abb. 7-57: Photovoltaik in Deutschland, Entwicklung und Prognose; Quelle: BWK Jahresausgabe 2020, S. 75 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 155 Abb. 7-58: Nachwachsende Rohstoffe in Deutschland bis 2012; Quelle: Fachagentur für nachwachsende Rohstoffe FNR) . . . . . . . . . . . . . . . . 156 Abb. 7-59: Biomasse: Vielfältige Möglichkeiten; Quelle: DPG (Hg): Klimaschutz und Energieversorgung in Deutschland, Urquelle Kaltschmitt 1997, verfügbar über: http: / / www.fnr-server.de/ pdf/ literatur/ lfgesamt.pdf 157 Abb. 7-60: Verfügbare Energie/ a bei der Gesamtnutzung des deutschen Waldes (11 x 106 ha) und der deutschen Ackerfläche (12 x 106 ha); Quelle: Unger, J,: Alternative Energietechnik, Wiesbaden 2009, Tab. 8 . . . . . 157 Abb. 7-61: Wirtschaftliche Impulse aus Erneuerbare-Energie-Anlagen 2019; Quelle: FNR 2020, nach BMWi und AGEE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 158 Abb. 7-62: Entwicklung des Wärmeverbrauchs aus erneuerbaren Energien, nach Energieformen, bis einschl. 2014; Quelle: UBA, AGEE . . . . . . . 158 Abb. 7-63: Entwicklung der Bruttostromerzeugung aus erneuerbaren Energien, nach Energieformen, Stand 12/ 2019; Quelle: BMWi, AGEE . . . . . . . . 159 Abb. 7-64: Arbeitsprinzip einer Biogasanlage; Quelle: Agentur für Erneuerbare Energien . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 160 Abb. 7-65: Stromerzeugung aus Biomasse 2018; Quelle: BMWi, AGEE 02/ 2019 . 161 Abb. 7-66: Nutzung von Biokraftstoffen; Quelle: BWK Jahresreport 2020, S. 86 161 Abb. 7-67: Entwicklung des Anbaus von Energiepflanzen für Biogas; Quelle: FNR, BMEL (2019) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 162 508 Abbildungsverzeichnis Abb. 7-68: Vergleich der Brennstoffkosten bei verschiedenen Heizungstypen; Quelle: Energieheld GmbH © 2018 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 164 Abb. 7-69: Zur Renaissance der energetischen Nutzung des Holzes; Quelle: Mantau, Holzrohstoffbilanz Deutschland, S. 15 . . . . . . . . . . . . . . . . . . 165 Abb. 7-70: Pelletproduktion und -verbrauch in Deutschland; Quelle: Z. BWK Jahresausgabe 2020, S. 84 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 166 Abb. 7-71: Bestand und Netzeinspeisung von/ aus (Heiz-)Kraftwerken auf der Basis biogener Festbrennstoffe; Quelle: Z. BWK Jahresausgabe 2020, S. 80 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 166 Abb. 7-72: Waldverteilung in Deutschland und Einwohner pro ha Waldfläche; Quelle: Bundesamt für Naturschutz 2016 nach Bundesamt für Kartographie und Geodäsie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 167 Abb. 7-73: Parabolrinnenanlage in Ägypten, 1913; Quelle: The Electrical Experimenter, Volume 3, May 1915 - April 1916 . . . . . . . . . . . . . . . . . 170 Abb. 7-74: Der Sonnenofen von Odeillo. Als Einrichtung des CNRS arbeitet das System an Materialuntersuchungen für Weltraumeinsätze, die Umweltproblematik und die Energiegewinnung; Quelle: Foto Gerlinde und Reinhard Schielicke, Jena . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 170 Abb. 7-75: Luftbild der solarthermischen Parabolrinnen-Kraftwerke bei Kramer Junction in der Mojave-Wüste in Kalifornien, USA; Quelle: NextEra Energy Resources, Betreiber . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 171 Abb. 7-76: Helio Trough, eine neue Generation von Kollektoren; Quelle: Ferrostaal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 172 Abb. 7-77: Der Turm der Anlage PS10 in Spanien; Quelle: Andalousie tour solaire.jpg, Wikimedia Commons . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 173 Abb. 7-78: Die Solarturm-Versuchs-Anlage in Jülich; Quelle: DLR, Institut für Solarforschung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 173 Abb. 7-79. Produzierende Solarwärmekraftwerke, Stand 2017; Quelle: www.wik ipedia.org/ wiki/ Art. Solarthermie, Abruf 12. Dezember 2018, ergänzt *Dampf nur teilweise von der Sonne, Solaranteil . . . . . . . . . . . . . . . . 174 Abb. 7-80: Überblick über die Arbeitsweisen solarthermischer Grossanlagen, rechts der schon oben besprochene „Solarofen“; Quelle: A. Albarbar, A. Arar: Performance Assessment and Improvement of Central Receivers Used for Solar Thermal Plants, August 2019 . . . . . . . . . . . . 175 Abb. 7-81: Solarthermie für den privaten Gebrauch; Quelle: Watter, H.: Nachhaltige Energiesysteme, Wiesbaden 2009, Bild 3.2 . . . . . . . . . . . 177 Abb. 7-82: Solarwärmeanlagen in Deutschland, Flächenmenge und Wärmebereitstellung bis 2022; Quelle: BKW Jahresausgabe 2020, S. 81 178 Abb. 7-83: Die Mühle am Park von Sanssouci, Rekonstruktion einer 1787 bis 1791 unter Friedrich Wilhelm II. erbauten Holländerwindmühle vom Typ Galerieholländer; Quelle: Postkarte um 1900 . . . . . . . . . . . . . . . . 179 Abb. 7-84: Die Aerodynamik beim heutigen Rotor; Quelle: Copyright © 2018 BWE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 180 509 Abbildungsverzeichnis Abb. 7-85: HONNEFS Windtürme, Skizze aus den Dreißigerjahren; Quelle: Sammlung Rauch / Interffoto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 181 Abb. 7-86: Die erste große WEA, die Smith Putnam 1941 in den USA; Quelle: United States Department of Energy . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 181 Abb. 7-87: Die Gedser WEA, errichtet 1956/ 1957; Quelle: Bryan Demal et alii, Wind Witz Miller, supportet Form Thek Danis Ministry of Education, The Danish Ministry of the Environment and Energy, and the Danish Wind Industry Association., 2001 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 182 Abb. 7-88: GROWIAN 1984, links zwei Windmessmasten; Quelle: IFB Uni Stuttgart . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 183 Abb. 7-89: Größen- und Leistungsverbesserung der Onshore WEA; Quelle: BWE, Factsheet 2017 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 184 Abb. 7-90: Jahreserträge an typischen Standorten von WEA; Quelle: Fraunhofer ISE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 184 Abb. 7-91: Die Entwicklung bei onshore-WEA; Quelle: BWK Jahresausgabe 2020, S. 75 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 185 Abb. 7-92: Jährliche Installation von onshore-Windleistung in Deutschland; Quelle: ISE Fraunhofer. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 185 Abb. 7-93: Entwicklung der Offshore-Windenergie in Deutschland, mit Netzeinspeisung; Quelle: Status des Offshore Windenergieausbaus in Deutschland, Deutsche Winguard 2019 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 186 Abb. 7-94: Jährlich neu installierte Windenergie-Leistung in Deutschland, * vorläufig; Quelle: DeutscheWindGuard GmbH . . . . . . . . . . . . . . . . . . 186 Abb. 7-95: Der Flettner-Rotor auf der Ostseefähre Copenhagen spart 4‒5 % Treibstoff ein; Quelle: Michael Lemwig Olsen, VDI . . . . . . . . . . . . . . 187 Abb. 7-96: Versuchsanlage für eine schwimmende WEA; Quelle: EnBW Werkphoto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 187 Abb. 7-97: Vermiedene Treibhausgasemissionen in Mio. t durch den Einsatz regenerativer Energien in Deutschland im Jahr 2018; Quelle: UBA, 2020 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 188 Abb. 7-98: Stromproduktion aus Erneuerbaren Energien in ihrer Quelle; Quelle: V. Quaschning, www.volker-quaschning.de . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 189 Abb. 7-99: Regenerative Beiträge zum Wärmemarkt; Quelle: AGEE-Stat . . . . . . 190 Abb. 7-100: Heizungsversorgung im Wohnungsbestand und im Neubau, Stand 2019; Quelle: BWK Jahresausgabe 2020, S. 105 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 191 Abb. 7-101: Rückgewinnung von Bremsenergie oder Nutzbremse; Quelle: Mazda 3 Betriebsanleitung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 192 Abb. 7-102: Das Krokoddil der Schweitzerischen Bahn hier wegen der besseren Übersichtlichkeit im Modell, Quelle .bemo-modellbahn . . . . . . . . . . . 193 Abb. 7-103: Ein Tesla Model S P85+ baut seine Geschwindigkeit von aktuell 209 km/ h mit über 60 kW durch seine Nutzbremse ab, angezeigt auf dem Leistungsindikator rechts unten; Quelle: L. Klundin, eigenes Foto Sept. 2013 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 195 510 Abbildungsverzeichnis Abb. 7-104: Eine Übersicht der unterschiedlichen Arten an gespeisten Antrieben (Ausleger, Hebewerk, Fahrantriebe) sowie ihre Verbindung untereinander, geeignet für einen Energieaustausch; Quelle: M. Cerny, ETZ 12/ 2013 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 196 Abb. 7-105: Zum Prinzip eines Pumpspeicherkraftwerks; Quelle: Frank Pöhler, Energiedialog Bayern, 10. Januar 2015 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 197 Abb. 7-106: Rechts das „alte” Koepchenwerk (bis 1994), links das neue - die Fallrohre sind hier unterirdisch verlegt und damit nicht mehr sichtbar; Quelle: Regionalverband Ruhr (RVR) . . . . . . . . . . . . . . . . . . 198 Abb. 7-107: Das Fallrohrsystem des Pumpspeicherwerks Hohenwarte II mit rd. 300 m Fallhöhe; Quelle: Vattenfall GmbH, Werkfoto . . . . . . . . . . . . . 199 Abb. 7-108: Die dreistufige Anlage des Schluchsee-Pumpspeicherwerks, errichtet 1929-1951; Quelle: Universität Kassel, Vorlesung Hydromechanik . . 199 Abb. 7-109: Jährliche Kosteneinsparungen in der Stromerzeugung durch den Einsatz des geplanten (noch nicht realisierten) Pumpspeicherwerks Atorf; Quelle: Lehrstuhl für Energiewirtschaft und Anwendungstechnik, TU München . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 200 Abb. 7-110: Pumpspeicherwerke in Deutschland, Österreich, Schweiz und Luxemburg > 300 MW, Quelle: BDEW . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 201 Abb. 7-111: Kenndaten des deutschen Pumpspeicher-Kraftwerksparks 2020; Quelle: FZ Jülich in: BWK, Jahresausgabe 2020 . . . . . . . . . . . . . . . . . . 201 Abb. 7-112: Projekte von PSW in Deutschland, Stand April 2020; Quelle: FZ Jülich, in: BWK, Jahresausgabe 2020 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 202 Abb. 7-113: Pumpturbine ohne Drehrichtungswechsel; Quelle: L. Westphal / BWK . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 203 Abb. 7-114: Das Projekt Meerespumpwerk vor dem Beginn des Modellversuchs im Bodensee; Quelle: Fraunhofer-Institut für Energiewirtschaft und Energiesystemtechnik (IEE) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 204 Abb. 7-115: Projekt Lageenergiespeicher; Quelle: Prof. Dr. Eduard Heindl, Hochschule Furtwangen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 204 Abb. 7-116: Die ältesten Schwungräder; a: 6000 Jahre alte Spindel aus Stein mit wenigen Zentimetern Durchmesser, China; b: Töpferscheibe aus Mesopotamien, Alter 4000 Jahre, Durchmesser 900 mm, Dicke 80 mm; Quelle: Strößenreuther, F. Dipl.-Arbeit RWTH Aachen 1996, Bild 1 . 205 Abb. 7-117: Kurbeltrieb und Schwungmasse bei einer Drehbank nach Leonardo da Vinci; Quelle: Leonardo, Codex Atlanticus F 170 . . . . . . . . . . . . . . 206 Abb. 7-118: Handbetriebenes Schwungrad in der Förderung bei Agricola; Quelle: Agricola, De Re Metallica, Buch VI . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 206 Abb. 7-119: Schwungrad als Bestandteil einer Mühlentransmission; Quelle: Schäfermeier Mühle Verne, Förderverein für historische Bauten und Bauwerke Salzkotten e. V. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 207 Abb. 7-120: Schwungrad im Dampfmaschinen- Antriebssystem für die Hydraulik der Hubteile der Tower Bridge, London (1894); Quelle: N. Goodman, Privatfoto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 208 511 Abbildungsverzeichnis Abb. 7-121: Chassis des ersten MFO Gyrobus mit Schwungradspeicher, Schwungradmontage; Grafik: Copyright © 2020 Wonderful Engineering. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 209 Abb. 7-122: Die Flywheels im Schwungradkraftwerk Stephentown; Quelle: Beacon Power, LLC, Energy Storage Systems . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 210 Abb. 7-123: Dynamischer Stromspeicher in München; die einzelnen Module im Container speichern Strom mittels Rotationsenergie; Quelle: Werkphoto Stornetic GmbH . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 211 Abb. 7-124: Druckkessel zur Versorgung eines Nebelhorns an der schottischen Küste, historisch; Quelle: privates Foto Mathias, 2007 . . . . . . . . . . . . 212 Abb. 7-125: `Das Versuchsfahrzeug von ANDRAUD und DU MONTAY, 1840; Quelle: Automotor Journal, 1896 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 212 Abb. 7-126: Die erste Druckluftbahn in Nantes 1879, hier an einer Ladestation; Quelle: L. Prentice, 1994 & 2003 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 213 Abb. 7-127: Kennzeichnungspflicht für Druckluftflaschen seit 2015; Quelle: Bundesanstalt für Arbeitsschutz und Arbeitsmedizin (baua) . . . . . . . 214 Abb. 7-128: Das CAES-Kraftwerk in Huntorf, Entladungsphase; Quelle: KKB, Underground Technologies GmbH, Hannover . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 215 Abb. 7-129: CAES Huntorf im Luftbild; Quelle: Forschungsgesellschaft für Energiewirtschaft . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 216 Abb. 7-130: CAES und ADELE im Vergleich; Quelle: E. Mahnke, J. Mühlenhoff, (2012) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 216 Abb. 7-131: Der Kaminofen als Entwicklungsobjekt; Quelle: ORANIER Heiztechnik . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 218 Abb. 7-132: Funktionsprinzip einer Speicherheizung; Quelle: Joachim Herz Stiftung, LEIFI Physik, Art. Speicherung von thermischer Energie . . 218 Abb. 7-133: Kraftwerksprozess, links ohne, rechts mit Ruthsspeicher; Quelle: Gilson, Speicher, S. 91 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 219 Abb. 7-134: Die Ruthssspeicher-Batterie im Berliner Kraftwerk Charlottenburg, heute Technisches Denkmal; Quelle: Gilson, Speicher, S. 104 . . . . . . . 220 Abb. 7-135: Nutzung von Wasserspeichern zur Zwischenspeicherung von solartechnisch erzeugter Wärme; Quelle: TST Photovoltaik . . . . . . . 221 Abb. 7-136: Der Wärmespeicher der Dresdener Stadtwerke; Quelle: ENSO Energie Sachsen Ost AG . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 221 Abb. 7-137: Friedrichshafen, Einbindung des Speichers in das Gesamtkonzept; rechts im Bild der noch im Bau befindliche Speicher; Quelle: Steinbeis Transferzentrum und Ingenieurgesellschaft für Energie-,Gebäude- und Solartechnik mbH . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 222 Abb. 7-138: So funktioniert das neue unterirdische Wärmekonzept; Quelle: Hamburger Wasserwerke GmbH . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 222 Abb. 7-139: Prinzipschaltbild der Anlage Andasol 1; Quelle: Solar Millenium AG 223 Abb. 7-140: Illustration der TESIS-Testanlage mit vertikalem Eintank-Schichtspeicher mit Füllmaterialien und vier Vorlagenbehältern mit einer Gesamtsalzmasse von 115 Tonnen. Die 224 512 Abbildungsverzeichnis liegenden Tanks dienen dazu, das Salz im Forschungsbetrieb zu pendeln und sind für die Zielanwendung nicht erforderlich. Quelle: DLR (CC-BY 3.0) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Abb. 7-141. Wärmepumpenheizung mit Eisspeicher, Bereitstellung von Heizwärme und Warmwasser, Quelle Informattionsportal heizung.de 225 Abb. 7-142: Cleggs erster Gasometer mit noch rechteckiger Tauchglocke und Gewichtsausgleich; Quelle: Körting, Gasindustrie, S. 72 . . . . . . . . . . . 226 Abb. 7-143: Das Teleskopprinzip beim Gasometer; Quelle: Verein Gaswerksfreunde Augsburg e. V., Oliver Frühschütz . . . . . . . . . . . . . . 227 Abb. 7-144: Zwei der vier Wiener Gasometer vor der Fertigstellung; Quelle: F. Kapaun, Die Erbauung des Wiener städtischen Gaswerkes, Wien 1901, Abb. 24 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 228 Abb. 7-145: Zum Prinzip eines Scheibengasbehälters; Quelle: Verein Gaswerksfreunde Augsburg e. V., Oliver Frühschütz . . . . . . . . . . . . . . 229 Abb. 7-146: Die Abdichtung zwischen Scheibe und äußerer Hülle; Quelle: Historisches Archiv MAN AG/ / manroland AG . . . . . . . . . . . . . . . . . . 229 Abb. 7-147: Der Gasometer in Oberhausen im Urzustand 1929, Scheibe in 95 Metern Höhe, Fassungsvermögen 347.000 cbm Gas; Quelle: Gutehoffnungshütte, Aktienverein für Bergbau und Hüttenbetrieb (GHH) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 230 Abb. 7-148: Erdgas weltweit, kumulierte Förderung in cbm/ a, grau: keine Daten; Quelle: CIA factbook figures 2006 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 230 Abb. 7-149: Gasimporte weltweit 2011, die Abkürzung bcm steht für 1 Milliarde Kubikmeter; Quelle: Internationale Energieagentur IEA . . . . . . . . . . 231 Abb. 7-150: Abnehmer von russischem Gas, Anteil an den Pipeline-Exporten 2012; Quellen: BP, Interstate Statistical Committee of the Commonwealth of Independent States (CISStat) . . . . . . . . . . . . . . . . . 232 Abb. 7-151: Zum Arbeitsprinzip der Erdgasspeicher: Schematischer Vergleich von Kavernen- und Porenspeichern; Quelle: INES, Initiative Erdgasspeicher, bearbeitet . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 233 Abb. 7-152: Entwicklung des Speichervermögens im deutschen Erdgasnetz; Quelle: Z. ERDÖL; ERDGAS; KOHLE 133, Jg. 2017 . . . . . . . . . . . . . . . 234 Abb. 7-153: Gasspeicherstandorte in Deutschland 2016; Quelle: Initiative Erdgasspeicher . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 235 Abb. 7-154: Kugel-Gasbehälter in der Erdölraffinerie MIRO, Karlsruhe; Quelle: ikarus, Karlsruhe: Gastanks . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 236 Abb. 7-155: Kleine LNG-Anlage in Snurrevarden, Norwegen; Quelle: Hamworthy Gas Systems, Werkfoto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 237 Abb. 7-156: Treibhausgasemissionen von Erdgas, Vergleich zu anderen fossilen Energieträgern,in Äquivalenten g CO 2 / kWh; Quelle: Zukunft Erdgas e. V., auf Basis UBA 2019, ifeu 2015, DBI 2016, thinkstep 2017 . . . . . . 237 Abb. 7-157: Tankanlage im Hamburger Hafen; Quelle: Oiltanking Deutschland GmbH & Co. KG . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 238 513 Abbildungsverzeichnis Abb. 7-158: Standorte unabhängiger Tanklager in Deutschland; Quelle: UTV - Unabhängiger Tankstellenverband e. V. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 239 Abb. 7-159: Um das Jahr 1904 verkauften ambulante Händler auf den Straßen von Paris den Sprit aus Kanistern; Quelle: AUTO BILD, Historische Tankstellen, Bild 20, Foto Buch privat . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 239 Abb. 7-160: Bordstein-Zapfsäule nach Bowser, Modell 1925; Quelle: M. Grube, Tankstellengeschichte in Deutschland . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 240 Abb. 7-161: Die erste deutsche Tankstelle am Raschplatz in Hannover, 1923 in Betrieb gegangen; Quelle: BP AG. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 240 Abb. 7-162: Lieferung von Benzin und Gasöl mit dem Pferdefuhrwerk, o. Jahr; Quelle: Tankstellenmuseum . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 241 Abb. 7-163: Zisternenwagen der “DOBI” bei der Füllung einer Straßentankstelle; Quelle: Tankstellenmuseum . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 241 Abb. 7-164: Die Zahl der Tankstellen in Deutschland, bis 1990 BRD und DDR gemeinsam. Die Tankstellen werden auch in der jüngeren Zeit immer weniger; Quelle: Mineralölwirtschaftsverband / FAZ . . . . . . . . . . . . . 242 Abb. 7-165: Ritter und seine Apparatur; Quelle: Peter Kurzweil, Elektrochemische Speicher, pp 363-472 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 244 Abb. 7-166: Die „Charlière“ mit Charles und Helfer, künstlerische Darstellung; Quelle: Planet-Wissen akg, bearbeitet . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 244 Abb. 7-167: Speichertechniken für Wasserstoff; Quelle: Fröba, M., Universität Hamburg, in: Wasserstoff als Energiespeicher, Vortrag 2016 . . . . . . . 247 Abb. 7-168: Druckspeicherung von Wasserstoff für Fahrzeuganwendungen, Beispiel Mirai; Quelle: Toyota Motor Corporation . . . . . . . . . . . . . . . 249 Abb. 7-169: Kryodruck-Speicherung von Wasserstoff für Fahrzeuganwendungen; Quelle: BMW AG, Werkphoto . . . . . . . . . . . 249 Abb. 7-170: Metallhydridspeicher der H 2 -Tankstelle am Flughafen München; Quelle: www.diebrennstoffzelle.de . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 250 Abb. 7-171: Verteilung der Wasserstofftankstellen in Europa Anfang 2020; Quelle: s. Grafik . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 251 Abb. 7-172: Die schnelle Zunahme der Wasserstofftankstellen in Deutschland und des dort getätigten Absatzes; Quelle: H2 MOBILITY Deutschland, Mai 2020 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 252 Abb. 7-173: Der Wasserstoffzug von Alstom, Modell iLint 54 mit 160 Sitzplätzen; Quelle: Z. Weserkurier . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 253 Abb. 7-174: Die Turbofan-Studie für ein Wasserstoffflugzeug; Quelle: Airbus . . 254 Abb. 7-175: Rittersche Säule von 1803; Quelle: Prof. Dr.-Ing. M. Thein . . . . . . . . . 255 Abb. 7-176: Prinzipieller Aufbau eines Bleiakkumulators; Quelle: Akkumulator, in: Großes Welt-Lexikon, Brockhaus 2007, S. 163 . . . . . . . . . . . . . . . . . 256 Abb. 7-177: Verteilungsschema der Akkumulatorenblöcke in der Barmer Zentrale, 1888; Quelle: Erbslöh, Zentralanlagen, Abb. 74 . . . . . . . . . . 257 Abb. 7-178: Das erste Elektrofahrzeug wurde von Gustave Trouvé in Paris im Jahr 1881 gebaut; Quelle: Stefan Weißenborn, PS Welt, Mai 2016 . . . . . . . 258 514 Abbildungsverzeichnis Abb. 7-179: Energiedichten verschiedener Stoffe; : Quelle: Energiedichte, in: Chemie-Lexikon, LUMITOS GmbH, 1998-2018, bearbeitet . . . . . . . . . 259 Abb. 7-180: Aufbau und Funktion einer Li-Ionen-Zelle; Quelle: Bosch AG . . . . . 