I

Inhaltsverzeichnis

Inhaltsverzeichnis   I

Abk  ürzungsverzeichnis  IV

Abbildungsverzeichnis   V

Tabellenverzeichnis   VII

1  Einleitung  1

1.1  Motivation und Rahmenbedingungen  2

1.2  Ziele und Abgrenzung  3

1.3  Vorgehen  4

2  Elektrische Energieversorgung in Deutschland  5

2.1  Wirtschaftliche Rahmenbedingungen  5

2.1.1  Erzeugung  6

2.1.2  Distribution  10

2.1.3  Regelenergie  17

2.1.4  Handel und Vertrieb  23

2.1.4.1  Strombörsen  23

2.1.4.2  Strommärkte für Endverbraucher  28

2.2  Rechtliche Rahmenbedingungen  30

2.2.1  Erneuerbare-Energien-Gesetz  30

2.2.2  Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz  35

2.2.3  Energieeffizienzrichtlinien  36

3  Energiesystemanforderungen  38

3.1  Motivation und Anreize der Marktrollen  38

3.1.1  Energielieferant  39

3.1.2  Endverbraucher  39

II

3.1.3  Dezentrale Erzeuger  39

3.1.4  Netzbetreiber  40

3.1.5  Messstellenbetreiber / Messdienstleister  40

3.2  Energiepolitische Motivationen  41

3.3  Anforderungen  41

3.3.1  Versorgungssicherheit  43

3.3.2  Umweltverträglichkeit  44

3.3.3  Wirtschaftlichkeit  45

4  Dezentrales Energiemanagement  46

4.1  Grundlagen  48

4.2  Erzeugungsmanagement  50

4.3  Lastmanagement  52

4.4  Voraussetzungen  58

4.4.1  Smart Grid  58

4.4.2  Smart Metering  59

4.4.3  Intelligente Geräte  61

5  Potentialanalyse  62

5.1  Lastmanagement  62

5.2  Erzeugungsmanagement  68

5.3  Ausgleichsbedarf  68

5.3.1  Szenario 2010  68

5.3.2  Szenario 2020  70

5.4  Bewertung  71

6  Zusammenfassung und Ausblick  72

7  Anhang  74

Anhang 1:  EEG-Mittelfristprognose: Entwicklung 2000 bis 2015  74

Anhang 2:  Virtuelle Kraftwerke  75

III

Anhang 3:  Projekte und Auswirkungen variabler Tarife  76

Anhang 4:  Übersicht Smart Meter Tarife  77

8  Literaturverzeichnis  78

9  Quellenverzeichnis  84

Abkürzungsverzeichnis

AusglMechV Ausgleichsmechanismusverordnung BKV Bilanzkreisverantwortlicher BMWi Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie BNetzA Bundesnetzagentur CPP Option Critical Peak Pricing dena Deutsche Energie Agentur DR Demand Response DSM Demand Side Management EE Erneuerbare Energien EEG Erneuerbare-Energien-Gesetz EEX European Energy Exchange EnWG Energiewirtschaftsgesetz EVU Energieversorgungsunternehmen IKT Informations- und Kommunikationstechnologien KWKG Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz MDL Messdienstleister MSB Messstellenbetreibers RTP Realtime-Pricing SLP Standardlastprofil StromNZV Stromnetzzugangsverordnung TOU Time of Use UCTE Union for the Coordination of the Transmission of Electricity ÜNB Übertragungsnetzbetreiber VNB Verteilnetzbetreiber

