Der notwendige Umbau der deutschen Stromversorgung nimmt langsam Konturen an. Zwar gibt es noch immer kein nationales Energiekonzept, und insbesondere nach der Landtagswahl in Nordrhein-Westfalen bleibt abzuwarten, in welcher Form sich der in der schwarz-gelben Koalition weit verbreitete Wunsch nach einer mehr oder weniger deutlichen Verlängerung der Laufzeiten von Kernkraftwerken realisieren lässt. Doch der Ausbau der Erneuerbaren steht in allen Parteien auf der Agenda, und viele Unternehmen investieren in dieses Zukunftsfeld. Das größte Potenzial wird dabei allgemein dem massiven Ausbau der Offshore-Windkraft an Standorten in Nord- und Ostsee zugebilligt.
 

Ende April hat beispielsweise mit "Alpha Ventus" der erste deutsche Offshore-Windpark etwa 45 Kilometer vor der Küste der Insel Borkum seinen Betrieb aufgenommen. Insgesamt stehen zwölf Anlagen mit einer Leistung von jeweils fünf Megawatt in diesem Feld. Der rund 250 Millionen Euro teure Park dient neben der reinen Stromgewinnung auch als Testfeld für Forschungsprojekte zum Naturschutz, die vom Bundesumweltministerium gefördert werden. Zudem soll dieser Windpark wertvolle Erkenntnisse im Hinblick auf den weiteren Ausbau der Offshore-Windenergienutzung liefern. Gebaut wurde "Alpha Ventus" von einem Konsortium der Unternehmen E.ON, EWE und Vattenfall Europe. 

Inbetriebnahme des Windparks "Alpha Ventus" (v. l. n. r.): Dr. Wulf Bernotat, Vorstandsvorsitzender E.ON; Bundesumweltminister Dr. Norbert Röttgen; Dr. Werner Brinker, Vorstandsvorsitzender EWE; Tuomo Hatakka, Vorstandsvorsitzender Vattenfall Europe



Quelle: alpha ventus; Fotograf: Mathias Ibeler

"Die Nutzung der Windenergie wird die zentrale Rolle im Energiemix der Zukunft spielen. Offshore-Windparks sind dabei eine entscheidende Größe. Unser Ziel ist eine installierte Offshore-Leistung von 25.000 Megawatt bis zum Jahr 2030", erklärte Bundesumweltminister Röttgen anlässlich der Inbetriebnahme.

Wenige Tage nach dem offiziellen Startschuss für den ersten Offshore-Windpark in der deutschen Nordsee meldete der baden-württembergische Energiekonzern EnBW, dass nun auch der Grundstein für den ersten kommerziellen Offshore-Windpark in der deutschen Ostsee - EnBW Baltic 1 - gelegt wurde. Dieser Park wird 16 Kilometer nördlich der Halbinsel Darß/Zingst auf einem Areal von etwa sieben Quadratkilometern errichtet. Nach der Fertigstellung, die für Ende des Jahres vorgesehen ist, sollen die 21 Windenergieanlagen mit einer Gesamtleistung von knapp 50 Megawatt jährlich rund 185 Gigawatt erneuerbar erzeugten Strom in das überregionale Höchstspannungsnetz einspeisen. "Wir haben uns zum Ziel gesetzt, bis zum Jahr 2020 etwa 20 Prozent an unserem Energiemix aus erneuerbaren Quellen zu erzeugen. Offshore-Windenergie ist hierbei ein wesentlicher Baustein", erläuterte EnBW-Technikvorstand Hans-Josef Zimmer im Verlauf der Grundsteinlegung in Rostock die Überlegungen in seinem Unternehmen zum Energiemix der Zukunft. Ziel sei es, in den kommenden Jahren eine Leistung von fast 1.200 Megawatt offshore aufzubauen.
Der Ausbau der Windenergienutzung on- und offshore ist also auf den Weg gebracht, bringt aber auch - neben höheren Erzeugungskosten, die letztlich zulasten des Verbrauchers und/oder des Steuerzahlers gehen - erhebliche technische Probleme mit sich. Schon im Frühjahr 2005 hatte die Deutsche Energie-Agentur (dena) in einer viel beachteten Studie gezeigt, dass dieser Ausbau und die damit verbundene "regionale Umorientierung" der Erzeugungsschwerpunkte mit erheblichen Investitionen in den Ausbau und die Weiterentwicklung des Stromversorgungssystems verbunden ist. Beispielsweise müssten bis 2015 knapp 400 Kilometer des vorhandenen Höchstspannungsnetzes verstärkt und weitere 850 Kilometer neu gebaut werden, hieß es vor fünf Jahren in der dena-Studie. In der aktuellen Debatte spielen Schlagwörter wie "Smart Grid" und "Ausbau der Speichermöglichkeiten" eine große Rolle, aber kostenlos gibt es das alles nicht.

