Bundestags-Petition zum netz- und systemdienlichen Betrieb von kleinen Stromspeichern

Pressemitteilung, Freiburg/Berlin, 28. Februar 2025.

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Klimaschutz im Bundestag (KiB) e.V. unterstützt E-Petition im Bundestag zum netz-und systemdienlichen Betrieb von kleinen Stromspeichern.

Kleine Batteriespeicher erfreuen sich großer Beliebtheit.

Die Leistung und Kapazität von kleinen Stromspeichern (bis 30 kWh Speicherkapazität) hat sich seit 2020 mehr als verzehnfacht. Aktuell sind im Marktstammdatenregister Batteriespeicher mit einer Gesamtkapazität von 15,4 Gigawattstunden registriert (https://battery-charts.rwth-aachen.de), und jeden Monat kommen derzeit etwa 0,5 Gigawattstunden hinzu.

Bereits heute könnte damit rechnerisch der Stromverbrauch in Höhe von durchschnittlich etwa 15 GWh pro Stunde von allen Haushalten (2024 waren es insgesamt 133 TWh) für eine Stunde zwischengespeichert werden. Diese Kapazität wird bislang vor allem dazu genutzt, den Eigenstromanteil zu erhöhen.

Kleine Batteriespeicher können flexibel betrieben werden.

Batteriespeicher können mit den neuen Regelungen des im Januar verabschiedeten „Solarspitzengesetzes“ flexibler betrieben werden. Sie dürfen Netzstrom zwischenspeichern und gezielt wieder ins Netz einspeisen. Diese Neuerung soll helfen, Stromspitzen zu glätten und Netzauslastungen besser zu managen.

Die Petition fordert nun finanzielle Anreize (lokale Strompreise), die in den Tools der Hersteller zum Energiemanagement der Batteriespeicher genutzt werden können, um die Speicher nicht nur auf Eigenstrom zu optimieren, sondern auch netz- und systemdienlich betreiben zu können.

Mit netzdienlich ist gemeint, Netzausbau einsparen zu können, indem z.B. die Speicher in den Mittagsstunden geladen werden, um solare Einspeisespitzen zu dämpfen.

Mit systemdienlich ist gemeint, den geladenen Strom aus dem Speicher vor allem dann zu nutzen, wenn damit fossile Kraftwerksleistung vor Ort eingespart werden kann.

Anreize für einen netz- und systemdienlichen Betrieb fehlen!

Es braucht geeignete lokale Preissignale. So entsteht ein ökonomischer Anreiz, günstigen erneuerbaren Strom zu speichern und diesen dann in teuren Zeiten selbst zu verbrauchen oder Überschüsse einzuspeisen. Damit würden Stromkosten eingespart und zugleich das Netz entlastet. Dies ist über ein Zusammenspiel lokaler variabler Netzentgelte und dynamischer Strompreise möglich, die die jeweilige Situation im lokalen Stromnetz abbilden.

Wie die technischen und regulatorischen Hindernisse zur Einbindung von lokalen Preissignalen in ein Energiemanagement zum netz- und systemdienlichen Betrieb von Kleinspeichern überwunden werden können, zeigt eine Kurzstudie des KiB e.V. auf, die im Rahmen eines von der Deutschen Bundesstiftung Umwelt geförderten Projektes des Balkonsolar e.V. erstellt wurde.

Die gestern freigeschaltete E-Petition an den Bundestag wurde von den Mitgliedern der AG Balkonkraftwerke erarbeitet und über den bekannten YouTuber Andreas Schmitz a.k.a. Akkudoktor eingereicht.

Die Petition läuft noch bis zum 10. April und kann unter folgendem Link unterzeichnet werden: https://petition.akkudoktor.net/

Weitere Infos unter https://akkudoktor.net/pub/balkonsolar-und-heimspeicher-petition

Die aktuelle Petition baut auf einer erfolgreichen Petition zur Privilegierung von Steckersolargeräte aus dem Jahr 2023 auf und möchte Menschen unterstützen, die einen Teil ihrer Energieversorgung mit Photovoltaik und Batteriespeicher selbst in die Hand nehmen wollen.

Informationen zu Petitionen im Deutschen Bundestag finden sich hier. Hat eine Petition innerhalb der Mitzeichnungsfrist von 6 Wochen (42 Tagen) das Quorum von 30.000 Unterstützungen erreicht, so wird die Petentin bzw. der Petent regelmäßig in öffentlicher Ausschusssitzung angehört. Um eine Petition mitzeichnen zu können, muss man sich hier registrieren

Pressekontakt

Dr. Jörg Lange
Tel.: +49 (0)761 45 89 32 77
joerg.lange@klimaschutz-im-bundestag.de

Im Netzwerk des Klimaschutz im Bundestag (KiB) e.V. haben sich unter den mehr als 900 Mitgliedern, zahlreiche Praktiker aus Unternehmen, Verbänden, Kommunen und Einzelpersonen zusammengeschlossen, um u.a. die bundespolitischen Rahmenbedingungen so zu ändern, dass die Energiewende vor Ort und damit der Klimaschutz schneller, unbürokratischer und systemdienlicher umgesetzt werden kann. Der KiB e.V. versteht sich als Netzwerk zwischen Praktikern und Politik.

Nach eigenen Schätzungen sind aktuell in Deutschland mehr als zwei Millionen Steckersolargeräte in Betrieb. Die Stromerzeugung über Steckersolargeräte liegt bei etwa einer Milliarde Kilowattstunden.

Mit der gesetzlichen Privilegierung der Steckersolargeräte kann Mietenden ein Balkonkraftwerk in der Regel nicht mehr verwehrt werden.

Bisher werden nur wenige Steckersolargeräte mit einem Kleinspeicher kombiniert betrieben (<5%). Mit einem Kleinspeicher wird es möglich den Eigenstromanteil von 20-30% auf 70% und mehr zu steigern.

Nach eigenen Schätzungen sind aktuell in Deutschland mehr als zwei Millionen Steckersolargeräte in Betrieb. Die Stromerzeugung über Steckersolargeräte liegt bei etwa einer Milliarde Kilowattstunden. Mit der gesetzlichen Privilegierung der Steckersolargeräte kann Mietenden ein Balkonkraftwerk in der Regel nicht mehr verwehrt werden. Bisher werden nur wenige Steckersolargeräte mit einem Kleinspeicher kombiniert betrieben (<5%). Mit einem Kleinspeicher wird es möglich den Eigenstromanteil von 20-30% auf 70% und mehr zu steigern.