V

Abbildungsverzeichnis   

Abbildung  1: Kapazität und Erzeugung  

Abbildung  2: Stromerzeugung aus EE  

Abbildung  3: Spannungsbandmanagement  

Abbildung  4: Aufbau des elektrischen Energieversorgungsnetzes  

Abbildung  5: Einflussgrößen auf die Netzbetriebsführung  

Abbildung  6: Zeitverlauf der Regelungsarten  

Abbildung  7: Unterschied Regelenergie - Ausgleichsenergie  

Abbildung  8: Ausgleichsenergiepreise  

Abbildung  9: Abweichungen Nachfrage und Windeinspeisung  

Abbildung  10:Strombeschaffung  

Abbildung  11: Entwicklung des Handelsvolumens am Spot- und Terminmarkt  

Abbildung  12 Strompreise am Spotmarkt der EEX  

Abbildung  13: Zeitbereiche der Stromhandelsmärkte  

Abbildung  14: Anteile am Stromverbrauch  

Abbildung  15: Entwicklung der Liquidität am EEX- bzw. EPEX  

Abbildung  16: Belastungen durch die EEG-Umlage  

Abbildung  17: Motivation und Anreize  

Abbildung  18: Ziele und Zukunftssäulen des intelligenten EVS  

Abbildung  19: Durchschnittliche Unterbrechungsdauer  

Abbildung  20: Komponenten des dezentralen Energiemanagements  

Abbildung  21: Regelkreis des Energiemanagements  

Abbildung  22: Möglichkeiten der Lastanpassung  

Abbildung  23: Einbindung von Lastmanagement in die Systemplanung  

Abbildung  24: Zeitvariable Tarifoptionen  

Abbildung  25: Wirkungsmatrix eines Smart Grids  

VI

Abbildung  26: Smart Home im Endausbau  

Abbildung  27: Übersicht der Anwendungsbereiche im Haushaltssektor  

Abbildung  28: Lastkurve Elektrospeicherheizung  

Abbildung  29: Ausgleichsenergiebedarf und Preise  

Abbildung  30: EEG-Strommengen und Vergütungszahlungen  

Abbildung  31: EEG-Quote und Durchschnittsvergütung  

Abbildung  32: Übersicht aktueller Pilotprojekt mit zeitvariablen Tarifen  

Abbildung  33: Smart Meter Tarife des Grundversorgers  

VII

Tabellenverzeichnis   

Tabelle 1:  Installierte Leistung nach Spannungsebene und EE-Art  13

Tabelle 2:  Anforderungen für die Bereitstellung von Regelenergie  20

Tabelle 3:  EEG-Vergütungen 2009  32

Tabelle 4:  Voraussetzungen eines zukünftigen Energiesystems  48

Tabelle 5:  Einflussmöglichkeiten des DR  57

Tabelle 6:  Aufgaben/Funktionen Smart Metering  60

Tabelle 7:  Lastmanagementpotentiale in Haushalten  66

Tabelle 8:  EEG-Einspeisung aus Windkraftanlagen und Regelenergiebedarf  70

Tabelle 9:  Projekte zu Virtuellen Kraftwerken in Deutschland  75

Tabelle 10:  Spitzenlastreduktion durch variable Tarife  76

Kapitel 1: Einleitung 1

1 Einleitung

Die Energiewirtschaft steht vor einem grundlegenden Veränderungsprozess, der vom Umfang als Paradigmenwechsel bezeichnet werden muss. ¹ Der weltweit ansteigende Energieverbrauch bei gleichzeitigem Rückgang der Verfügbarkeit fossiler Energieträger hat in den vergangenen Jahrzehnten zu einem stetigen Anstieg der Energiepreise geführt. ² Für Länder mit einer hohen Energieimportquote steigt das Versorgungsrisiko durch eine wachsende Abhängigkeit. Darüber hinaus fordert die fortschreitende Klimaerwärmung eine Reduktion der CO 2 -Emissionen, an denen die zur Stromerzeugung eingesetzten konventionellen Kraftwerke einen bedeutenden Anteil haben. Die EU hat sich das anspruchsvolle Ziel gesetzt, die CO 2 -Emissionen bis zum Jahr 2020 um mindestens 40% im Vergleich zum Jahr 1990 zu senken. 3