Wie sich die Stromerzeugung aus Erneuerbaren in Europa entwickelt, wie sich diese Entwicklung auf den Strommarkt auswirkt und welche Kosten damit verbunden sind, wieviel niedriger diese Kosten sein könnten, wenn Europa bei der Förderung an einen Strang ziehen würde, das zeigt eine aktuelle Studie des von Prof. Dr. Marc Oliver Bettzüge geleiteten Energiewirtschaftlichen Instituts (EWI) an der Universität zu Köln (s. dazu auch das nachfolgende Interview).

 

Im Interview mit der EnergieSzene erläutert Prof. Dr. Marc Oliver Bettzüge wesentliche Ergebnisse der EWI-Studie "European RES-E Policy Analysis" (Eine modellbasierte Studie über die Entwicklung der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energiequellen in Europa und die Auswirkungen auf den konventionellen Strommarkt).


Herr Professor Bettzüge, in der Studie Ihres Instituts zur Entwicklung der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energiequellen in Europa geht es unter anderem um unterschiedliche Fördermodelle in den Staaten der EU. Wie wirken sich diese Unterschiede finanziell und geografisch aus?

Die Förderung der erneuerbaren Energien innerhalb der EU ist nicht einheitlich, denn der Fördermechanismus wird nicht von der EU festgelegt, sondern von jedem einzelnen Mitgliedsland individuell. Es gibt daher derzeit eine Vielzahl unterschiedlicher national ausgerichteter Fördersysteme und nationaler Zielvorgaben für den Anteil der erneuerbaren Energien am Strommix. Ein solches System ist keinesfalls geeignet, zweifellos vorhandene europaweite Synergiepotenziale beim Zubau der erneuerbaren Energien zu nutzen. Solche Synergien können beispielsweise dadurch entstehen, dass zur Erreichung der ehrgeizigen europäischen Ziele die kostengünstigsten Erzeugungstechnologien zunächst an den für sie besten Standorten umgesetzt werden. Denken Sie zum Beispiel an Photovoltaik-Anlagen, die im sonnenreichen Südeuropa deutlich höhere Erträge erzielen als vergleichbare Anlagen an deutschen Standorten. Die aktuelle EWI-Studie zeigt, dass ein konsequenter europäischer Wettbewerb zwischen Technologien und Standorten Einsparungen von über 150 Milliarden Euro bis 2020 ermöglichen würde - ohne, dass wir Abstriche bei den Zielen für den Erneuerbaren-Anteil machen müssten. Von einer solchen Optimierung würden vor allem die Windenergie, z. B. in Polen und Großbritannien, sowie die Biomasse profitieren.

Prof. Dr. Marc Oliver Bettzüge ist seit März 2007 Lehrstuhlinhaber für Energiewirtschaft an der Universität zu Köln sowie wissenschaftlicher Direktor des
Energiewirtschaftlichen Instituts (EWI). Vor seiner Berufung auf den neuen Stiftungslehrstuhl war Prof. Bettzüge Partner bei The Boston Consulting Group (BCG) mit Schwerpunkt im Bereich Energiewirtschaft.

Können wir in absehbarer Zeit auf die konventionelle Stromerzeugung verzichten, wenn der Ausbau der Stromerzeugung aus Erneuerbaren wie geplant voranschreitet?

Insbesondere die Windenergie und die Photovoltaik stehen dem Stromsystem nur in sehr eingeschränktem Maße als gesicherte Leistung zur Verfügung. Der Wind weht und die Sonne scheint nun mal nicht immer. Für Flauten oder sonnenarme Zeiten müssen wir als Ersatz konventionelle Kapazität oder - dann aber in großem Maßstab - Speicher zur Absicherung der Stromversorgung vorhalten. Solche Speicher sind jedoch auf absehbare Zeit die deutlich teurere Alternative. Die aktuelle EWI-Studie kommt daher auch zu dem Ergebnis, dass die konventionelle Kraftwerksleistung über die nächsten zwei Jahrzehnte trotz des angestrebten erheblichen Ausbaus der Erneuerbaren ungefähr konstant bleiben wird. Die aus dieser konventionellen Kapazität erzeugte Strommenge wird allerdings signifikant abnehmen. Mit anderen Worten: Die durchschnittliche Auslastung des konventionellen Kraftwerksparks wird deutlich sinken.