260 Abb. 7-181: Energiedichten moderner Batterien, auch im Vergleich zur Bleiakkumulator zu lesen; Quelle: Original Autor Barrie Lawson, Electropaedia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 261 Abb. 7-182: Zulassungszahlen BEV und Hybridfahrzeuge 2019/ 2020; Quelle: CAM Emobility Report 2020, nach KBA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 262 Abb. 7-183: Entwicklung und Entwicklungpsperspektiven von Li-Zellen; Quelle: Van Noorden, R., A Better Battery, in: Nature 507 , S. 26-28, 2014, nach: Zu, C.X. & Li, H.: Thermodynamic Analysis on Energy Densities of Batteries, in: Energy Environ. Sci. 4, S. 2614-2624, 2011 (Ausschnitt) 263 Abb. 7-184: Aufbau einer Natrium-Schwefelzelle; Quelle: Sterner/ Stadler, Energiespeicher, Abb. 7.56 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 263 Abb. 7-185: Ladesäulenkarte Deutschland, Ansicht Süddeutschland, Mai 2020; Quelle: Bundesnetzagentur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 264 Abb. 7-186: Die Wirkung von Speichern bei PV-Anlagen; Quelle: EnergieAgentur NRW . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 265 Abb. 7-187: Tagesverlauf an einer realen PV-Anlage ohne eigenen Speicher; der Eigenverbrauch des Tages (grüne Fläche) entspricht dabei der Schnittmenge aus Erzeugung (blaue Fläche) und Verbrauch (graue Fläche); Quelle: SMA Solar Technology AG . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 265 Abb. 7-188: Schaltung AC-System; Quelle: Memodo Blog © 2019 . . . . . . . . . . . . . 266 Abb. 7-189: Schaltung DC-System; Quelle: Memodo Blog ©2019 . . . . . . . . . . . . . . 266 Abb. 7-190: Die Tesla-Speicheranlage bei Jamestown nördlich von Adelaide; Quelle: Spiegel online, 12/ 2017 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 267 Abb. 7-191: Die Mitsubishi-Speicheranlage in Buzen, Japan; Quelle: Mitsubishi Electric Corporation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 267 Abb. 7-192: Zu Aufbau und Arbeitsprinzip einer Redox-Flow-Batterie; Quelle: Stadler, M., Sterner, I. (Hg): Energiespeicher, Abb. 7.70 . . . . . . . . . . . . 269 Abb. 7-193: Konzeptstudie für eine Redox-Flow-Batterie im großtechnischen Maßstab für den Einsatz in Stromnetzen; Quelle: Sauer, D.: Optionen zur Speicherung elektrischer Energie in Energieversorgungssystemen mit regenerativer Stromerzeugung, RWTH Aachen, Abb. 12 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 269 Abb. 7-194: Kleinformatige Redox-Flow-Batterie von Volterion, zur Solarstromspeicherung in Einfamilienhäusern; Quelle: Volterion / Fraunhofer Umsicht) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 270 Abb. 7-195: Application Center Redox Flow für Tests an ganzen RFB Modulen im Leistungsbereich bis zu mehreren hundert Kilowatt; Quelle: Fraunhofer-Institut für Chemische Technologie (ICT) . . . . . . . . . . . . 271 Abb. 7-196: Zusammenschaltung von Leidener Flaschen zur Gewinnung von Hochspannung; Quelle: Annalen der Physik, Band 1, 1795 (1799), S. 30 272 515 Abbildungsverzeichnis Abb. 7-197: Prinzip eines idealen Doppelschichtkondensators, 1. Kollektor, 2. Polarisierte Elektrode, 3. Helmho! tz Doppelschicht, 4. Elektrolyt mit positiven und negativen Ionen, 5. Separator. Beim Anlegen einer Spannung bildet sich an den Elektroden jeweils eine Helmholtz-Doppelschicht mit spiegelbildlicher Ladungsverteilung aus; Quelle: Doppelschichtkondensator, in: Academic, 2000-2019 . . . 273 Abb. 7-198: Historische Doppelschichtkondensatoren; Quellen: links H.I. Beckers Prototyp von1957 in US 2800616, Mitte R.A. Rightmire, US 3288641, 1966, rechts Matsushita, EP 0449145, 1992 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 274 Abb. 7-199: Versuchsanlage zur Erzeugung heißer Plasmen, Hannover 1965 - zwei der ringförmig aufgestellten Kondensatoren sind im Vordergrund sichtbar; Quelle: TH Hannover, Institut für Plasmaphysik . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 274 Abb. 7-200: Einsatzgebiete von Supercaps im Jahr 2012, gewichtet; Quelle: Sterner / Stadler, Energiespeicher, Abb. 6.31, bearbeitet . . . . . . . . . . . 275 Abb. 7-201: Familienstammbaum der Superkondensatoren; Quelle: Elcap, Wikimedia Commons . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 276 Abb. 7-202: Supraleitender magnetischer Energiespeicher; Quelle: EnergieAgentur. NRW . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 277 Abb. 7-203: SMES- Anlage von Kyushu Electric Power, Quelle: Schwarz, TU Berlin . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 278 Abb. 7-204: SMES in Fischbach; Quelle: Supraleitende Magnetspeicher, in: Achmed A. W. Khammas, Buch der Synergien . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 279 Abb. 7-205: Stand der SMES-Technik 2002; Quelle: Sterner / Stadler, Energiespeicher, Tab. 6.3 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 279 Abb. 7-206: Sprung-Temperaturen verschiedener Supraleiter; Quelle: Sterner / Stadler, Energiespeicher, Abb. 6.45 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 280 Abb. 7-207: Eignungsmerkmale verschiedener Speichertechniken für elektrische Energie; Quelle: Bundesnetzagentur; Legende: +++ gut geeignet, ++ grundsätzlich geeignet, + bedingt geeignet.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 283 Abb. 7-208: Speicherzeit und Speichervermögen für die Zwischenspeicherung; Quelle: Frontier Economics . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 283 Abb. 7-209: Entwicklung verschiedener Speichertechnologien bis zum Jahr 2050 nach einem Klimazielszenario. Der größte Speicherbedarf entsteht bei Wärmespeichern, gefolgt von stationären Batteriespeichern, Power-to-Gas (Wasserstoff, Methan) und Power-to-Liquid. Dies zeigt die bedeutende Rolle, die Wärmespeicher in der Energiewende spielen; Quelle: H. M. Henning A: System- und Kostenentwicklung einer klimaschutzkompatiblen Transformation des deutschen Energiesystems bis 2050, Freiburg 2015 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 285 Abb. 7-210: Gründungsjahre von EVU, die sich die Versorgung von Gebieten zur Aufgabe machten; Quelle: Callies, Zeitalter, S. 17 . . . . . . . . . . . . . . . . 287 Abb. 7-211: 40 - 60 kV-Leitungen im Deutschen Reich 1929; Quelle: Callies, Zeitalter, S. 18 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 288 516 Abbildungsverzeichnis Abb. 7-212: 110 und 220-kV-Leitungen im Deutschen Reich 1930; grau angelegt die 220-kV-Verbundleitung des RWE zu den Alpen-Wasserkräften; Quelle: Leuschner, Entwicklung, S. 10 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 289 Abb. 7-213: Entwicklung des RWE-Versorgungsgebietes 1906-1930; Quelle: RWE AG . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 290 Abb. 7-214: Aufteilung von Stromversorgung und Netzbetrieb im Jahr 1948; Quelle: RWE AG, bearbeitet . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 292 Abb. 7-215: Das deutsche Verbundnetz 1950: Quelle: Leuschner, U.: Energiewissen, Leitseite, www.udo-leuschner.de . . . . . . . . . . . . . . . . . 293 Abb. 7-216: Das deutsche Höchstspannungsnetz im Jahr 1998; Quelle: Leuschner, U.: Energiewissen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 294 Abb. 7-217: Die Verbundunternehmen im Jahr 1998; Quelle: Leuschner, U.: Basiswissen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 295 Abb. 7-218: Die vier Übertragungsnetzbetreiber; Quelle: Bundesnetzagentur . . . 