Um die Abhängigkeiten von Energieimporten zu reduzieren und dem Trend entgegenzuwirken werden seit einigen Jahrzehnten in hohem Maße Erneuerbare Energien (EE) sowohl national als auch international gefördert. Hierzu wurde in Deutschland durch das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) und die Liberalisierung der Energiewirtschaft der Grundstein gelegt. Das ursprünglich für das Jahr 2010 ausgegebene Ziel des Anteils der EE von 4,2% wurde mit knapp 16% um ein Vielfaches übertroffen. Neben dem Wandel der Energieträger nimmt auch der dezentrale Charakter der Erzeugerstruktur zu. Der Installationsort wird nun von der optimalen Ausnutzung des Wind- oder Sonnendargebots entschieden. Aus diesem Grund werden Windkraftanlagen überwiegend in Norddeutschland installiert, wohingegen die meisten Lastschwerpunkte im Süden liegen. Der Transport großer elektrischer Leistungen über lange Strecken wird dadurch zunehmen. Windkraft-und Photovoltaikanlagen sind darüber hinaus durch eine stochastische Einspeisungscharakteristik und eine fehlende Steuerbarkeit gekennzeichnet. Das historisch gewachsene Energiesystem in Deutschland und Europa mit zentralen Steuerungs- und Kontrollkonzepten der Stromversorgungsinfrastruktur stößt bei der Integration der fluktuierenden dezentralen Erzeugungsanlagen hinsichtlich eines stabilen Netzbetriebs und benötigter Übertragungskapazitäten zunehmend an

¹ Wiechmann, H. (2010), S. 15.

² Vgl. Lehnhoff, S. (2010), S. 1.

³ Vgl. Bundesministeriums für Wirtschaft und Technologie (BMWi) und Bundesministeriums

für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (Bmu) (2010), S. 5.

Kapitel 1: Einleitung 2

seine Grenzen. Da elektrische Energie derzeit nicht effizient und ökonomisch sinnvoll in großen Mengen gespeichert werden kann, jedoch das Gleichgewicht zwischen Angebot und Nachfrage zu jedem Zeitpunkt hergestellt werden muss, werden die Kosten durch den verstärkten Einsatz teurer Regelleistung zum Ausgleich von Angebot und Nachfrage zunehmend steigen. Einerseits steigen hierdurch die Energiekosten für die Verbraucher, auf der anderen Seite entsteht auch ein Konflikt mit dem CO 2 -Reduktionsziel, da die Regelleistung derzeit ausschließlich durch konventionelle Kraftwerke bereitgestellt wird und diese durch vermehrten Teillastbetrieb einen geringeren Wirkungsgrad entfalten. Die vermehrte Einspeisung dezentraler Erzeuger im bisher nur wenig überwachten Verteilungsnetz, macht zunehmend den Einsatz dezentraler Datenerfassungs- und Steuerungstechnik sowie Koordinationsmechanismen erforderlich, um auf die durch eine Umkehr des Energielastflusses entstehenden Probleme reagieren zu können. Das Smart Metering und dezentrale Energiemanagement setzen genau bei dieser Problemstellung an.

1.1 Motivation und Rahmenbedingungen

Um die ökologischen Ziele unter vertretbaren wirtschaftlichen Aufwand zu erreichen, gilt es für einen energieeffizienten Ausgleich zwischen stark schwankenden Lastanforderungen und teilweise ebenfalls fluktuierenden Erzeugungskapazitäten zu sorgen. Gleichzeitig soll die Energieeffizienz weiter gesteigert werden. Zur Zielerreichung ist zwingend der Wechsel vom passiven Stromnetz zum Smart Grid notwendig. Dieses soll durch die durchgängige kommunikative Vernetzung der Verbraucher, Erzeuger und Speicher eine aktive Steuerung des Energiesystems ermöglichen. Um ein aktives Energiemanagement in einem Smart Grid betreiben zu können, muss die Qualität und Häufigkeit der Messdatenerfassung steigen. Zudem steigen die Anforderungen an die Überwachung der Verteilnetze auf Grund der vermehrten dezentralen Einspeisung. Dem Smart Metering kommt dabei eine Schlüsselrolle zu. Neben einer für ein Energiemanagement erforderlichen Kommunikationsinfrastruktur führen die verbesserten Messmethoden zu einer Erhöhung der Prognosegüte und damit zu einer Optimierung in der Energiebeschaffung. Darüber hinaus können Spannungsschwankungen oder Versorgungsausfälle schneller identifiziert und entsprechende Gegenmaßnahmen eingeleitet werden. Neben notwendigen technischen Veränderungen müssen auch wirtschaftliche Anreize gesetzt werden, um eine intelligente Steuerung von Erzeugung und Ver- brauch zu ermöglichen. Im derzeitigen Energiesystem gibt es weder für die Betrei-