Der Ausbau der Erneuerbaren ist oft verbunden mit einer räumlichen Konzentration der Erzeugung in geeigneten Regionen. Reicht vor diesem Hintergrund die vorhandene Netzinfrastruktur aus, um das hohe Niveau der Versorgungssicherheit langfristig zu sichern?

Angesichts der räumlichen Verschiebung in der Erzeugungsstruktur ist ein erheblicher Ausbaubedarf der Netze absehbar, und dies schon in naher Zukunft. Das gilt sowohl für die Übertragungs- als auch für die Verteilnetzebene. Eine Koordination auf europäischer Ebene wird auch beim Netzausbau immer wichtiger. Die Regulierung der Netzbereiche muss dringend weiterentwickelt werden, damit die Netzbetreiber die richtigen Investitionsanreize für diese Mammutaufgabe erhalten.

Sowohl die englischsprachige Langversion als auch eine deutschsprachige Zusammenfassung der Studie "European RES-E Policy Analysis" können unter
www.ewi.uni-koeln.de/Veroeffentlichungen.19.0.html bezogen werden.

 

 

Der Energieversorger Vattenfall will noch in diesem Jahr gemeinsam mit den Unternehmen Stiebel Eltron und Senertec in Berlin den Betrieb eines virtuellen Kraftwerks aufnehmen. Den Grundstock für dieses ambitionierte Projekt bilden 20 von Vattenfall betriebene Blockheizkraftwerke (BHKW) sowie die BHKW und Wärmepumpen der beiden Kooperationspartner. Bis zum Start des virtuellen Kraftwerks im Oktober 2010 werden bis zu 100 dezentrale Anlagen mit einer Gesamtleistung von mehr als 20 Megawatt zusammengeschlossen. Die zentrale Steuerung erfolgt in der Berliner Wärmeleitwarte von Vattenfall.

In den kommenden Jahren soll das virtuelle Kraftwerk schrittweise um weitere Anlagen ergänzt werden. Spätestens 2012 sollen alle Betreiber von Blockheizkraftwerken und Wärmepumpen in der Region die Möglichkeit haben, sich dem virtuellen Kraftwerk in Berlin anzuschließen. Langfristiges Ziel sei es, so das Unternehmen, zusätzlich bis zu 100.000 Wohneinheiten mit Wärme zu versorgen.

Die Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena) hat den Wettbewerb "Energieeffizienz in Kommunen - Gute Beispiele 2010" ausgeschrieben. Gesucht werden erfolgreiche Energieeffizienzprojekte beispielsweise in von Kommunen betriebenen Schulen, Kitas, Werkstätten, Rathäusern oder auch im Bereich der kommunalen Straßenbeleuchtung, in denen überdurchschnittliche Einsparungen erreicht wurden und die sich besonders gut als Vorbilder eignen. Der mit Preisgeldern in Höhe von insgesamt 25.000 Euro ausgestattete Wettbewerb ist Teil des dena-Kommunikationsangebots "Good Practice Energieeffizienz", das Vorbilder für Energieeffizienz mit dem Good-Practice-Label kennzeichnet. Weitere Informationen zum Wettbewerb finden sich unter www.good-practice-label.de.

Modernisierungsstau im Heizungskeller auflösen

"Wir brauchen beides: ein ambitioniertes UN-Klimaabkommen und schnellstmöglichen praktischen Klimaschutz." Bundesumweltminister Norbert Röttgen hatte schon im Vorfeld des "Petersberger Klimadialogs", zu dem sich Anfang Mai Klimapolitiker aus mehr als 40 Ländern in Königswinter getroffen haben, deutlich gemacht, dass neben den globalen klimapolitischen Zielen des Kyoto-Nachfolgeprozesses für ihn vor allem die konkreten lokalen, regionalen oder nationalen Projekte und Initiativen zum Schutz des Klimas eine große Bedeutung haben. "Die klimagerechte Sanierung des Gebäudebestandes würde nicht nur zu einer Verminderung der Emissionen beitragen. Sie böte auch Beschäftigungschancen", schrieb Röttgen in einem Namensbeitrag für die Frankfurter Allgemeine Zeitung und lenkte damit die Aufmerksamkeit auf die hohen Potenziale zur Verringerung von CO2-Emissionen durch die energetische Sanierung von Ein- und Mehrfamilienhäusern.