Erst Dämmen oder erst die Heizung sanieren?

Am Praxisbeispiel – Einfamilienhaus der Familie Hasenberg

Vor dieser Frage stehen viele Gebäudeeigentümer nicht erst seit der Reform des Gebäudeenergiegesetzes (GEG). Ausgelöst durch Sanierungsquoten von unter 1% legt das aktuelle GEG einen Schwerpunkt auf die Heizungssanierung auch vor der Sanierung der Gebäudehülle. Bei beschränkten finanziellen Mitteln liegt es nahe sich für eine Lösung in Form einer Hybridheizung (Wärmepumpe + zweiter Erzeuger) zu entscheiden.

Individuelle Sanierungspläne empfehlen dennoch oft erst zu dämmen.

Aktuell werden noch immer individuelle Sanierungspläne erstellt, die vor der Heizungssanierung eine energetische Sanierung der Gebäudehülle empfehlen, den Stromverbrauch nicht berücksichtigen und falsche Hoffnungen bezüglich der Einsparung wecken.

Abbildung 1 zeigt das an einem konkreten im November 2024 erstellten Sanierungsfahrplan für ein Mehrfamilienhaus (Baujahr 1965) mit 774 m2 Wohnfläche. Er empfiehlt vor der Sanierung der Heizung (Erdgas) die Sanierung der Gebäudehülle mit Investitionen bis 2027 abzüglich der PV-Anlage in Höhe von etwa 1 Millionen € (ca. 1.300 € pro Quadratmeter) umgerechnet mehr als 1.300 €. Die allein durch die Sanierung der Gebäudehülle erreichte Einsparung an Endenergie und damit bei der erst vor wenigen Jahren erneuerten Erdgasheizung der Emissionen liegt laut Sanierungsfahrplan bei etwa 40%.

Sanierungsfahrplan Mfh

Abbildung 1:    Individualisierter annonymisierter Sanierungsfahrplan für ein Mehrfamilienhaus in Südbaden, erstellt im November 2024.

Für die Heizungssanierung empfiehlt der Sanierungs­fahr­plan im Jahr 2030 den Anschluss an die Fernwärme mit dann unterstellten Energiekosten von 6.500 €.

Umgerechnet ergibt das einen Fernwärmepreis bezogen auf den unterstellten End­energieverbrauch von 99.150 kWh/a in 2030 von rund 6,5 Cent/kWh. Ein Blick auf das aktuelle Preisblatt des ortsansässigen Fernwärmebetreibers ergibt einen Fernwärmepreis von insgesamt knapp 17 Cent/kWh.

Alternativen zum Fern­wärme­an­schluss werden im Begleittext zum Sanierungsfahrplan nicht diskutiert und es findet sich auch kein Hinweis darauf, dass es bislang für die Straße noch keinen konkreten Zeitplan für den Fernwärmeausbau gibt.

Die Alternative: Eine Heizungssanierung mit einer Hybridheizung aus Wärmepumpe, dem bestehenden (vor wenigen Jahren erneuerten) Erdgaskessel, einer Solarstrom­anlage (incl. Dachsanierung und -dämmung) würde mit einer Investition von etwa 280.000 € auskommen (entspricht ca. 362 €/m2) und deutlich mehr Emissionen einsparen.

Selbst bei dem unrealistisch günstigen Fernwärmepreis von 6,5ct/kWh und bei Abzug der im Sanierungsfahrplan angesetzten „Sowiesokosten“ von 368.000 € würde sich durch die verbleibenden Sanierungskosten in Höhe von rund 650.000 EUR die jährlichen Energiekosten nur um 10.000 EUR reduzieren. Das würde einer statischen Amortisation von mehr 65 Jahren entsprechen. Dafür wird man die Wohnungs­eigentümer­ge­mein­schaft mit geringen Rücklagen sicher nicht gewinnen können, zumal in diesem Fall die wenigsten Eigentümer ihre Wohnungen auch selbst nutzen.

Von der Ölheizung zur Pelletwärmepumpe – die Bilanz einer Hybridheizung mit Photovoltaik am Beispiel des Einfamilienhauses der Familien.

Welche Einsparung mit deutlich geringeren Investitionen bereits durch eine Heizungssanierung erzielt werden können, zeigt das Beispiel eines freistehenden Einfamilienhauses (5 Personen) mit Hybridheizung der Familie Hasenberg in Bempflingen, Baden-Württemberg.

Ein Anschluss an ein Wärmenetz oder ein Erdgasnetz stand am Standort im baden-württembergischen Bempflingen mit knapp 3.500 Einwohner ohnehin nicht als Möglichkeit zur Verfügung als die Hasenbergs über die energetische Sanierung ihres Hauses nachdachten.

Wenn Familie Hasenberg einen individualisierten Sanierungsfahrplan für ihr Haus hätte erstellen lassen, so wie jener für das Mehrfamilienhaus in Südbaden, er würde etwa wie in Abbildung 2 aussehen.

Sanierungsfahrplan Efh

Abbildung 2:    Fiktiver individualisierter Sanierungsfahrplan für das Einfamilienhaus

Alles falsch gemacht?

Würde man den in Abbildung 2 fiktiv erstellten Sanierungsfahrplan zur Grundlage nehmen, so hätte Familie Hasenberg alles falsch gemacht. Sie haben die Gebäudehülle zunächst nicht saniert und setzen trotz hohem spezifischen Wärmebedarf von etwa 200 kWh/m2 und Jahr zukünftig überwiegend auf eine Wärmepumpe zum Heizen ihres Gebäudes und für die Warmwasserbereitung.

Ausgangslage 3.700 Liter Ölverbrauch pro Jahr

Der Ausgangspunkt für die Heizungssanierung war der Verbrauch von 3.300 bis 3.700 Liter Heizöl pro Jahr. Das Einfamilienhaus ist aus den späten 70ern und hat eine Wohnfläche von 185 m2.

Die Energiekosen für das Gebäude lägen für Heizung und Strom (Heizöl 3.770€ + Repara­turen + Strom 1.224 €) bei rund 5.000 € (Preise 2024). Das entspricht etwa 400 € pro Monat.