Kapitel 1: Einleitung 3

ber von EE-Anlagen durch eine feste Einspeisungsvergütung noch für die Haushalte als Stromverbraucher einen Anreiz zur zeitlichen Verlagerung und damit zur Vermeidung ineffizienter Regelenergie. Dieser Anreiz könnte aber durch die Einführung der nach § 40 Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) ab dem Jahr 2011 einzuführenden variablen Tarife gesetzt werden, indem diese den Verbraucher durch eine Veränderung des Strompreises zur gezielten, zeitlich optimierten Nutzung elektrischer Geräte motivieren. Durch die Verlagerung der Last bei großer Energienachfrage oder geringem Stromangebot in Zeiten mit hohem Energieangebot würde sich der Verbraucher an der Regelung des Stromnetzes beteiligen. Durch die Infrastruktur des Smart Meterings könnten Signale zur Verbrauchs- und Erzeugungssteuerung übermittelt werden.

1.2 Ziele und Abgrenzung

Derzeit werden Abweichungen von Energie- und Nachfrageprognosen im Versorgungssystem durch den Einsatz von Regelleistungen konventioneller Kraftwerke ausgeglichen. Der geplante Ausbau der EE wird zu weiterem Ausgleichsbedarf führen. Aus volkswirtschaftlicher Sicht ist die derzeitige Problemlösung in vielerlei Hinsicht optimierungsbedürftig. Gleichzeitig stellen ehrgeizige Energieeffizienzziele hohe Anforderungen an das zukünftige Energiesystem. Alternativ zum bisherigen Ausgleichsmechanismus könnten Abweichungen auch durch eine Steuerung der Nachfrage oder Erzeugung ausgeglichen werden. Beide Potentiale sind im Vergleich zu Energiespeichern bislang fast vollständig ungenutzt. Neben der Ausregelung konventioneller Kraftwerke werden heute hauptsächlich Energiespeicher in der Bereitstellung von Regelenergie berücksichtigt. Die Kapazitäten sind aber begrenzt. Neue Technologien zur Speicherung von Strom sind bislang noch nicht wirtschaftlich, da diese zu hohen Verluste aufweisen oder die Herstellung zu teuer ist. Aus diesem Grund werden diese innerhalb der Arbeit nicht weiter berücksichtigt.

Ziel dieser Arbeit ist die Analyse des Potentials eines dezentralen Energiemanagements in Bezug auf eine aus volkswirtschaftlicher Sicht optimierungsbedürftigen Ausregelung von Angebot und Nachfrage und der Erreichung zukünftiger Anforderungen an das Energiesystem. Dabei soll insbesondere die Rolle des Smart Mete- rings bei der Zielerreichung untersucht werden.

Kapitel 1: Einleitung 4

1.3 Vorgehen

Zur Erreichung der vorgenannten Ziele ist es erforderlich die derzeitige Struktur der Energieerzeugung und des Verbrauchs sowie den Einfluss der EE zu untersuchen. Dabei wird auf die wirtschaftlichen und rechtlichen Rahmenbedingungen der heutigen Energieversorgung Bezug genommen. Neben der Identifikation fehlender Anreizstrukturen werden im nachfolgenden Kapitel die konkreten Anforderungen aus der der fluktuierenden Einspeisung an das zukünftige Energiesystem untersucht und entsprechender Handlungsbedarf abgeleitet. Im vierten Kapitel wird auf die Eigenschaften und Ziele des dezentralen Energiemanagements eingegangen. Dabei wird auch der Beitrag variabler Tarifmodelle zu einer effizienten Laststeuerung dargestellt. Im fünften Kapitel sollen die identifizierten Potentiale detaillierter untersucht werden. Hierzu erfolgt eine Prüfung der Energieanwendungen und Erzeuger auf eine Eignung zur Last- bzw. Erzeugungsverlagerung. Anhand eines konkreten Einsatzszenarios wird der Ausgleichsenergiebedarf ermittelt und das Potential des Energiemanagements untersucht.