Doppelter Nutzen: Klima schützen und sparen

"Mehr Pragmatik - wie Minister Röttgen sie anstrebt - würde auch dem deutschen Wärmemarkt gut tun", stellte Bernhard Funk, Sprecher der Initiative Erdgas pro Umwelt (IEU), fest. "Um den derzeitigen Modernisierungsstau bei den privaten Heizanlagen aufzulösen, brauchen wir Verlässlichkeit in der Förderung und Technologieoffenheit für die verschiedenen Modernisierungsmaßnahmen." Weniger die Heiztechnologie solle dabei im Vordergrund stehen, sondern die eingesparte CO2-Menge. Beispielsweise könnten rund 50 Prozent aller deutschen Haushalte mit vergleichsweise geringem Aufwand auf die effiziente Erdgas-Brennwerttechnik umsteigen, da diese Haushalte schon jetzt Erdgas nutzten, um ihren Wärmebedarf zu decken. Bei Wirkungsgraden von rund 100 Prozent verbrauchten die modernen Heizkessel deutlich weniger Brennstoff als veraltete Anlagen. Laut IEU-Modernisierungskompass (unter www.ieu.de zum kostenlosen Download eingestellt) müssen beim Umstieg auf die Erdgas-Brennwerttechnik nur 94 Cent investiert werden, um ein Kilogramm CO2 pro Jahr einzusparen. "Kein anderes der zur Verfügung stehenden Heizsysteme erzielt einen besseren Wert", erklärte Funk. 

Hausbesitzer müssen für die Erdgas-Brennwerttechnik nur 0,94 Euro investieren, um die Emission von einem Kilogramm CO2 im Jahr zu vermeiden. Damit liegen die Investitionskosten pro erspartem Kilogramm CO2 deutlich unter dem im IEU-Modernisierungskompass ermittelten Durchschnitt von 1,60 Euro.

Würden alle zehn Millionen Heizkessel, die bis 2020 in Deutschland modernisierungsbedürftig sind, gegen Erdgas-Brennwertkessel ausgetauscht, könnte der CO2-Ausstoß um mehr als 70 Millionen Tonnen gesenkt werden - womit das hoch gesteckte Klimaziel der Bunderegierung für den Wärmemarkt annähernd erreicht würde. Noch mehr Emissionen lassen sich einsparen, wenn diese effiziente Heiztechnik mit solarthermischen Anlagen kombiniert wird. Darüber hinaus wird die vergleichsweise gute CO2-Bilanz des Energieträgers Erdgas durch einen stetig steigenden Anteil von Bioerdgas im Versorgungsnetz weiter verbessert.

Die energetische Sanierung von Wohnungen und Häusern beinhaltet hierzulande ein besonders kostengünstiges und hohes Potenzial zum CO2-Sparen. Das ist eine allseits bekannte und akzeptierte Tatsache. Umso mehr muss es verwundern, dass Bundesfinanzmister Wolfgang Schäuble trotz massiver Proteste von Verbänden und auch von seinem Ministerkollegen, Bundesumweltminister Norbert Röttgen, die Förderung klimafreundlicher Heizungen mit sofortiger Wirkung einstellt. Die für 2010 bisher zur Verfügung gestellten Mittel sind mit den inzwischen beim Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (BAFA) eingegangenen Förderanträgen aufgebraucht. Neue Anträge werden nicht mehr angenommen.

"Das schadet nicht nur den mittelständischen Unternehmen und dem Handwerk, sondern vor allem der Volkswirtschaft und nicht zuletzt dem Klimaschutz", kommentierte Andreas Lücke vom Bundesverband Deutschland Haus-, Energie- und Umwelttechnik (BDH) die Haltung des Finanzministers. Wenn man dann noch sehe, dass jeder Fördereuro aus dem Marktanreizprogramm annähernd acht Euro Investitionen generiere, sei das Ende der Förderung noch unverständlicher. Allein die daraus resultierenden Mehrwertsteuereinnahmen refinanzieren das für einen wirksamen Klimaschutz unverzichtbare Klimaschutzprogramm, rechnet der Bundesverband Solarwirtschaft (BSW) vor.

Ganz hoffnungslos scheint der Fall allerdings nicht: Denn zu lesen war auch, dass die CDU/CSU-Fraktion sich gegen Finanzminister Schäuble stellen wird, um das Programm doch noch weiter fortzusetzen. So wird der Vize-Vorsitzende der Fraktion, Christian Ruck, in den Medien unter anderem mit dem Satz zitiert: "Man kann in Deutschland kaum so viel CO2 einsparen wie im Gebäudebereich."