Es bestand kein unmittelbarer Renovierungsbedarf. Eine erste vorsichtige Schätzung für ein neues Dach, Fassadendämmung, alle Fenster austauschen und Fußbodenheizung hätte Kosten von 180.000-200.000 € bedeutet (vgl. Abbildung 2). Also suchten die Hasenbergs nach einer anderen günstigen, aber auch treibhausgasarmen Lösung.

Die Lösung für die Energieversorgung ihres Hauses fanden sie in einer Hybridheizung mit Wärmepumpe, Pelletofen und Photovoltaik mit Investitionskosten von 57.000 €. Abzüglich der Förderung durch das Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhr­kon­trolle (BAFA) blieben 41.000 €, die  die Hasenbergs selbst aufbringen mussten.

Rund 80% weniger Betriebskosten

Von den monatlichen Betriebskosten für Heizung und Gebäudestrom in Höhe von 400 € blieben nach dem Heizungstausch noch 75 €. Das sind jedes Jahr also 4.400 € geringere Energiekosten.

Bezogen auf die Gesamtinvestition ohne Förderung (57.000 €) ergibt sich eine statische Amortisation von knapp 14 Jahren, bezogen auf die Investition mit Förderung (41.000 €) liegt sie bei knapp 10 Jahren.

Diese Rechnung berücksichtigt nicht, dass die Hasenbergs inzwischen auch knapp 3.000 kWh eigenen Solarstrom vom Dach für zwei Elektroautos über eine Wallbox nutzen.  Das spart etwa 1.500 Liter Sprit ein.

Unter Berücksichtigung der Elektroautos lag der gesamte Stromverbrauch 2024 bei rund 15.250 kWh. Davon kamen bereits 52% von der eigenen Solarstromanlage (siehe Gesamtbilanz in  Abbildung 3).

Eine Hybridheizung bedeutet Flexibilität

Normalerweise schaltet Hasenbergs Hybridheizung bei Außentemperaturen von weniger als 3°C um auf den Pelletofen. Die Hybridheizung ermöglicht es aber auch unabhängig von der Außentemperatur den Pelletkessel zu- und abschalten zu können. Das ist unter 3°C Außentemperatur interessant, wenn die Sonne scheint und die Photovoltaikanlage vom eigenen Dach genug Strom liefert. Dann ist es wirtschaftlicher die Wärmepumpe laufen zu lassen, trotz niedriger Effizienz.

Efh Vorher Nachher

Abbildung 3:   Energie, Treibhausgasemissionen und Energiekosten vor und nach den Maßnahmen Photovoltaik, Hybridheizung, Wallbox, Elektroautos der Hasenbergs (1 Emissionsfaktor für Holzpellet von 20 gCO2äq/kWh zugrunde, 2Emissionsfaktor für Holzpellet von 344 gCO2äq/kWh, Berechnung der Emissionen siehe Anhang Tabelle 1)

Ausblick

Familie Hasenberg denkt derzeit über die Anschaffung eines Batteriespeichers nach. Mit einem Batteriespeicher wird sich der eigengenutzte Anteil des produzierten Solarstroms noch steigern lassen (vgl. Abbildung 4). Damit kann der Anteil des Pelletbedarfs weiter reduziert werden.

Spätere Maßnahmen zur energetischen Verbesserung der Gebäudehülle im Rahmen ohnehin anstehender Sanierungen werden den Wärmebedarf und damit auch die Emissionen weiter senken.

Darüber hinaus kann gegenüber dem bestehenden dynamischen Stromtarif, auch ein dynamischer Stromtarif genutzt werden, der nicht nur auf Grundlage des Spot­markt­preis an der Börse ausgerichtet ist, sondern auch die lokalen Emissionen des bezogenen Stroms mit einbezieht, wie z.B. dem Grünstromindex. Dieser erlaubt es in der Nacht oder bei Bewölkung vor allem dann Strom aus dem Netz zu beziehen, wenn z.B. der Windstromanteil hoch ist. Das würde zu weiteren Einsparungen bei den Treibhausgasen führen.

Hybridheizungen, intelligentes Laden des angedachten Batteriespeicher können bei breiterer Anwendung durch ihre geringere Gesamtleistungsaufnahme der Wärmepumpe an kalten Tagen den Netzausbau reduzieren oder ganz einsparen.

Efh Monatliche Energiebilanz

Abbildung 4:   Monatliche Energiebilanz ohne Umweltwärme

Alle Angaben zu Energie und Kosten wurden dankenswerter von Volker Hasenberg zur Verfügung gestellt und der Lesbarkeit halber auf- oder abgerundet. Für Rückfragen steht Volker Hasenberg gerne per E-Mail unter hasenberg@ntz.de oder via LinkedIn zur Verfügung.

Das Praxisbeispiel der Familie Hasenberg bestätigt die im Rahmen des KSSE-Projektes vom KiB e.V. entwickelte Sanierungsstrategie bei beschränkten Ressourcen, wie z.B. Geld oder Fachkräfte.

Sanierungsstrategie

Anhang

Berechnung der Treibhausgasemissionen vor (2021) und nach (2024) den Maßnahmen Photovoltaik, Hybridheizung, Wallbox, Elektroautos der Hasenbergs [(1) Emissionsfaktor für Holzpellet von 20 gCO2äq/kWh zugrunde, (2) Emissionsfaktor für Holzpellet von 344 gCO2äq/kWh.), Quellen für Emissionsfaktoren https://innovationorigins.com/de/die-herstellung-von-benzin-und-diesel-verursacht-mehr-co2-emissionen-als-wir-dachten/ und https://www.umweltbundesamt.de/publikationen/emissionsbilanz-erneuerbarer-energietraeger-2023

Efh Anhang Tabelle Emissionen

Wie gestalten wir die zukünftige Energieversorgung von Gebäuden?

Dokumentation zur Veranstaltung am 16.1.2025 von 17-18 Uhr

webinar in Zusammenarbeit mit dem Bundesverband Klimaschutz e.V.

Präsentation von Erik Berge zur Vorstellung des BVKS hier

Präsentation von Jörg Lange hier

Dokumentation des Chats hier

u.a. zu folgenden Fragen

  • Sanierung der Gebäudehülle vor Heizungstausch?
  • Wann erfolgt der Fernwärmeanschluss?
  • Woher kommt der Strom für die Wärmepumpe?
  • Welche zukunftsweisenden Gesamtlösungen gibt es?