Kapitel 2: Elektrische Energieversorgung in Deutschland 5

2 Elektrische Energieversorgung in Deutschland

Elektrizität stellt in der industriellen Produktion und den privaten Haushalten eine wichtige Bedeutung dar. ⁴ Mit über 22 % ist Strom nach Gasen und Kraftstoffen die drittgrößte Endenergieverbrauchsform. ⁵ Maßnahmen wie die Umstellung auf Elektroantrieb und der Ausbau von Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen werden diesen Anteil weiter steigern. Im Unterschied zu anderen Endenergieformen ist die Elektrizität durch Nicht-Speicherbarkeit gekennzeichnet. Da bislang keine Technologien für eine effiziente und auch wirtschaftliche Speicherung von Elektrizität verfügbar sind und von den Möglichkeiten einer Laststeuerung bislang nur wenig Gebrauch gemacht wird, erfolgt die Anpassung durch die Variation des Angebots von Elektrizität. Die Erzeugung folgt demnach dem Verbrauch. Da Elektrizität als weiteres Merkmal eine Leitungsgebundenheit aufweist, ist zur Energieversorgung ein umfangreiches Leitungsnetz erforderlich, das die Verbindung zwischen allen Erzeugungsanlagen und Verbrauchern herstellt. 6

Das oberste Ziel in der Energieversorgung ist die Erhaltung der Versorgungssicherheit unter Beachtung von Wirtschaftlichkeit und Umweltverträglichkeit. Dabei gilt es zu jedem Zeitpunkt Erzeugung und Verbrauch im Gleichgewicht zu halten. ⁷ Der größer werdende Anteil fluktuierenden Energieangebots aus EE stellt die Energiewirtschaft bei der Erreichung des Ausbauziels EE zunehmend vor große Herausforderungen. In diesem Kapitel soll auf die derzeitigen wirtschaftlichen und rechtlichen Rahmenbedingungen eingegangen werden, um Anforderungen an ein zukünftiges Energiesystem formulieren zu können.

2.1 Wirtschaftliche Rahmenbedingungen

Die Elektrizitätswirtschaft kann in verschiedene Wertschöpfungsstufen bzw. Märkte unterteilt werden, die hinsichtlich der Wettbewerbssituation unterschiedliche Strukturen aufweisen. Waren früher die einzelnen Stufen Erzeugung, Handel, Vertrieb sowie Übertragung und Verteilung meist in einem Unternehmen vereinigt, sind die Unternehmen der Energiebranche nach dem Unbundling ⁸ nun verpflichtet die

⁴ Vgl. Kamper, A. (2010), S. 7.

⁵ Vgl. Konstantin, P. (2009), S. 7.

⁶ Vgl. Erdmann, G., Zweifel, P. (2008), S. 295.

⁷ Vgl. Grötschel, M., Lucas, K., Mehrmann, V., (2009), S. 343.

⁸ Bezeichnet die Trennung des Netzbetriebs von den anderen Aktivitäten.

Kapitel 2: Elektrische Energieversorgung in Deutschland 6

Netzaktivitäten, welche am effizientesten als natürliches Monopol ausgeführt werden können, von den übrigen Wertschöpfungsbereichen zu trennen, um einen diskriminierungsfreien Netzzugang durchzusetzen. ⁹ Hintergrund der Legislativgesetze zum europäischen Binnenmarkt erlassenen Vorschriften ist die Tatsache, dass in vielen Ländern die Eigentümer und Betreiber der Stromnetze auch zugleich eine marktbeherrschende Stellung in der Erzeugung besitzen. In Deutschland wird derzeit mehr als 80% der elektrischen Energie durch die vier Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) erzeugt und eingespeist. Dadurch entsteht die Gefahr, dass die Netzeigentümer sich selbst bei der Einspeisung ins Stromnetz bevorzugen und die Infor-mationsvorteile entlang der Wertschöpfungskette zu ihrem Vorteil ausnutzen. ¹⁰ Darüber hinaus besteht auch weniger Anreiz ins Stromnetz zu investieren, da ein Ausbau zu besseren Bedingungen im Netzzugang für inländische Konkurrenten führt und ausländische Unternehmen dadurch erst eine Zugriffsmöglichkeit auf den deutschen Markt bekommen würden. ¹¹ Im Gegensatz zu anderen europäischen Staaten erfolgte im Zuge der Umsetzung des zweiten EU-Binnenmarktpakets in Form der Novellierung des EnWG im Jahr 2005 auch die Liberalisierung des Messstellenbetriebes.