 

Eine konsistente Energiestrategie setzt nach Meinung des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) voraus, dass rechtzeitig alle notwendigen Informationen aus den unterschiedlichen Bereichen auf den Tisch kommen. "Die Initiative von Bundesumweltminister Norbert Röttgen, einen Netzgipfel einzuberufen, ist lobenswert. Wir plädieren allerdings dafür, dies nicht nur auf den Netzbereich zu beschränken, da es um die gesamte Infrastruktur der Energieversorgung geht", so Hildegard Müller, Vorsitzende der BDEW-Hauptgeschäftsführung. Ein Energie-Treffen von Bundeswirtschaftsministerium und Bundesumweltministerium mit der Branche sei noch vor dem Sommer erforderlich. "Alle Interessengruppen sollten an dem Prozess beteiligt und angehört werden, und das möglichst bald." Dabei sei nicht relevant, ob ein Unternehmen ein kleines Stadtwerk oder ein großes Querverbundunternehmen sei, ob es nur im erneuerbaren Erzeugungsbereich, im konventionellen oder in beiden tätig sei. "Bei dieser entscheidenden Infrastrukturfrage brauchen wir statt einem Nebeneinander der Interessen endlich ein entschlossenes Miteinander." Die Energiebranche wolle allein in den Netzausbau bis 2020 rund 40 Milliarden Euro investieren. "Dafür muss sich aber die künftige Regulierungspolitik vor allem um die Qualität und Versorgungssicherheit drehen. Derzeit geht es dabei in erster Linie nur um die Preise. Aber Investitionen in die Netze müssen sich für die Betreiber auch lohnen."

Der Verband kommunaler Unternehmen (VKU) hat unterdessen seine Position in Bezug auf ein Energiekonzept konkretisiert. "Die Bundesregierung muss beachten, dass die Stadtwerke für den deutschen Energiemarkt unverzichtbar sind und zukünftig einen wesentlichen Beitrag für eine sichere und klimaschonende Energieversorgung leisten können. Dazu sind wir aber nur in der Lage, wenn die kommunalen Energieversorger im angestrebten Energiewirtschaftssystem politisch unterstützt werden", sagte VKU-Präsident und Hannovers Oberbürgermeister Stephan Weil. Die Stadtwerke investierten derzeit 6,5 Milliarden Euro für den Bau von 3.500 Megawatt Kraftwerkskapazitäten. Dazu kämen mittelfristig geplante 5.000 Megawatt mit einem Volumen von weiteren sechs Milliarden Euro. "Diese Investitionen sehen viele Unternehmen durch die derzeit diskutierte Laufzeitverlängerung der Kernkraftwerke in Frage gestellt", so Weil. "Ebenso wie Monopolkommission und Kartellbehörde warnen die Stadtwerke vor den Risiken einer unkonditionierten Laufzeitverlängerung auf den Wettbewerb auf dem Strommarkt." Dasselbe gelte für die notwendige und auch politisch gewünschte Modernisierung des Kraftwerksparks. Auch aus Klimaschutzgründen wäre es nicht nachvollziehbar, wenn sich kommunale Investitionen nicht mehr rechneten oder geplante Projekte nicht mehr in Angriff genommen würden.

Das Positionspapier des VKU findet sich unter www.vku.de.
 

Der Petersberger Klimadialog mit Vertretern aus rund 40 Ländern hat nach Einschätzung von Bundesumweltminister Norbert Röttgen eine konstruktive und vertrauensvolle Atmosphäre in die internationalen Klimaverhandlungen gebracht. In den Kernpunkten der internationalen Klimapolitik habe es unterschiedliche Fortschritte gegeben. So bestehe beim Schutz der Wälder, den weltweit wichtigen Speichern von CO2, weitgehend Einigkeit. Das Sonderprogramm "REDD+" gegen den Abbau des Tropenwaldes habe Konturen angenommen. Hinsichtlich der Technologie-Kooperation diskutiere man derzeit konkrete Bedingungen der Finanzierung und Organisation sowie Urheberrechtsfragen. Für das Instrument des Emissionshandels bestehe breite grundsätzliche Akzeptanz. "Manche dieser Module sind schon so weit, dass wir sagen können, sie würden funktionieren, wenn wir sie in die Maschine einsetzen."