297 Abb. 7-219: Ausbaupfade für Eneuerbare Energien und KWK bis 2030; Szenario NEP B 2012 basiert auf dem Szenario B des Netzentwicklungsplans Strom 2012 (NEP Strom 2012), das Bundesländerszenario basiert auf den Zielsetzungen der deutschen Bundesländer; Quelle: dena Studie Netzausbau, Tabelle 1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 298 Abb. 7-220: Netzausbaubedarf in Stromkreis-km bis zum Zieljahr nach Spannungsebenen, jeweils kumuliert; Quelle: dena Studie Netzausbau, Tabelle 2 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 299 Abb. 7-221: Details des Ausbaus Netztechnik bis Zieljahr, kumuliert, einschl. Kosten; Quelle: dena Studie Netzausbau, Tabelle 2 . . . . . . . . . . . . . . . 300 Abb. 7-222: Kostenvergleich HGÜvs. Drehstromübertragung; Quelle: Wibke Brems MdL . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 301 Abb. 7-223: Netzentwicklungsplan 2024, Quelle Bundesnetzagentur . . . . . . . . . . 301 Abb. 7-224: Aufbau eines HGÜ-Erdkabels; Quelle: TENNET in: SüdOstLink, Erdverkabelung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 302 Abb. 7-225: Diskussion um Trassenführung Süd-Link, Stand 21.2.2019; Quelle: TransnetBW . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 303 Abb. 7-226: Netzarchitektur im Wandel: links Stromnetz im Jahr 2000, rechts im Jahr 2050; Quelle: Britta von Heintze, Welt der Physik . . . . . . . . . . . 304 Abb. 7-227: Das Verbundnetz der I.G. Farben in Mitteldeutschland; Quelle VDEW (Hg), Das Zeitalter der Elektrizität, Festschrift 125 Jahre VDEW, 1967, S. 93 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 305 Abb. 7-228: Verbundnetz der Stahlwerke im Übergriff über die Demarkationslinien der öffentlichen Versorger im Jahre 1967; Quelle: VDEW, Zeitalter, S. 95 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 306 Abb. 7-229: Stromflussbild zum Jahr 1965 in Mrd. kWh; Quelle: Schäff, K.: Die Entwicklung zum heutigen Wärmekraftwerk, VGB 177, Anhang 1 . 307 Abb. 7-230: Energieströme im UTPTE-Verbund, links 15. Sept. 1965, 11 h, rechts 17. Nov. 1965, 3 h; Quelle: Boll, G. in: VDEW (Hg), Das Zeitalter der Elektrizität, 125 Jahre VDEW, 1967, S. 88 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 308 517 Abbildungsverzeichnis Abb. 7-231: Die fünf Verbundsysteme unter einem gemeinsamen Dach; Quelle: ENTSO-E . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 309 Abb. 7-232: Stromexporte in Europa im Jahr 2017; Quelle: ENTSOE . . . . . . . . . . . 310 Abb. 7-233: Der Strompreis für Endverbraucher-Haushalte; Quelle: Bundesnetzagentur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 311 Abb. 7-234: Entwicklung der Beheizung der Öfen im Krefelder Stahlwerk; Quelle: Z. Das Gas- und Wasserfach 81, 1938, S. 625 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 313 Abb. 7-235: Entwicklung der Gaserzeugung in den 1950er Jahren; Quelle: Körting, Gasindustrie, S. 568 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 314 Abb. 7-236: Einsatz von Raffinerie- und Erdgas für die Gaserzeugung der Gaswerke 1957-1959; Quelle: Das Gas- und Wasserfach 1011, 1960, S. 829 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 315 Abb. 7-237: Erdgas-Eruption bei Neuengamme, 1910; Quelle: Postkarte Kumm Gebr., Hamburg; Text W. Nölting / Hamburg . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 316 Abb. 7-238: Erdgasförderung in Deutschland im Auf und Ab; Quelle: Wirtschaftsverband Erdöl- und Erdgasgewinnung (WEG), Jahresbericht 2012 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 317 Abb. 7-239: Vorhandene und geplante Transportleitungen für Erdgas in West-Deutschland 1968; Quelle: U. Leuschner, Die deutsche Gasversorgung von den Anfängen bis 1998, S. 24 . . . . . . . . . . . . . . . . 318 Abb. 7-240: Werbung der Stadtwerke Mannheim für die Umstellung auf Erdgas 1968; Quelle: Stadtwerke Mannheim . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 319 Abb. 7-241: Erdgasverbrauch Deutschland 1960-2015; Quelle: BGR Energiestudie 2017 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 319 Abb. 7-242: Herkunft und Transportstufen des Erdgases in der BRD 2007; Quelle: BGW . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 322 Abb. 7-243: Gegenwärtige Erdgas-Leitungen; Quelle: LEIFIphysik . . . . . . . . . . . . 323 Abb. 7-244: Überblick über das Wachstum des Netzes 1970‒1990; Quelle: Leuschner, a. a. O., S. 28 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 324 Abb. 7-245: Entwicklung der Transitmengen im deutschen Gas-Fernleitungsnetz; Quelle: BWK Jahresausgabe 2020, S. 101 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 324 Abb. 7-246: Das europäische Ferngas-Leitungsnetz; Quelle: DVGW . . . . . . . . . . . 325 Abb. 7-247: Verdichterstation Obernhau - betrieben durch Gascade Gastransport GmbH; Quelle: FNB Gas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 325 Abb. 7-248: L- und H-Gas-Verteilung in Deutschland; Quelle: Bundesnetzagentur 326 Abb. 7-249: Verlegung einer Ferngasleitung im Erzgebirge; Quelle: Ontras . . . . . 327 Abb. 7-250: Schweißroboter bei Gazprom; Quelle: Gazprom . . . . . . . . . . . . . . . . . 327 Abb. 7-251: Verlegeschiff Solitaire bei der Arbeit an der North Stream in der Ostsee; Quelle: Gazprom . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 327 Abb. 7-252: Arbeitstechnik bei Offshore-Pipelines; Quelle: FAZ . . . . . . . . . . . . . . 328 Abb. 7-253: Zusammensetzung des Gaspreises 2019, Endkunden, Quelle 1-gasvergleich . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 328 Abb. 7-254: Entwicklung der Netzentgelte Gas seit 2007 einschl. Messung und Messstellenbetrieb; Quelle: Bundesnetzagentur . . . . . . . . . . . . . . . . . . 329 518 Abbildungsverzeichnis Abb. 7-255: Fernwärmesysteme in Europa für Städte mit mehr als 5.000 Einwohnern; Quelle: Halmstad University (Schweden), District Heating and Cooling . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 330 Abb. 7-256: Heizungsversorgung für Wohngebäude in der BRD, Stand 2010; Quelle: AGFW, Energieeffizienzver-band für Wärme, Kälte und KWK e. V. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 332 Abb. 7-257: Netzkategorien nach Bundeskartellamt; Quelle: Bundeskartellamt, Sektoruntersuchung Fernwärme, 2012 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 333 Abb. 7-258: Leitungslängen der Großwärmenetze; Quelle: Bundeskartellamt, Sektoruntersuchung Fernwärme, 2012 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 334 Abb. 7-259: Teil des aufgeständerten Fernwärmenetzes in St. Pölten, 1950; Quelle: Fernwärme St. Pölten / Austria . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 334 Abb. 7-260: Leitungsführung einer Fernheizung in Leipzig, um 2010; Quelle: Heute im Osten, Dokumentation MDR . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 335 Abb. 7-261: Auslaufende EEG-Förderung bei Photovoltaik-Anlagen in D.; Quelle UBA, ISE, F.A.Z.-Grafik . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 339 Abb. 7-262: Windenergieleistung mit auslaufender EEG-Förderung zwischen Ende 2020 und 2036; Quelle: ÜNB, Auswertung & Grafik: FA Wind . 