2.1.1 Erzeugung

Zur Deckung des Gesamtbedarfs an elektrischer Energie in Deutschland werden unterschiedliche Energieträger eingesetzt. Mehr als zwei Drittel entfällt auf konventionelle mit Kohle oder Kernenergie betriebene Kraftwerke. Ergänzend stehen mit Erdgas und Erdöl betriebene Kraftwerke zur Verfügung. ¹² Allgemein können Kraftwerke in die Kategorien Grund-, Mittel- und Spitzenlastkraftwerke unterschieden werden. Nach der sogenannten Merit Order werden Kraftwerke mit niedrigen Grenzkosten zuerst eingesetzt. ¹³ Diese Einteilung ermöglicht eine effiziente Befriedigung des stark über den Tag schwankenden Energiebedarfs. Zur Deckung des über den Tag und Nacht gleichbleibenden Strombedarfs werden grundlastfähige Braunkohle- und Kernkraftwerke eingesetzt. Merkmale von Grundlastkraftwerken ¹⁴ sind eine hohe Ausnutzungsdauer und Verfügbarkeit. Der

⁹ Vgl. Erdmann, G., Zweifel, P. (2008), S. 298.

¹⁰ Vgl. Europäisches Parlament und Rat (2009), S. 56.

¹¹ Vgl. Haucap, J., (2007), S. 302.

¹² Vgl. Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) (2010c), S. 12.

¹³ Vgl. Knieps, G. (2007), S. 75.

¹⁴ Leistung, die mehr als 6.000 h/a mit 25 Starts verfügbar ist.

Kapitel 2: Elektrische Energieversorgung in Deutschland 7

erhöhte Bedarf tagsüber wird durch Steinkohle oder Erdgas betriebene Kraftwerke befriedigt. Die reduzierte Einsatzdauer von Mittellastanlagen ¹⁵ bedingt geringere Investitionskosten als bei Grundlastkraftwerken. Der Wärmeverbrauch liegt jedoch höher. Erdgaskraftwerke gewinnen durch einen im Vergleich geringeren CO 2 -Ausstoß zunehmend an Bedeutung. Spitzenkraftwerke ¹⁶ sollen die Bedarfsspitzen zur Mittags- und Abendzeit decken. Die Erzeugung erfolgt vor allem durch Pumpspeicher- und Gasturbinenkraftwerke, deren Anfahrzeiten nur wenige Minuten betragen. Letztere dienen auch der Bereitstellung von Schnellreserven. Insgesamt betrachtet nehmen Investitionskosten und die Einsatzdauer von Grund- zu Spitzenlastkraftwerken ab, während die Laständerungsgeschwindigkeit und der spezifische Einsatz von Energie zur Stromerzeugung steigen. 17

Innerhalb der EE ist die Stetigkeit und Prognostizierbarkeit des erzeugten Stromvolumens unterschiedlich. Während die Erzeugung aus Laufwasser- und Biomassekraftwerke gut prognostiziert werden kann, ist die Bereitstellung von elektrischer Energie aus Windkraft- und Photovoltaikanlagen hingegen auf Grund der Wetterabhängigkeit nur sehr begrenzt planbar. Darüber hinaus arbeiten diese Anlagen nur an wenigen Tagen im Jahr mit maximaler Leistung. Kommt es zu Abweichungen des Dargebots bei Wind und Sonne in den Prognosen müssen konventionelle Kraftwerke eine entsprechende Regelleistung an Elektrizität bereitstellen, um das Netz stabil zu halten. In der nachfolgenden Abbildung 1 sieht man den Unterschied zwischen installierter Leistung und tatsächlicher Erzeugung für das Jahr 2009.

¹⁵ Leistung, die zwischen 2.000 h/a und 6.000 h/a mit etwa einem Start pro Tag verfügbar ist.

¹⁶ Leistung, die im Mittel über 2.000 h/a verfügbar ist.

¹⁷ Vgl. Oeding, D., Oswald, B. R. (2004), S. 51-54.