Hintergrund
Mit der Novelle des Gebäudeenergie­ge­setzes (GEG) und dem neuen Wärme­planungs­ge­setz (WPG) liegt der Fokus auf der Wärmepumpe und nicht mehr auf der Ein­spa­rung von Primärenergie oder der Sanierung der Gebäude­hülle.
Die neue Situation aus Sicht der Praxis zu bewerten, war Gegenstand des von der Deutschen Bundesstiftung Umwelt geförderten Projekts „Kommunale sektor- und spartenübergreifende Energieleitplanung (KSSE)“

Politik trifft auf Wirklichkeit

Wie gestalten wir die Energieversorgung von morgen?

Muss der kostenintensive Stromnetzausbau wie geplant vollzogen werden oder sollte man eher verstärkt Anreize setzen, die ein lokal orientiertes, selbstbestimmtes Energiemanagement der Haushalte und Unternehmen fördern?

Welche Rahmenbedingungen braucht es, um Unsere Anlagen zur Energieerzeugung und -verbrauch (wie z.B. PV, Wärme und Stromspeicher, KWK-Anlagen, Wärmepumpen) netz- und systemdienlich zu betreiben?

Wie sind zeitlich und räumlich differenzierte Preissignale auszugestalten, um einen Ausgleich zu schaffen zwischen dem Nutzen für das Gemeinwohl (Sparen von Netzausbau und Residuallastkraftwerken) und dem Nutzen zum Eigenwohl (Eigenstromnutzung und -erzeugung)?

Im Folgenden werden dazu die bisherigen Planungen der Politik den möglichen Entwicklungen in der Praxis stichwortartig gegenübergestellt?

Schreiben Sie uns Ihre Meinung an info@klimaschutz-im-bundestag.de.

Soll es bei den folgenden Planungen der Ampelkoalition bleiben?
  • Strombedarf: Bis 2030 wird gegenüber 2023 (454 TWh) mit einem Mehrstrombedarf durch Wärmepumpen, Elektroautos und der Industrie von 50% (200-250 TWh) gerechnet. Zur Minderung von Treibhausgasen, muss dieser Mehrstrombedarf mindestens aus emissionsarmen besser aus erneuerbaren Quellen gedeckt werden.
  • Strommarkt: Deutschlands Politik hält bisher an einer einheitlichen nationalen Strompreiszone fest.
  • Stromnetzausbau: Die Netzbetreiber schätzen den Investitionsbedarf bis 2033 auf 110 Mrd. € und bis 2045 auf mehr als 200 Mrd. Noch höhere Zahlen werden auf Grundlage des Netzentwicklungsplanes genannt (vgl. Drucksache 20/12078, IMK 2024). Hinzu kommen Investitionen in den Ausbau der Verteilnetze in ähnlicher Größenordnung.
  • Netzentgelte: Die bereits heute mit mehr als 11 Cent/kWh hohen Netzentgelte könnten sich bis 2045 verdreifachen (Langfristszenarien 2024, S. 12, Ruhr GmbH 2024). Über eine Senkung der Netzentgelte, finanziert über den Steuerhaushalt wird bereits seitens der Politik nachgedacht.
  • Kraftwerksstrategie – Abdeckung der Residuallast: Es wird festgehalten am geplanten Bau von großen Gaskraftwerken zur Abdeckung der Residuallast durch ein Kraftwerkssicherheitsgesetz und ab 2028 einem (kombinierten?) Kapazitätsmarkt mit zusätzlichen Kosten von etwa 1 Mrd. €/a und finanziert über eine neue Umlage.
  • Erneuerbares Energiegesetz (EEG): Wie bisher erfolgt die Refinanzierung des Ausbaus der erneuerbaren Energien durch Erlöse aus dem bestehenden Grenzkostenmarkt. Niedrige Strombörsenpreise führen zur Belastung des EEG-Kontos und müssen z.B. durch Einnahmen aus der CO2-Bepreisung gegenfinanziert werden.
  • Wasserstoff: Das Wasserstoffkernnetz wird bis 2037 parallel zum Erdgasnetz mit angenommenen Kosten von 20 Mrd. € gebaut und soll vor allem in der Industrie Erdgas ersetzen.
  • Heizungssanierung: Viele auch nicht gut gedämmte Gebäude (insbesondere Ein-Dreifamilienhäuser) sollen zunehmend mit monovalent betriebenen Wärmepumpen beheizt und mit Warmwasser versorgt werden oder an die Fernwärme angeschlossen werden.
  • Förderprogramme erfolgen weiterhin überwiegend mit der Gießkanne und stehen auch Menschen zur Verfügung, die sich z.B. eine Wärmepumpe auch ohne Förderung leisten könnten.
Oder sollte die Politik auf die sich abzeichnende Praxis und Anforderungen mit entsprechenden Anpassungen reagieren?
  • Die auf Eigenstromerzeugung optimierten Anlagen (kleine Batteriespeicher, PV-Anlagen etc.) boomen. Die Leistung und Kapazität von kleinen Stromspeichern hat sich seit 2020 mehr als verzehnfacht. Und die Preise für Speicher sinken absehbar weiter.
  • Flexible Verbraucher, Erzeuger und Speicher, wie Wärmepumpen, Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen und Batterien, übernehmen den Ausgleich von Tagesschwankungen der Erzeugung erneuerbarer Energien.
  • Dezentrale – im Vergleich zu den heutigen Residuallastkraftwerken kleinere – Speicherkraftwerke übernehmen die lokale Residuallasterzeugung in Phasen geringer erneuerbarer Energieerzeugung über mehrere Tage (z.B. Kalte Dunkelflaute). Ihr Betrieb erfolgt mit zunehmenden Anteilen von Biogas, Biomethan, Wasserstoff (Elektrolyse) und ggf. Methanisierung über das bestehende Erdgasnetz.
  • Lokale Strompreise, z.B. heute schon orientiert am Grünstromindex, und zeitnah einzuführende lokale zeitvariable Netzentgelte können für Haushalte und Unternehmen Anreize schaffen, ein systemdienliches und wirtschaftliches Energiemanagement vor Ort zu betreiben. Damit helfen sie teuren, von der Allgemeinheit zu tragenden Stromnetz- und Kapazitätsausbau zu minimieren.
  • Die Sanierung der Gebäudehülle erfolgt vorwiegend im Rahmen üblicher Sanierungszyklen bzw. bei „Sowieso-Maßnahmen“, wie z.B. dem Streichen der Fassade oder einem undichten Dach.
  • Heizungssanierung: Schlecht gedämmte Ein bis Dreifamilienhäuser werden zügig mit Wärmepumpen-Hybridheizungen im bivalent-teilparallelen Betrieb saniert, um einerseits schnell Treibhausgasemissionen einzusparen aber auch flexibel genug zu sein, um auf lokale Strompreissignale reagieren zu können. Größere Gebäude, Gebäudenetze und Wärmenetze werden wirtschaftlich und emissionsarm über PV, KWK (zunehmend weniger und ausschließlich zur Abdeckung der Residiuallast mit grünen Gasen betrieben) und Wärmepumpen mit Energie versorgt.
  • Eine Förderung erfolgt zukünftig konsequent nach dem individuellen Bedarf (orientiert z.B. an den Persona des Sozialklimarates) und nach der real erreichten Einsparung von Treibhausgasemissionen.