 

 

 

Der Zugang zum deutschen Gasmarkt wird laut EU-Kommission durch die Zusage der E.ON Ruhrgas AG zur Freigabe großer Kapazitätsvolumen an den Einspeisepunkten ihrer Fernleitungsnetze künftig leichter. Zu geringe Transportkapazitäten sind nach Ansicht von EU-Wettbewerbskommissar Joaquin Almunia eines der größten Wettbewerbshindernisse auf dem deutschen Gasmarkt. "Mit den heutigen Zusagen haben wir eine weitreichende Lösung gefunden, die den Wettbewerbern von E.ON Zugang zu den Transportkapazitäten bietet, die sie für ihren Markteintritt benötigten." Bereits im vergangenen Jahr hatte E.ON Ruhrgas angekündigt, einen Teil ihrer langfristig gebuchten Gasimportkapazitäten in den Markt zu geben. Die EU-Kommission unterzog die Verpflichtungszusagen einem Markttest und erklärte sie nun für verbindlich. Danach wird E.ON Ruhrgas ihre langfristigen Buchungen bei der Transporttochter E.ON Gastransport (EGT) in zwei Schritten bis zum 1. Oktober 2015 auf 54 Prozent der gesamten langfristigen Importkapazitäten reduzieren.

Um die Versorgungssicherheit zu gewährleisten, seien langfristige Gasbezugsverträge mit den großen Erdgasproduzenten unverzichtbar, erklärte das Unternehmen. Diese könnten nur abgeschlossen werden, wenn auch entsprechend langfristige Gasimportkapazitäten gebucht seien. Das Ergebnis der Verhandlungen mit der Kommission stelle E.ON Ruhrgas vor große Herausforderungen bei Beschaffung und Transport der Gasmengen, die für die Versorgung der Kunden in Deutschland und Europa notwendig seien.

Effizienter Klimaschutz sichert Arbeitsplätze in Deutschland

Die Strom erzeugende Heizung ist in jeder Hinsicht wirtschaftlich. Sie erzeugt bis zu 100 Prozent der Wärme und bis zu 80 Prozent des Strombedarfs für den Hausgebrauch, und sie sichert Arbeitsplätze in der heimischen Industrie. Denn nicht wenige der angebotenen Geräte wurden in Deutschland entwickelt und werden auch hierzulande gefertigt. Beispielsweise wird die Kirsch GmbH in Trier ab März 2011 eine erdgasbetriebene Strom erzeugende Heizung (Mikro-BHKW) mit 5 bis 12 Kilowatt thermischer Leistung und 2 bis 4 Kilowatt elektrischer Leistung anbieten. Das Gerät befindet sich in der Erprobungsphase und ist konzipiert für den Einsatz in Ein- und Zweifamilienhäusern mit einem Gesamtjahreswärmebedarf von 25.000 bis 30.000 Kilowattstunden. Die übrigen aktuell angebotenen Anlagen gelten dank höherer Leistungskennwerte als Mini-BHKW und werden vor allem in Mehrfamilienhäusern oder Gewerbebetrieben als effiziente Strom- und Wärmelieferanten eingesetzt.

Das technische Prinzip ist bei allen Varianten gleich (s. Grafik): Ein gasbetriebener Motor erzeugt Wärme, die für Heizzwecke genutzt wird. Gleichzeitig wird die Bewegungsenergie des Motors in einem angekoppelten Generator zur Stromerzeugung eingesetzt. Aktuell werden für den Antrieb Otto-Motoren, Stirling-Motoren oder Dampfexpansionsmaschinen eingesetzt. Aber auch an der Brennstoffzellentechnologie  wird intensiv gearbeitet, beispielsweise bei CFCL im nordrhein-westfälischen Oberbruch bei Heinsberg. Das Gute daran: Wer sich heute für ein Mikro- oder Mini-BHKW mit Otto-Motor, Stirling-Motor oder Dampfexpansionsmaschine entscheidet, kann zu einem späteren Zeitpunkt - wenn die Technologie serienreif ist - auf die Brennstoffzelle als Antriebseinheit umsteigen.