Abbil dung 1: Kap azität und Er

inen Antei Insge esamt kom mmen die EE mit run nd 94 Mrd . KWh ber reits auf e l von knap pp 16%, wo ovon mit 38 8,6 Mrd. KW KWh der grö ößte Anteil auf die W Windkraft en ntfällt. Die A Abbildung 2 zeigt eine en Zuwach hs der EE u um mehr a ls 200% im m Vergleich h zum Jahr r 1999, der insbesond dere aus de em Ausbau u der Wind kraft und B Biomasse r resul- ¹⁹ tiert.

¹⁸ Q

¹⁹ Vg

Abbil dung 2: Stro omerzeugung Maß ßgeblich ge etrieben du urch die An nreize und Regelung en nach d dem EEG s steigt diese er Anteil je des Jahr a an, mit dem m Ziel bis zu um Jahr 20 020 einen A Anteil von 35 % hen. ²¹ Im J am B Bruttostrom mverbrauch h zu erreich Jahr 2020 w wird alleine e bei der W Windkraft - je nach zugrunde liegenden Annahmen n - mit ein ner Erzeug gungsleistu ng in rechnet. ²² D e von 96 T TWh bis 149 9 TWh gere Die Bundes sregierung Höhe rechnet mi t 100 TWh h, wovon m mit 68 Mrd. TWh der g größere An nteil auf An nlagen an L Land (Ons hore) entfä ällt. Nebe en dem EE EG führt au uch das Ge esetz für di e Erhaltung g, die Mod g und ernisierung den Ausbau de er Kraft-Wä ärme-Kopp plung zu ei ner zunehm menden De ezentralisie erung der Erzeugung g von Elek trizität. KW WK-Anlagen n zeichnen n sich durc ch einen h hohen amtwirkung gsgrad aus s, da im G Gegensatz zu den he erkömmliche en thermis schen Gesa Kraft twerken mi ittels eines thermodyn namischen Prozesses s in einer t technischen n Anlage auch die t Nutzenerg gie bspw. z um Heizen n von Wohn nungen ver rwenhermische det w wird. Durch h die Verk nüpfung kö önnen meh hr als 35% des einge esetzten B renn. ²³ Um die stoffs s eingespa art werden e hohen In nvestitionen n in Heizwa e und assernetze dam it die Tran nsportkoste en von Wä rme gering g zu halten n, kommen n meist kle einere entrale Anla agen in Ve nähe bzw. L Lastschwer rpunkten zu um Einsatz z. Die deze rbrauchern Eins peisung de er elektrisc chen Energ gie erfolgt ü über vorha ndene Mitt tel- und Ni eder- ²⁰ Q

²¹ Vg

²² Vg

²³ Vg

Kapitel 2: Elektrische Energieversorgung in Deutschland 10

spannungsnetze. ²⁴ KWK-Anlagen tragen somit durch den verbrauchsnahen Einsatz und höheren Wirkungsgrad wesentlich zur Erreichung der Energieeffizienzziele bei. Gleichzeitig bieten diese insbesondere in den Wintermonaten ein Potential zur Vergleichmäßigung der fluktuierenden Einspeisung aus EE.

2.1.2 Distribution

Das deutsche Stromnetz ist als engmaschiges Verbundnetz aufgebaut und in das von der Union for the Coordination of the Transmission of Electricity (UCTE) koordinierte europäische Netz integriert. Dieses dient der Verbindung nationaler Stromnetze zwischen fast allen kontinentalen europäischen Ländern. Die Koordination des Netzbetriebs und Planung des Ausbaus der Transportnetze liegt im Aufgabenbereich der UCTE, dem auch die deutschen ÜNB angehören. ²⁵ Neben dem zweiten großen Verbundnetz Nordic Transmission System Operators (Nordel), das aus den Stromnetzen der skandinavischen Ländern besteht, existieren noch weitere Netze von Inselstaaten wie beispielsweise Großbritannien. ²⁶ Zwischen den Ver-bund- und Inselnetzen bestehen ebenfalls Verbindungen, um im Bedarfsfall einen Energieausgleich vornehmen zu können. Durch den Zusammenschluss zu großen Verbundnetzen können Ausfälle von Kraftwerken oder kurzfristige Erhöhungen des Verbrauchs in den unterschiedlichen Netzbereichen effizienter ausgeglichen werden, wodurch die Versorgungssicherheit insgesamt verbessert wird. ²⁷ Beim Transport wird durch den Spannungsabfall ein Teil der eingespeisten Elektrizität in Wärme umgewandelt und geht damit verloren. Da die Verluste mit steigender Spannung bei gleichbleibendem Widerstand abnehmen, erfolgt der Transport über große Entfernungen mit hohen Spannungen. Die Spannungserhöhung hat zudem eine positive wirtschaftliche Wirkung, da kleinere Leistungsquerschnitte verwendet werden können. Damit der Verbraucher den Strom nutzen kann, ist in den Verbrauchsschwerpunkten wieder eine Transformation auf niedrigere Spannungen notwendig. Das Verbundnetz lässt sich neben einer allgemeinen bzw. energierechtlichen Unterscheidung nach Übertragungs- und Verteilungsnetz in vier Netzebenen