Gut zu wissen…

Im Folgenden einige zusammengestellte Zahlen und Argumente zu den oben angesprochenen Themen:

Die Hinweise nehmen zu, dass die Anschlüsse von Solarstromanlagen, Wärmepumpen oder Ladestationen mancherorts auf Engpässe im Stromnetz treffen und von Verteilnetzbetreibern nur noch schleppend genehmigt werden.

Die Bundesnetzagentur hat am 28. August 2024 eine Festlegung zur Verteilung der hohen Kosten in Netzen mit geringen Verbrauchswerten, aber hoher Einspeisung von erneuerbaren Energie und Umlage der Kosten über die bisherige § 19 StromNEV-Umlage getroffen (BNA 2024). Diese Umlage erhöht sich um 0,917 Cent/kWh von 0,643 Cent/kWh (2024) auf 1,56 ct/kWh in 2025. Die Netzentgelte liegen damit 2025 im Durchschnitt je nach Netzbetreiber zwischen 8,2 und 13 Cent/kWh. Der Anteil für das Übertragungsnetz (Höchst- und Umspannungsnetz) steigt durchschnittlich 2025 auf 6,65 Cent gegenüber 6,43 Cent im Jahr 2024.

Netzkosten 2015 2024

Bisherige Investitionen und Aufwendungen für die Stromnetzinfrastruktur der Netzbetreiber (in Mrd. €) Quelle: BNA Monitoringbericht 2024.

Laut Bundestags – Drucksache 20/12078 belaufen sich die geplanten Investitionen der Übertragungsnetzbetreiber nach dem Netzentwicklungsplan (NEP) 2037/2045 (2023) bis 2037 auf bis zu 284 Mrd. € (vgl. Tabelle).

Geplante Investitionen der Übertragungsnetzbetreiber bis 2037 nach dem Netzentwicklungsplan (NEP) 2037/2045 (2023)

Studien befürchten eine Verdreifachung der Netzentgelte bis 2045 (Ruhr GmbH 2024, Langfristszenarien 2024, S.12). Ihre Kosten werden verallgemeinert und bislang nicht verursachergerecht umgelegt. Wenn kleine und mittlere Erzeuger und Verbraucher beispielsweise nur eine Netzebene in Anspruch nehmen, um sich den Strom zu liefern, fallen Netzentgelte für alle Netzebenen an. Großverbraucher erhalten bislang Rabatte (§ 19 Absatz 2 StromNEV) statt netz- und systemdienliche Leistungspreise, die auch die Treibhausgase in den Blick nehmen.

Netzentgelte Deutschland

Sondernetzentgelte für Industriekunden

Die Beschlusskammer 4 der Bundesnetzagentur hat mit Veröffentlichung eines Eckpunktepapiers am 24.07.2024 gemäß §§ 21 Abs. 3 Satz 4 Nr. 3 lit. f), S. 5; 29 Abs. 1 EnWG ein Verfahren für eine von § 19 Abs. 2 StromNEV abweichende Festlegung zur Setzung systemdienlicher Anreize durch ein Sondernetzentgelt für Industriekunden eingeleitet. Im veröffentlichten Text heißt es wörtlich: „Die Reform der Netzentgeltrabatte für Industrie- und Gewerbekunden ist aus Sicht der Beschlusskammer unausweichlich. Aktuell gelten für diese Kundengruppen gemäß § 19 Abs. 2 der Stromnetzentgeltverordnung die sog. atypsiche Netznutzung und die Bandlastprivilegierung. Diese Regelungen entsprechen nicht mehr den Anforderungen eines Stromsystems, das von hohen Anteilen erneuerbarer Stromerzeugung geprägt ist.“ (Bundesnetzagentur 2024, zuletzt abgerufen am 30.07.2024).

Zahlreiche Szenarien gehen von einem bis 2030 stark ansteigenden Stromverbrauch in der Größenordnung von 750 TWh in Deutschland durch Zunahme durch Wärmepumpen und Stromverbrauch (Gassubstitution) in der Industrie und Zunahme der Elektromobilität aus (vgl. z.B. ISE 2024). Real beobachten wir einen abnehmenden Stromverbrauch bei Haushalten, Gewerbe, Handel, Dienstleistungen und Industrie seit 2017 vgl. Abbildung).

Strombedarf

Endenergieverbrauch Strom in Deutschland nach Sektoren (AGEB-Auswertungstabellen). Aufgrund der großen Menge an dezentralen Einzelanlagen liegt keine gesetzliche Vollerfassung vor. Die eigenerzeugten und selbst verbrauchten Strommengen sind als Schätzung enthalten. Der Selbstverbrauch aus Photovoltaikanlagen wird für 2023 auf etwa 7,5 bis 8,0 TWh abgeschätzt (Mitteilung Thomas Nieder, 4.11.24).

In den ersten neun Monaten 2024 lag der Stromverbrauch nach Angaben des BDEW um 7 TWh (2,1%) höher als 2023.

Photovoltaik und Kleinspeicher: Der Zubau auf Eigenstromerzeugung optimierter Anlagen (kleine Batteriespeicher, PV-Anlagen etc.) boomt. Die Leistung und Kapazität von kleinen Stromspeichern hat sich seit 2020 mehr als verzehnfacht.