Möglichkeiten zur Steigerung der Energieeffizienz im Heizungskeller präsentiert die Arbeitsgemeinschaft für sparsamen und umweltfreundlichen Energieverbrauch (ASUE) in ihrer aktualisierten Broschüre "Die Strom erzeugende Heizung". Aufgezeigt werden darin sowohl das technische Prinzip der Kraft-Wärme-Kopplung, wie es im Wohnhaus für die dezentrale Erzeugung von Strom und Wärme genutzt werden kann, als auch die Arbeitsweisen der mit Otto-Motor, Stirling-Motor, Dampfexpansionsmaschine oder Brennstoffzelle angetriebenen unterschiedlichen Modelle. Die Anforderungen auf der Bedarfs- und Erzeugerseite spielen ebenso eine Rolle wie die wirtschaftlichen Rahmenbedingungen und die unterschiedlichen Optionen für den laufenden Betrieb. Abgerundet wird die Darstellung mit praktischen Tipps für die elektrische Einbindung der Anlage und für die Installation.



Die Broschüre steht unter www.stromerzeugende-heizung.de im Bereich Veröffentlichungen zum kostenlosen Download zur Verfügung. Auf dieser Website finden sich auch zahlreiche weiterführende Informationen zu diesem Thema.

 

 

Die schon heute vergleichsweise gut ausgebaute Erdgasspeicherung in Deutschland gewinnt zukünftig weiter an Bedeutung. Erdgasspeicher erfüllen eine klassische Pufferfunktion, um saisonale und tageszeitliche Verbrauchsschwankungen abzufangen. Zudem haben sie eine strategische Bedeutung für Krisenzeiten. Die Gesamtkapazität der deutschen Speicher soll sich durch den kontinuierlichen Ausbau von derzeit etwa 21 auf rund 37 Milliarden Kubikmeter erhöhen.

Nach einer aktuellen Erhebung des niedersächsischen Landesamtes für Bergbau, Energie und Geologie (LBEG) wird sich das Gasspeichervolumen in den nächsten Jahren um weit mehr als die Hälfte der bisherigen Kapazität erhöhen. Besonderen Anteil daran haben neue Kavernenspeicher in Niedersachsen. Zu den wichtigsten Vorhaben zählt hier das Projekt in Etzel im Landkreis Wittmund, wo die Unternehmen IVG Caverns und E.ON Gas Storage (EGS) inzwischen mit dem Ausbau der ersten von insgesamt 65 neuen Salzkavernen begonnen haben. Ein anderes Großprojekt ist in Jemgum im Landkreis Leer angelaufen. Hier wollen EWE und WINGAS 33 Einzelspeicher für die Zwischenlagerung von Erdgas nutzen. Insgesamt sind allein im Land Niedersachsen Projekte mit einem Gesamtvolumen von rund zehn Milliarden Kubikmeter geplant.

Am derzeit größten Kavernenspeicher-Standort der Welt im nordrhein-westfälischen Epe werden zu den bereits rund 60 vorhandenen weitere 17 Salzkavernen als Speicher eingerichtet. Daneben gibt es Vorhaben unterschiedlicher Größe in Brandenburg, Mecklenburg-Vorpommern, Schleswig-Holstein und Thüringen. 

Eine Öffnung des Wärmemarktes für Biomethan fordert der Biogasrat, zu dem sich Erzeuger, Händler und Anlagenbauer zusammengeschlossen haben. Nach dem Willen der Bundesregierung sollen im Jahr 2020 sechs Milliarden Kubikmeter auf Erdgasqualität aufbereitetes Biogas ins Erdgasnetz eingespeist werden. Dazu wäre der Bau von rund 2.000 Gasaufbereitungsanlagen mit einem Investitionsvolumen von 15 Milliarden Euro notwendig, wie Kunibert Ruhe, Mitbegründer der EnviTec Biogas AG und Vorstandsvorsitzender des Biogasrats, auf der Tagung "Biogas im Wärmemarkt" in Berlin erläuterte. Im vergangenen Jahr seien von 30 Anlagen lediglich drei Prozent dieses Ziels eingespeist worden. "Die Nachfrage nach Biomethan ist zu gering, um die angeschobenen, politisch gewollten Projekte realisieren zu können. Die Konsequenz hieraus: Die Branche stagniert, Arbeitsplätze sind in Gefahr. Das Ankurbeln des Marktes ist unabdingbar, um eine Nachfrage nach den von uns getätigten Investitionen zu erhalten. Und dies kann nur übergangsweise durch eine Öffnung des Wärmemarktes geschehen." Thomas Stephanblome von der E.ON Bioerdgas GmbH verwies auf das Beispiel Baden-Württemberg, dessen Wärmegesetz sich auch auf den Bestand erstrecke und die Beimischung von Biomethan zur Erfüllung der Erneuerbare-Energien-Quote zulasse. Die Nutzung von Biomethan in Kraft-Wärme-Kopplung sei zwar am effizientesten, aber kurzfristig lasse sich nur der Wärmemarkt für Bioerdgas erschließen. Er forderte dringend eine Veränderung der Stellschrauben, um Technologieoffenheit herzustellen. "Den Wärmemarkt öffnen, ohne andere Optionen aus den Augen zu lassen."