²⁴ Vgl. Schaumann, G., Schmitz, K. W. (2010), S. 7-8.

²⁵ Vgl. Lehnhoff, S. (2010), S. 17 bis 18.

²⁶ Vgl. Konstantin, P. (2009), S. 402.

²⁷ Vgl. Konstantin, P. (2009), S. 393.

Kapitel 2: Elektrische Energieversorgung in Deutschland 11

bzw. Teilnetze gleicher Nennspannung aufteilen, bei denen Transformatoren als Bindeglied fungieren. 28

Der von Großkraftwerken mit einer Spannung zwischen 6kV bis 30 kV erzeugte Strom wird zur Minimierung von Übertragungsverlusten zunächst über Transforma-toren auf die Spannung der Höchstspannungsnetze von 380 kV oder 220 kV hoch-transformiert und vor jedem Übergang in eine tiefere Netzebene auf die jeweilige Spannung wieder abgesenkt. Auf der Ebene der Höchstspannung erfolgt der Transport über weite Strecken zu Umspannanlagen in der Nähe von Verbrauchsschwerpunkten. ²⁹ Beim Bau neuer Höchstspannungsnetze hat sich die Spannung von 380 kV durchgesetzt. ³⁰ Verbraucher auf dieser Netzebene sind sehr große Industriebetriebe und regionale Energieversorgungsunternehmen (EVU). Über diese Netzebene erfolgt auch die physikalische Lieferung von Elektrizität im grenzüberschreitenden Stromhandel. ³¹ Die Höchstspannungsnetze sind durch eine vermaschte Struktur und einen täglich wechselnden Energiefluss gekennzeichnet. Da an das Netz nur wenige Verbraucher angeschlossen sind, wird diese Netzebene der Funktion nach als Transportnetz bezeichnet. 32

Gespeist durch die elektrische Energie aus den Höchstspannungsnetzen aber auch von mittleren Kraftwerken wird über das mit 110 kV betriebene Hochspannungsnetz die weitere Übertragung zu den Verbrauchszentren vorgenommen. Direkte Abnehmer der Energie im Hochspannungsnetz sind Industriebetriebe und lokale EVU. ³³ Die Netze auf dieser Spannungsebene können ebenfalls vermascht mit unterschiedlichen Energieflussrichtungen als Transportnetz aufgebaut sein, aber auch sternförmig mit monotonem Energiefluss eine Verteilungsfunktion ausführen. ³⁴ Je nach dem ob die Funktion hauptsächlich dem Transport oder der Versorgung von Stromverbrauchern gilt, wird der Netzabschnitt energierechtlich entweder zusammen mit den Höchstspannungsnetzen dem Übertragungsnetz zugeordnet oder zu den Verteilungsnetzen gezählt. 35

²⁸ Vgl. Konstantin, P. (2009), S. 393-394.

²⁹ Vgl. Konstantin, P. (2009), S. 393-394.

³⁰ Vgl. Heuck, K., Dettmann, K.-D., Schulz, D. (2010), S. 86.

³¹ Vgl. Lehnhoff, S. (2010), S. 18.

³² Vgl. Schwab, A. J. (2009), S. 19-20.

³³ Vgl. Konstantin, P. (2009), S. 395.

³⁴ Vgl. Schwab, A. J. (2009), S. 20.

³⁵ Vgl. RICHTLINIE 2009/72/EG (2009)