Entwicklung der Speicherleistung in Deutschland. Quelle: Battery Charts RWTH Aachen auf Grundlage Meldungen MaStR. Figgener et al., The development of battery storage systems in Germany: A market review (status 2023), 2023

In den aktuellen Statistiken zum Stromverbrauch wird der Eigenstromanteil bislang nur grob abgeschätzt. Die Zahl der Kilowattstunden, auf die Netzentgelte umgelegt werden, sinkt. Eine sich selbst verstärkende Entwicklung hat bereits eingesetzt. Speicher verkaufen sich u.a. aufgrund des Bedürfnisses, unabhängiger von hohen Strompreisen werden zu wollen. Die Aussage des Umweltbundesamtes „Batteriespeicher bei Steckersolargeräten unrentabel“ ist entweder nicht mehr aktuell oder spielt bei der Kaufentscheidung nicht die entscheidende Rolle (UBA 26.11.2024).

Die Folge: Die Kosten der Stromnetzinfrastruktur werden auf immer weniger Schultern (kWh) umgelegt.

Strom aus Photovoltaik: 2025 wird in Deutschland die Marke von 4 Millionen PV-Anlagen mit einer elektrischen Spitzenleistung von mehr als 90 GWpeak erreicht. Die theoretisch mögliche Einspeiseleistung liegt damit mehr als doppelt so hoch wie die Minimallast z.B. an An Sonn- und Feiertagen in Deutschland von 30 bis 40 GW. Die Hälfte der Anlagen haben eine Leistung unter 100 KWel., die meisten davon speisen ungeregelt ein. So besteht bereits heute an sonnigen Sonn- und Feiertagen die Gefahr von Netzüberlastungen.

Präsident der Bundesnetzagentur, Klaus Müller, sorgt sich in einem Interview mit der Frankfurter Allgemeinen Zeitung am 16. November 2024 über die Geschwindigkeit des Ausbaus von Solar- und Windstromanlagen (faz: 17.11.24). Ein großer Teil der installierten Solaranlagenleistung bis 100 kWel. lassen sich von den Netzbetreibern nicht in ihrer Einspeiseleistung herunterregeln.

Eine von Netzbetreibern geäußerte Befürchtung ist: An sonnenreichen Sonn- und Feiertagen könnte die Einspeisleistung dieser ungeregelten Anlagen bereits in 2025 den Verbrauch übersteigen und damit zu partiellen Abschaltungen im Netz führen.

Die Ampelkoalition wollte im Rahmen einer Novelle des Energiewirtschaftsgesetzes gegensteuern, indem die Netzbetreiber auch Zugang zu kleineren Anlagen bekommen und diese abregeln können, die Pflicht zur Direktvermarktung auf Anlagen ab 25 Kilowatt (kW) Leistung abzusenken und dass die Betreiber in Zeiten negativer Preise keine Vergütung mehr bekommen. Ob solche Regelungen noch vor der Bundestagswahl umgesetzt werden und wann sie greifen bleibt unklar.

Der Youtuber Andreas Schmitz, bekannt als akkudoktor, zeigt in seinem Video vom 29.11.2024 anhand von der Einspeisekurve von 80 Anlagen, dass Heimspeicher die o.g. Problematik bei derzeitigem Betrieb eher noch verschärfen.

Eine Studie kommt zu ähnlichen Ergebnissen u.a. durch die Analyse einer empirischen Stichprobe von 947 einjährigen Lastprofilen von Haushaltsbatteriespeichersystemen. Es zeigt
sich, dass eine eigenverbrauchsfördernde Regelung zu einem Betrieb von
Batteriespeichern führt, der für das Energiesystem insgesamt so gut wie keinen
zusätzlichen Wohlfahrtsnutzen bringt, während die Batteriebesitzer davon profitieren. „In Einzelfällen führt diese Regelung sogar zu zusätzlichen Kosten, die unter den Energieverbrauchern sozialisiert werden“ (Semmelmann et al. 2024).

Die Studie ist eine weitere Begründung für die Notwendigkeit auch Heimspeicher netz- und systemdienlich anhand zeitlich und räumlich differenzierte Preissignale zu betreiben.

Statt weiterer rechtlicher Eingriffsregelungen könnte dieses Problem auch durch lokale Anreize (dynamische Strompreise, zeitvariable Netzentgelte) gelöst werden, um die zunehmende Anzahl an Batteriespeichern so zu laden, dass sie die Einspeisespitzen abfangen.

Großspeicher: Eine ähnliche Entwicklung wie bei den Kleinspeichern zeichnet sich derzeit auch bei den Großspeichern ab. Aktuell sind in Deutschland nur Batteriegroßspeicher mit einer Leistung von etwa 1,4 GW installiert. Bei den Übertragungsnetzbetreibern liegen inzwischen Anschlussbegehren für Batteriespeicher mit einer Leistung von insgesamt 161 Gigawatt vor (Johannsen 2024). Angetrieben werden die Nachfragen durch die täglichen Schwankungen des Strompreises. Die mittlere tägliche Standardabweichung lag 2023 bei rund 4 Cent/kWh, der maximale tägliche Spread beim Day-Ahead-Preis bei knapp 10 Cent/kWh und beim viertelstündlichen kontinuierlichen Intraday-Handel bei mehr als 20 Cent/kWh (FfE 13.3.2024).

Was sich in Deutschland abzeichnet, scheint in anderen Ländern bereits eine enorme Dynamik zu entwickeln. So hat die USA inzwischen Groß-Batteriespeicher mit einer Leistung von mehr als 22 GW am Netz. Davon wurden allein 6,7 GW in den ersten 3 Quartalen 2024 in Betrieb genommen (EIA). Weit überwiegend handelt es sich dabei um Lithium-Ionen-Batterien.

Aber auch Natrium-Ionen-Batterien sind in naher Zukunft am Markt zu erwarten, sie sind noch einmal um etwa 30% günstiger. In Guangxi, im Südwesten Chinas, wurde eine 10-MWh-Natrium-Ionen-Batteriespeicher in Betrieb genommen als erste Phase hin zu einem 100-MWh-Projekt (Zhang 2024). Die seit mehr als 10 Jahren die Politik bestimmende These, dass Netze billiger als Speicher sind, muss aus Sicht des KiB e.V. überdacht werden (These 4,5 Agora 2013).

Autobatterien: Ein bereits existierendes Potential schlummert auch noch in den bereits verkauften Autobatterien mit einer Kapazität von bis zu 100 GWh (vgl. Mobility Charts).

Netzebenen

Ein sehr großer Teil des Stromverbrauchs findet auf der Niederspannungsebene statt. Wie viel genau, darüber gibt es bislang keine genauen Angaben. Ebenso hängt der weitaus überwiegende Anteil an Stromerzeugungsanlagen und Stromspeicherkapazität am Niederspannungsnetz.