340 Abb. 7-263: Anteil erneuerbarer Energien am Bruttostromverbrauch bis 2014 und Zielkorridor bis 2015 nach EEG 2014; Quelle: ZSW nach AGEE-Stat 343 Abb. 7-264: Ausschreibungsmengen und erwarteter Zubau außerhalb der Ausschreibungen für PV in MW nach EEG-Novelle 2021; Quelle: Energy Brainpool . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 344 Abb. 7-265: Ausschreibungsmengen für Wind an Land und erwarteter Zubau für Wind auf See in MW nach EEG-Novelle 2021; Quelle: Energy Brainpool . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 345 Abb. 7-266: Stadtwappen von Chaudes-Aigues; Quelle: Stadt Chaudes-Aigues . . 347 Abb. 7-267: „Bedeckte Lagoni”, eine Technik, die den Dampf sammelt und dann Dampfmaschinen antreibt, um das Warmwasser zu pumpen; Quelle: Il Museo della Geotermia di Larderello . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 347 Abb. 7-268: Das Nesjavellir-Geothermie-Kraftwerk in Þingvellir, Island 2006; Quelle: Gretar Ívarsson, Geologe bei Nesjavellir . . . . . . . . . . . . . . . . . 348 Abb. 7-269: Wärme aus Tiefengeothermie, ohne balneologische Nutzung; Quelle: BWK Jahresausgabe 2020, S. 82 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 349 Abb. 7-270: Leistung von Geothermieanlagen nach Ländern 2018; Quelle: Statistik Statista 2020 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 350 Abb. 7-271: Der Carnot-Prozess ist die theoretische Fundierung sowohl der Wärmekraftmaschine als auch der Wärmepumpe, hier dargestellt im TS-Diagramm; Quelle: https: / / commons.wikimedia.org/ wiki/ File: Ca rnot-Prozess.svg . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 351 Abb. 7-272: Aus Perkins Patentschrift von 1837; Quelle: The Repertory of Patent Inventions in Arts, Manufactures an Agriculture, New Serie -Vol.VII. January-June,1837 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 351 519 Abbildungsverzeichnis Abb. 7-273: Energiegewinnung über Wärmepumpen; Quelle: BWK Jahresausgabe 2020, S. 83 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 352 Abb. 7-274: Funktionsschaltbild einer Wärmepumpe mit alternativen Wärmequellen; Quelle: Stadtwerke Düsseldorf . . . . . . . . . . . . . . . . . . 354 Abb. 7-275: Zur Wasser-Wasser-Wärmepumpe gehören zwei Brunnen; Quelle: Andreas Madel, Ulm © heizsparer.de . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 355 Abb. 7-276: Kennzahlen für die Jahresarbeitszahl unterschiedlicher Wärmepumpenheizungen im Vergleich; Quelle: www.energie-exper ten.org/ heizung/ waermepumpe/ leistung/ jahresarbeitszahl.html . . . 356 Abb. 7-277: Zum Prinzip der Kraft-Wärme-Kopplung; Quelle: Techem, www.tech em.de . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 357 Abb. 7-278: Energie-Einsparung durch KWK in Verbindung mit Wärmenetzen; Quelle: Ratgeber KWK, BFW Bundesverband Fernwärmeleitungen . 358 Abb. 7-279: Einer der Verbundmaschinensätze in Beelitz 1902, heute Denkmal; Quelle: J. Hartbaum, Förderverein HKW . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 358 Abb. 7-280: Dank Abwärmenutzung gab es beim Kraftwerk Klingenberg Tomaten und Gurken; Foto: Vattenfall Archiv, Klingenberg . . . . . . . 359 Abb. 7-281: Veränderungen in der KWK-Nettostromerzeugung von 2003 bis 2016; Quelle: Statistisches Bundesamt, Umweltbundesamt u. a. . . . . . . . . . 361 Abb. 7-282: Auskopplungen von Fernwärme und Strom aus einem Blockheizkraftwerk; Quelle: MF Service BHKW GmbH, Döbriach . . 361 Abb. 7-283: Schema der Ur-Brennstoffzelle von Grove; Quelle: diebrennstoffzelle.de . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 363 Abb. 7-284: Funktionsprinzip einer Wasserstoff-Sauerstoff-Brennstoffzelle; Quelle: https: / / i.ytimg.com/ vi/ -oGF7kIbtqI/ maxresdefault.jpg . . . . . 364 Abb. 7-285: Wirkungsgrade von Brennstoffzellen im Vergleich; Quelle: Joachim Herz Stiftung, LEIFI Physik . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 364 Abb. 7-286: Bauweisen und Anwendungsbereiche heutiger Brennstoffzellen; Quelle: Joachim Herz Stiftung, LEIFIphysik . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 365 Abb. 7-287: Space Shuttle, Einbau des Brennstoffzellen-Moduls von Pratt und Whitney, Quelle NASA Mitarbeiter . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 365 Abb. 7-288: Aufbau einer Brennstoffzellenheizung; Quelle: ASUE, Arbeitsgemeinschaft für sparsamen und umweltfreundlichen Energieverbrauch e.V. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 366 Abb. 7-289: Typabhängige Emissionen bei Brennstoffzellen; Quelle: Energieagentur NRW . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 367 Abb. 7-290: THG-Reduktion bei Ersatz einer Gasheizung: das Brennstoffzellenheizgerät zeigt seine Vorteile; Quelle: 2019 Erdgas Südwest . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 368 Abb. 7-291: Funktionsschema von Power-to-Gas mit Varianten; Quelle: Sterner, Specht et alii, 2008, dena 2009 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 369 Abb. 7-292: Das ENERTRAG Hybrid-Kraftwerk Prenzlau 2009; Quelle: © ENERTRAG 2020 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 370 520 Abbildungsverzeichnis Abb. 7-293: Elektrolyseur im ENERTRAG Hybridkraftwerk; Quelle: © ENERTRAG 2020 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 371 Abb. 7-294: Allgemeines Funktionsschema des Power-to-Gas-Konzepts; Quelle: © Fraunhofer ISE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 372 Abb. 7-295: Vor- und Nachteile der Elektrolyseverfahren; Quelle: Sterner/ Stadler, Energiespeicher, Tab. 8.3 (Ausschnitt) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 372 Abb. 7-296: Wirkungsgrade und Investitionskosten PTGS, Stand und Perspektiven; Quelle: dena (Hg): Baustein einer Integrierten Energiewende - Roadmap Power to Gas, 11/ 2017 . . . . . . . . . . . . . . . . 374 Abb. 7-297: Range of SNG production costs of a 100 MW plant in 2020, 2030 and 2050 for different scenarios; Quelle: DVGW (Hg), Roadmap for large-scale storage based PtG conversion up to 2050, Fig. 09 . . . . . . . 375 Abb. 7-298: Speichervermögen und Transportleistung im deutschen Gasnetz im Vergleich zum Stromnetz; Quelle: IWES, 2011 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 376 Abb. 7-299: Wege des Wasserstoffs von verschiedenen Einspeisepunkten durch das deutsche Gasnetz, Hellgrün: Ostsee, Dunkelgrün: Nordsee; Hellblau: Entrypunkte; Quelle: NEP der Fernleitungsnetzbetreiber 2012 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 377 Abb. 7-300: Übersicht über PtG-Projekte in Deutschland, Stand / 2017; Quelle: dena (Hg): PtG: Eine innovative Systemlösung . . . . . . . . . . . . . . . . . . 378 Abb. 7-301: Bilderläuterungen zu 7/ 286; Quelle: dena (Hg): PtG: Eine innovative Systemlösung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 378 Abb. 7-302: Wegmarken der dena für die H2/ Methan-Verwendung als Energieträger; Quelle: Roadmap PtG dena . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 379 Abb. 7-303: PtL auf der Basis von Fischer-Tropsch; Quelle: Sterner / Stadler, Energiespeicher, Abb. 8.98 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 382 Abb. 7-304: PtL über die Methanolsynthese; Quelle: Sterner / Stadler, Energiespeicher, Abb. 8.99 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 383 Abb. 7-305: Zum Prinzip Power-to-Heat; Quelle: group.vattenfall.com . . . . . . . . 