Die Investitionen der deutschen Energiewirtschaft sehen laut dem Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) unter anderem den Bau und die Modernisierung von 63 Kraftwerken vor. 17 dieser Vorhaben sind große Regenerativanlagen. Bis zum Jahr 2017 sollen somit Kapazitäten mit einer Gesamtleistung von gut 31.000 Megawatt errichtet werden. Das Investitionsvolumen für die Kraftwerksbauten beträgt insgesamt rund 43 Milliarden Euro. Laut BDEW sind derzeit bereits 28 Erzeugungsanlagen mit einer Gesamtkapazität von rund 14.000 Megawatt im Bau. Davon sind acht Projekte dem Bereich der erneuerbaren Energien zuzuordnen. Bei der aktuellen Bestandsaufnahme des BDEW handelt es sich um Großprojekte, die über eine Leistung von mindestens 20 Megawatt verfügen. Zahlreiche Bauvorhaben werden inzwischen auch von Stadtwerken oder von Stadtwerke-Kooperationen geplant.

Zusätzlich zum Ausbau des Kraftwerkparks plant die Energiewirtschaft nach Angaben des BDEW allein für dieses Jahr Investitionen von etwa zwei Milliarden Euro in die Gasnetze und rund 3,8 Milliarden Euro in die Stromnetze. 

"Ich halte nichts davon, nur auf wenige oder gar nur eine Lösung zu setzen. [...] Wir sollten auf keine Energietechnologie leichtfertig verzichten, solange wir nicht ganz sicher sind, dass wir sie nicht mehr brauchen."



In seiner Rede auf der Hauptversammlung der E.ON AG verwies Dr. Johannes Teyssen, der neue Vorstandsvorsitzende des Düsseldorfer Energiekonzerns, unter anderem auf die Vielfalt der Projekte, die sein Unternehmen verfolgt - vom modernen Kohlekraftwerk über intelligente Netze bis hin zum Elektroauto. Teyssen geht zudem davon aus, dass der Gasbedarf für den Wärmemarkt und die Verstromung schon aus klimapolitischen Gründen wieder deutlich ansteigen wird. Erdgas sei schließlich der fossile Energieträger mit den niedrigsten CO2-Emissionen.

Dr. Johannes Teyssen ist seit dem 1. Mai 2010 Vorsitzender des Vorstandes der E.ON AG. Erste Stationen in der Energiewirtschaft waren PreussenElektra AG, HASTRA AG und AVACON AG. 2001 wurde Teyssen Mitglied des Vorstandes der E.ON Energie AG und 2003 dessen Vorsitzender. Dem Vorstand der E.ON AG gehört der Jurist und Volkswirtschaftler seit 2004 an.

Das Öl geht aus. Rob Hopkins erklärt uns, wie wir trotzdem vorwärts kommen. Die Energiewende: Jeden Tag verfeuert die Menschheit zehn Millionen Tonnen fossiler Brennstoffe. In Kürze beginnen die Ölquellen der Welt zu versiegen. Gleichzeitig steigt der Ölkonsum dramatisch. Jede Plastiktüte, jeder Fernseher, die Tastatur, mit der dieser Text getippt wurde, jede Pille, jeder Lichtschalter, fast alles besteht aus oder beruht auf Öl. Wir merken es an der Zapfsäule, an der Stromrechnung, an den Heizkosten: Die Nachfrage nach Öl übersteigt schon jetzt das Angebot. Es wird täglich knapper. Was tun? Selbst die arabischen Staaten, die auf dem größten Erdölvorkommen weltweit sitzen, treffen Vorsorge für die Zeit nach dem Öl. Was tun? Sparen? Das wird nur das Ende hinauszögern. Handeln! In Großbritannien und den USA beginnen die ersten Städte und Gemeinden, sich vom Öl unabhängig zu machen. Manche haben es schon geschafft. Ein kluger und praktischer Leitfaden, der uns ermutigt, globales Denken und lokales Handeln miteinander zu verbinden.
 
240 Seiten
Frankfurt am Main 2008
Zweitausendeins (Bestellnummer 200352)