Es macht also Sinn darüber nachzudenken, wie man bereits auf der Niederspannungsebene des Stromnetzes regenerative und residuale Erzeugung und Verbrauch zeitgleich oder über Speicher in Deckung bringt.

Anreize wie lokale dynamische Strompreise gibt es bislang nur von wenigen einzelnen Anbietern. Eine gesetzliche Grundlage dafür gibt es bislang nicht. Im Gegenteil die Politik favorisiert nach wie vor die einheitliche Preiszone für Deutschland. Dahinter steht die Hoffnung, die energieintensive Industrie an den bestehenden Standorten vor allem im Süden halten zu können und ihnen über den Strommarkt günstige Strompreise anbieten zu können.

Wann kommen lokale zeitvariable Netzentgelte als Anreitz zum netzdienlichen Betrieb von Erzeugungs- und Verbrauchsanlagen?

Laut einer Umfrage bei Netzbetreibern nutzen in der Mittelspannung 36% und im Niederspannungsnetz 23% der Unternehmen hochaufgelöste Messdaten zur Berechnung der Auslastung ihrer Stromnetze (Envelio & energate 2024).

Zu transparenten Daten oder entsprechenden Anreizen wie zeitvariablen Netzentgelten mit denen Haushalte und Unternehmen ihre Anlagen, wie Photovoltaik, Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen, Wärmepumpen und Speicher netzdienlich betreiben könnten, liegen also noch große Herausforderungen.

Es gibt jedoch Ansätze, wie sich mit wenigen Messdaten, sinnvoll verteilt im Verteilnetz, die Auslastung des Netzes bestimmen und aus der Wetter- und anderen Daten aus der Vergangenheit lernen lässt, wie sich die Netzauslastung in den nächsten Stunden entwickeln könnte (z.B. Koster 2024).

In einem ersten Schritt könnten diese Prognosedaten den Willigen, die ihre Anlagen auch netzdienlich betreiben wollen, transparent zugänglich gemacht werden.

Im einem zweiten Schritt könnten darauf aufbauend Anreize in Form lokaler zeitvariabler Netzentgelte entwickelt werden, um Anlagen netzdienlich zu betrieben und damit Netzausbau einsparen zu helfen.

Niedrige und negative Strompreise entstehen in einem Grenzkostenmarkt am Kurzfristmarkt Spotmarkt (day ahead, intraday), wenn die Dampfkessel fossiler Kraftwerke keine schnellen Temperaturgradienten vertragen, und daher „angeheizt“ bleiben müssen, auch wenn der Strombedarf gleichzeitig durch Erneuerbare gedeckt werden könnte. Statt Flexibilität anzuregen, führt der Grenzkostenmarkt deshalb bei hohen Anteilen an erneuerbaren Energien zu geringen und negativen Strompreisen.

Je höher die erneuerbaren Stromanteile steigen, um so weniger werden sich die Investitionskosten in einem Grenzkostenmarkt refinanzieren können. Im Gegensatz zu vielen konventionellen Kraftwerken kann man Solar- und Windkraftwerke nahezu ohne Aufwand und Kosten schadlos herunterfahren (bei PV „aus dem Arbeitspunkt regeln“, bei Wind „aus dem Wind drehen“ bzw. Blattwinkel verstellen). Daher müssen andere Wege als ein bundeseinheitlicher Grenzkostenmarkt mit negativen Strompreisen gefunden werden, um den Ausbau und die Finanzierung der Erneuerbaren langfristig abzusichern.

Der Spotmarktpreis der einheitlichen Strompreiszone setzt in vielen Fällen aus Sicht des Klimaschutzes ein falsches Signal.

Fallbeispiel 1: Wenn Betreiber von hochflexiblen KWK-Anlagen in Süddeutschland ihre Anlagen aufgrund niedriger oder gar negativer Erlöse am Spotmarkt (z.B. bei hoher Winderzeugung im Norden oder Osten Deutschlands) für den eingespeisten Strom abregeln, müssen dort stattdessen Wärme und Strom getrennt und mit höheren Emissionen erzeugt werden (z.B. Wärme über Gas- und Strom über Kohlekraftwerke).

Fallbeispiel 2: Bei niedrigen oder negativen Strombörsenpreisen können Nutzende eines dynamischen Strompreises innerhalb von Sekunden ihren Batteriespeicher auf Laden setzen. Tun das in einer Region, in der das Netz bereits ausgelastet ist, gleichzeitig Viele, dann kann es zu Netzüberlastungen und im Extremfall zu Netzausfällen kommen. Häufiger aber noch kann es dazu kommen, dass in einer Region, in der gerade weder Wind weht noch die Sonne scheint, aufgrund der Batterieladungen ein fossiles Kraftwerk hochgefahren werden muss, mit entsprechend höheren Treibhausgasemissionen. In diesem Fall wird das Netz weder entlastet noch überschüssiger erneuerbarer Strom gespeichert, um zu anderen Tageszeiten fossilen Strom zu ersetzen.

Gemäß § 41 EnWG sind Stromanbieter zur Bereitstellung dynamischer Stromtarife verpflichtet.
§ 3 Nr. 31b EnWG legt dabei eine Orientierung an Börsenpreisen (EPEX Spot) fest, die keine lokalen Preissignale unterstützen.

Fixe Strompreisbestandteile Freiburg

Der GrünstromIndex liefert über das Internet eine frei verfügbare Vorhersage (forecast) der lokalen Emissionen des stündlichen Strommixes abrufbar nach Postleitzahlen.

Auf der gleichnamigen Internetplattform findet sich der absolute Wert sowie eine dreistufige, stündlich aufgelöste, farbige Darstellung. Grau bedeutet „wenig regenerativer Strom verfügbar“ und damit die Empfehlung, Geräte mit großem Stromverbrauch nicht zu nutzen. Gelb steht für einen durchschnittlichen Anteil an regenerativ erzeugtem Strom und rät dazu, mit Strom sparsam umzugehen, und Grün zeigt an, dass ein hoher Anteil des bezogenen Stroms aus regenerativen Quellen stammt.

Stromkunden können so ihre variablen Stromverbraucher, wie Wärmepumpen, Waschmaschinen etc., möglichst emissionsarm betreiben und Erzeugungsanlagen (BHKW) netzdienlich aktivieren (vgl. z.B. https://gruenstromindex.de/waermepumpe.html).