384 Abb. 7-306: In einem zukünftigen Szenario ist ein Batteriespeischer, eine wärmepumpengestützte Power-to-Heat-Komponente und ein Kühlsystem integriert; Quelle: Energiewende in der Praxis, Lechwerke AG. 2014 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 385 Abb. 7-307: Der Power-to-Heat Fernwärmespeicher in Halle (Saale) fasst 50.000 m3 und wird teilweise mit überschüssigem Strom geladen, um das Fernwärmenetz zu unterstützen; Quelle: Stadtwerke Halle GmbH . . 386 Abb. 7-308: “Wärmewende” In Neukölln - der zum Speicher umgebaute Heizöltank; Quelle: Fernheizwerk Neukölln AG . . . . . . . . . . . . . . . . . 387 Abb. 7-309: Prinzip eines Power-to-Heat-to-Power Stahlspeichersystems; Quelle: Lumenion . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 388 Abb. 7-310: Sektorkopplung mit Power-to-X, Quelle Energieatlas 2018 - AGORA 389 Abb. 7-311: Der Weg zur Sektorkopplung; Quelle: acatech/ Leopoldina/ Akademieunion . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 390 Abb. 7-312: Handelsmodell im deutschen Strommarkt; Quelle: H. Voß, RWE AG 392 521 Abbildungsverzeichnis Abb. 7-313: Strukturen des Energy-Only-Marktes; Quelle: Next Kraftwerke, Köln, bearbeitet . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 392 Abb. 7-314: Partner im Börsengeschehen, G = Erzeuger; T = Händler, R= Verbraucher; Quelle: Th. Niedrig, FORMAET . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 393 Abb. 7-315: Smart Meter mit selbsterklärender Anzeige, Quelle Utilita Werkphoto 395 Abb. 7-316: Kommunikationswege des Smart-Meter-Gateway; Quelle: © Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI) . . . . . . . . 395 Abb. 7-317: Abstract model of ICT-based visualisation of the future energy system, with three system layers and sample functionality and application areas within the layers; Quelle: Appelrath, H.-J., Kagermann, H., Mayer, Chr. (Ed.): acatech Study Future Energy Grid, Figure 12. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 396 Abb. 7-318: Das Virtuelle Kraftwerk mit seinen externen Anbindungen zu Netzbetreibern und Strombörse; Quelle: Next Kraftwerke, Köln . . . . 398 Abb. 7-319: Die Smart-Grid-Applikationsplattform EnergyIP gibt den Überblick über abgerufene und vermarktete Leistungen und informiert auch über Störungen und Probleme des virtuellen Kraftwerks; Quelle: Siemens AG . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 399 Abb. 7-320: Der Fermi-Reaktor in Chicago 1942 (Chicago Pile1); Quelle: 100 x Energie, Meyers Lexikonverlag, 1977, S. 153 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 401 Abb. 7-321: Funktionsschema eines Kernkraftwerks mit Druckwasserreaktor; Quelle: swissnuclear © 2018 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 402 Abb. 7-322: Funktionsschema eines Siedewasserreaktors; Quelle: swissnuclear © 2018 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 402 Abb. 7-323: Zeitstrahl der AKW-Generationen; Quelle: OECD Nuclear Energy Agency for the Generation iV (Hg), Technology Roadmap Update, 2014, S. 7 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 404 Abb. 7-324: Uran im Vergleich zu fossilen Energieressourcen; Quelle: swissnuclear, www.kernergie.ch . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 407 Abb. 7-325: Top 10-Länder der Uranreserven 2017; Quelle: Welt der Physik / CC by-nc-nd . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 408 Abb. 7-326: Die weltgrößten Uranminen 2018; Quelle: Statista 2018 . . . . . . . . . . . 408 Abb. 7-327; Die freigesetzten Bindungsenergien (Massendefizite) in Abhängigkeit von der Odnungszahl; Quelle: Universität Tübingen . 410 Abb. 7-328: Das Tokamak-Prinzip: Quelle: 1998 Spektrum Akademischer Verlag, Heidelberg . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 410 Abb. 7-329: Weltweite Bemühungen um die Fusion; Quelle: © IPP / SuW-Grafik (Ausschnitt) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 411 Abb. 7-330: Fusionsreaktor ITER im Querschnitt, Planskizze; ITER Organization 411 Abb. 7-331: Spulensystem des ersten optimierten Stellarators: Wendelstein 7-AS (1988 - 2002); Quelle: IPP . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 412 Abb. 7-332: “CO 2 als Allrounder” bei Covestro; Quelle: www.covestro.com . . . . 414 Abb. 7-333: Bei der CO 2 -Wäsche übernimmt der Sprühwäscher die Aufgabe des Absorbers; Quelle: IFK der Universität Stuttgart . . . . . . . . . . . . . . . . . 416 522 Abbildungsverzeichnis Abb. 7-334: Unterirdische Speicherung von Kohlendioxid; Quelle: Helmholtz-Zentrum Potsdam . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 417 Abb. 7-335: Luftfilterung zur CO 2 -Sequestrierung in Hinwil, Schweiz; Quelle: Climeworks, Werkphoto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 418 Abb. 8-1; Kohlekraftwerke in Deutschland 2020; Quelle: The German Energiewende wiki . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 424 Abb. 9-1: Wie wird sich die Energiewende auf die deutsche Wirtschaft auswirken? Umfrage 26.April bis 11.Mai 2011; 784 Befragte; Führungskräfte in Unternehmen; Telefonische Befragung; Quelle: Statista . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 429 Abb. 9-2: Durchschnittlicher Strompreis für Haushalte, Verbrauch 3.500 kWh/ a; Quelle: BDEW, 27.1.2020 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 430 Abb. 9-4: Durchschnittliche Strompreise für die Industrie in ct/ kWh einschl. Stromsteuer; Quelle: BDEW, Strompreisanalyse Juli 2019 . . . . . . . . . 431 Abb. 9-5: Maximal mögliche Einsparungen bei der Verwendung von Industriestrom; Quelle: BDEW, Juli 2019 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 432 Abb. 9-6: Einfluss der Energiewende auf die Wettbewerbsfähigkeit in Indices; Quelle: IHK-Befragung 2019 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 433 Abb. 10-1: Erste massive Proteste gegen den Bau von KKW, 1975, eine von vielen Demos an der sogenannten Natorampe bei Wyhl; Quelle: Bund für Umwelt und Naturschutz (BUND) e. V. Regionalverband Südlicher Oberrhein . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 438 Abb. 10-2: Auch Proteste gegen den Bau von AKW Fessenheim, 1975; Quelle: w ww.bund-freiburg.de . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 438 Abb. 10-3: Am Nachmittag des 28. Februar 1981 kommt es am Bauzaun zu gewalttätigen Übergriffen. Einige Demonstranten werfen Steine. Quelle: © picture-alliance/ dpa Foto: Martin Athenstädt . . . . . . . . . . 439 Abb. 10-4: Proteste gegen die Wiederaufbereitung in Gorleben, hier 1979 in Hannover; Quelle: dpa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 439 Abb. 10-5: 13. Castor-Transport, Straßenblockade vor Gorleben; Quelle: dapd . 441 Abb. 10-6: Umfrage zur Atomenergie in Deutschland 2011; Quelle: Statista Research Department, 1. Mai 2011 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 442 Abb. 10-7: Mehrere Aktionsbündnisse demonstrieren am Tagebau Garzweiler im Juni 2019 für Braunkohlausstieg und Klimaschutz; Quelle: Marcel Kusch/ dpa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 442 Abb. 10-8: Greta Thunberg demonstriert vor dem Reichstag in Stockholm für mehr Klimaschutz mit einem Plakat „skolstrejk for klimatet" (Schulstreik für das Klima); Quelle: dpa, Steffen Trumpf, axs . . . . . . 443 Abb. 10-9 Europäisches Institut für Klima & Energie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 444 Abb. 10-10: Gemeinde Dahl bei Paderborn; Quellen: Roland Mauro, oto . . . . . . . 445 Abb. 10-11: Proteste der Betroffenen gegen den Ausbau der Windkraft; Quellen: Initiative GegenwindMKKNaturpark, Spessart . . . . . . . . . . . . . . . . . . 445 Abb. 10-12: Die Windkraftgegner wandern 2017 auf den „Stillfüssel" / Odenwald und machen ihrem Ärger Luft. Fotos: Willenberg . . . . . . . . . . . . . . . . 446 523 Abbildungsverzeichnis Abb. 10-13: Menschenkette gegen Süd-Link, aktualisiert am 01.05.2017; Quelle: insuedthueringen.de . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 446 Abb. 10-14: 2. Dezember 2012: Kundgebung gegen den geplanten Stromkonverter auf dem Kirchplatz in Osterath; Quelle: Ulli Dackwier/ RP . . . . . . . . . 446 Abb. 11-1: Kosten der Energiewende bis zum Jahr 2025; Quelle: DICE Consult GmbH . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 452 Abb. 11-2: Primärenergieverbrauch, CO 2 -Emissionen und kumulative Kosten für eines der untersuchten Szenarien (85 % Absenkung energiebedingter CO 2 -Emissionen bezogen auf 1990) im Vergleich zum Referenzfall eines unveränderten Weiterbetriebs des klassischen Energiesystems; Quelle: Fraunhofer ISE, Was kostet die Energiewende? 2015 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 453 Abb. 11-3: Implizite CO 2 -Belastung für Haushalte, Quelle: VKU, Finanzierung der Energiewende, 2019 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 455 Abb. 11-4: Kosten der Energiewende, hier am Beispiel des Kernenergieausstiegs; Karikatur: Harm Bengen, in : Sterner / Stadler, Energiespeicher . . . . 456 Abb. 12-1: Vieljährige mittlere Lufttemperatur sowie Änderungssignal über die Projektionszeiträume gegenüber der Gegenwart, Quelle: Studie Vulnerabilität Deutschlands gegenüber dem Klimawandel, 2015, Abb.11 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 457 Abb. 12-2; Die Abbildung veranschaulicht die Folgen globaler Erwärmung auf die Ökosysteme und die Gesellschaft und macht deutlich, dass wir schon jetzt mit den Folgen leben (müssen); Quelle: Z. Kultur und Technik, 2/ 2020, S. 12 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 459 Abb. 12-3: Anzahl der Klimawirkungen, die verschiedene Klimasignale haben; Quelle: Vulnerabilitätsstudie, Abb. 177 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 460 Abb. 12-4: Regionale Betroffenheit und handlungsfeldübergreifende Folgen des Klimawandels in Deutschland (nahe Zukunft); Quelle: Studie Vulnerabilität Deutschlands gegenüber dem Klimawandel, 2015, Abb.183l. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 461 Abb. 12-5: Verteilung der Klimaschäden auf die Bundesländer, kumuliert bis 2050; Quelle: DIW Berlin 2008, Abb. 1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 465 Abb. 13-1: Befragung 29.04.2019 bis 30.04.2019 bei 1.005 Personen ab 18 Jahren: "Zum Klimaschutz gibt es unterschiedliche Ansichten. Geben Sie bitte zu jeder der folgenden Ansichten an, ob Sie dieser eher zustimmen oder eher nicht zustimmen.", Quelle: Statista 2020 . . . . . 467 Abb. 13-2: Mediale Präsenz Deutschland nach Themen; Quelle: PMG Presse-Monitor, 2020 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 468 Abb. 13-3: Akzeptanzebenen; Quelle: Local Energy Consulting (2020) nach Wüstenhagen et al. (2007) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 470 Abb. 13-4: Bürgern sind Beteiligung und lokaler Bezug wichtig; Quelle: FA Windenergie (2017), BMU (2019) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 473 Abb. 13-5: Möglichkeiten lokaler Teilhabe bei terrestrischen WEA; Quelle: Local Energy Consulting (2020) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 475 524 Abbildungsverzeichnis Abb. 13-6: Veränderungskurve: Fünf typische Phasen; Quelle: J. Mai, Karrierebibel; © 2007-2020 Karrierebibel.de . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 476 Abb. 14-1: Schwerpunktthemen für die deutsche EU-Ratspräsidentschaft, Umfrage 29./ 30. Juni 2020, 1003 Wahlberechtigte; Quelle ARD DeutschlandTrend . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 480 Abb. 14-2: Raumwärmeverbrauch der privaten Haushalte in Deutschland 1990 bis 2018 temperaturbereinigt je qm bewohnte Wohnfläche; Quelle: BMWi; Zahlen und Fakten, Daten aus der Energieforschung, Berlin 2019 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 481 Abb. 14-3: Die Goverrnance-Struktur der Nationalen Wasserstoffstrategie; Quelle: BMWi (Hg), NWS, S. 15 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 484 Abb. 14-4: Veröffentlichte Klimaziele Chinas; Quelle: BP/ FAZ, 24.9.2020 . . . . . . 486 Abb. 14-5: China setzt am stärkten auf Kohlekraft: Leistung der weltweit neu in Betrieb genommenen Kohlekraftwerke von 2000 bis Juli 2020 (GW); Quelle: Statista Dezember 2020 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 487 Abb. 14-6: Erderwärmung ‒ neue Projektionen bis zum Jahr 2100, auf der Basis von internationalen Zusagen und Politiken; Quelle: Daten Climate Tracker, Grafik FAZ v. 9. Dezember 2020 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 488 525 Abbildungsverzeichnis Die Ziele der Energiewende lassen sich nach gegenwärtigem Verständnis für Deutschland klar und einfach so benennen: Sie soll den Rückzug aus der Kernenergie bewirken und kompensieren, fossile Brennstoffe durch die erneuerbaren Energien ersetzen und den Ausstoß an klimaschädlichen Gasen, insbesondere des CO 2 , reduzieren oder neutralisieren. Was so einfach klingt, stößt in der harten Wirklichkeit auf große Probleme. Wirtschaftliche Folgen, technische Schwierigkeiten und politischer Streit sind schon heute zu beobachten und werden beim Fortschritt des Programms noch zunehmen. Soziale Verwerfungen durch eine zunehmend gereizte Öffentlichkeit sind nicht ausgeschlossen. Das darf nicht verwundern - die Energiewende ist ein Großprojekt, das die gesamte Gesellschaft erfasst und in Umfang und Folgen in der deutschen Geschichte einmalig dasteht. Wie dieses Projekt entstand, was bis zur Gegenwart mit welchen Mitteln erreicht wurde und wie es schließlich ausgehen könnte, ist Gegenstand dieses Buches. Der Inhalt Begriffsklärung - Die Anfänge: Ressourcen - Club of Rome: Grenzen des Wachstums? - Wahrnehmung und Beginn einer Klimapolitik - Klimadiskussion: Treibhausgase - Handlungsoptionen - Aktionsfelder wie Energieeffizienz, Zertifikatehandel, Erneuerbare Energien, Brennstoffzelle und Wärmepumpen, Systemlösungen wie PtX und Wasserstoffwirtschaft - Die Politik der (deutschen) Energiewende - Energiewende, Wirtschaft und Gesellschaft - Kollision der Interessen - Kosten der Wende und ihre Finanzierung - Folgen des (ungebremsten) Klimawandels - Das Akzeptanzproblem - Ausblick: Ein ergebnisoffener Prozess Die Zielgruppe Alle, die sich über die technischen, gesellschaftlichen und wirtschaftlichen Hintergründe und Perspektiven der Energiewende informieren möchten. Der Autor Dr. rer. nat. Dr. phil. Fritz Dieter Erbslöh arbeitete 10 Jahre im Bereich Luft- und Raumfahrttechnik (ERNO, Bremen und Dornier System, Friedrichshafen), war Technischer Leiter bei Hofmann Elektrotechnik (Röntgentechnik, Erlangen), Wissenschaftlicher Leiter beim Projekt Energon und langjährig Bereichsleiter im Haus der Technik (Essen). ISBN 978-3-8169-3508-7