Energieversorger können den Grünstromindex als Basis für eigene zeitvariable dynamische Stromtarife nutzen, die den Anteil des erneuerbar erzeugten Strombezuges in der Region des jeweiligen Kunden anzeigen. Der Index kann mit einer Fair Use Policy postleitzahlenscharf per API abgerufen werden.

Die über eine API-Schnittstelle für Forschungszwecke verfügbaren Daten (https://corrently.io/books/grunstromindex) schaffen so Transparenz und eine Grundlage für dezentral organisierte Flexibilität (Ausgleich von erneuerbarer Erzeugung und Verbrauch) und Anreize zur Verbrauchssteuerung, Lastverschiebung, Suffizienz etc.

Entwickelt wurde der GrünstromIndex von dem Unternehmen STROMDAO, das über „Corrently“ selbst einen entsprechenden Tarif als Energieversorger anbietet und stetig weiterentwickelt.

Der Index verarbeitet über Algorithmen folgende Daten:

  • Daten zur aktuellen und erwarteten Stromerzeugung von Übertragungsnetzbetreibern, Energieerzeugern und Aggregatoren.
  • Wetterinformationen von meteorologischen Diensten und Wettervorhersagemodellen, wie Windgeschwindigkeit, Sonneneinstrahlung und Niederschlagsmenge, werden verwendet, um die erwartete Leistung der erneuerbaren Energiequellen vorherzusagen.
  • Historische Stromerzeugungs- und Verbrauchsdaten, um Muster und Trends via Machine Learning mit Hilfe eines Graphenmodells zu analysieren.
  • Weitere Betriebsdaten von Kraftwerken, wie z.B. geplante Wartungsarbeiten, geplante Einspeisungen erneuerbarer Energien, zur Verbesserung der Vorhersagegenauigkeit.

Aufgabe eines Strommarkts der Zukunft muss es sein, die Informationsverarbeitung privater Plattformen wie dem Grünstromindex auf eine rechtliche Grundlage zu stellen, die stetig für eine wissenschaftlich abgesicherte Datenbasis sorgt. Lokale Informationen und Preissignale sollten so weiterentwickelt werden, dass auch z.B. Kombinationen vor Ort aus Solarstromanlagen, KWK-Anlagen, Wärmepumpen und Speichern treibhausgasarm und netz- und systemdienlich betrieben werden und die Kosten für die Netzinfrastruktur bezahlbar bleibt.

Bereits heute ist es auch für viele Mietende technisch möglich, ihre Energieversorgung teilweise selbst in die Hand zu nehmen. Mit der gesetzlichen Privilegierung der Steckersolargeräte kann Mietenden z.B. ein Balkonkraftwerk in der Regel nicht mehr verwehrt werden.

Kleinspeicher sind technisch inzwischen nicht nur in der Lage, den eigenen Solarstrom zwischenzuspeichern und damit den Eigenstromanteil zu erhöhen, sondern auch dann Strom aus dem Netz zu beziehen, wenn er gerade günstig ist (dynamische Strompreise müssen ab dem 1.1.2025 angeboten werden).

Sterckersolar

Die Frage, wieviel Haushalte und Unternehmen zukünftig ihre Energieversorgung mit Photovoltaik, Batteriespeicher, Wärmepumpe zumindest teilweise selbst in die Hand nehmen, wird darüber entscheiden, wieviel Stromnetzausbau notwendig ist und wie teuer die Energiewende für alle wird. Im Internet wird dafür inzwischen mit Slogans wie „Balkonkraftwerk-Speicher zum Black Friday: 50-Prozent-Aktion bringt ihn in jeden Haushalt“ geworben.

Wenn sich der sich abzeichnende Trend fortsetzt, wird der Gesetzgeber mit lokalen Preissignalen reagieren müssen, um die vielen Speicher auch netz- und systemdienlich einzusetzen. Dann werden aber auch Netzausbau und Kraftwerksstrategie überdacht werden müssen.

Damit die Energiepreise oder notwendige Sanierungen für viele Menschen nicht zur unzumutbaren finanziellen Belastung werden, sind bedarfsorientierte Maßnahmen dringend notwendig, um Armut zu reduzieren und einkommensschwachen Haushalten eine Teilhabe an der Transformation zu ermöglichen. Wie sich aus den statistisch ermittelten Persona des Sozial-klimarates ergibt, ist der Förderbedarf je nach Person sehr unterschiedlich.

Die nachfolgenden den Persona zugeordneten Fragen und aus ihnen abgeleiteten Schlussfolgerungen stammen nicht vom Sozial-Klimarat sondern vom Autor dieses Beitrages.

So bräuchte Magda Meyer (die hier für etwa 15% der Bevölkerung steht und im Eigentum lebt) z.B. entweder ein Angebot für eine bezahlbare Wohnung in der Nachbarschaft und ggf. Umzugshilfe oder ein z.B. bis zum Lebensende tilgungsfreies zinsgünstiges Darlehen und entsprechende Unterstützung bei der Auswahl und der Betreuung der Handwerker in der Sanierungsphase.

Personamagdameyer

https://www.sozial-klimarat.de/post/auf-dem-weg-zu-einem-klimapolitischen-lagebild, abgerufen 14.11.2024

Im Fall der mietenden Alia Yücel mit geringem Einkommen (die für 14% der Bevölkerung steht) sind dagegen eher Anreize gefragt, die den Wohnungseigentümer zu einer bezahlbaren Sanierung motivieren. Dazu gehört auch ein gesetzlicher Rahmen, der verhindert, dass hohe Fernwärmepreise allein auf die Mietenden abgewälzt werden können.

Personaaliayuecel

https://www.sozial-klimarat.de/post/auf-dem-weg-zu-einem-klimapolitischen-lagebild, abgerufen 14.11.2024

Viele Fernwärmepreise liegen inzwischen deutlich über den Energiekosten für eine Hybridlösung (z.B. Wärmepumpe + Gaskessel) (vgl. https://waermepreise.info/preisuebersicht/)

Bislang war beim Heizungstausch der Austausch eines alten Heizkessels durch einen neuen der Regelfall. Mit dem Gebäudeenergiegesetz will die Politik einen Paradigmenwechsel einläuten und mit dem Einsatz der Wärmepumpe und dem Einsatz von „grünem Strom“ statt fossiler Brennstoffe schnell Treibhausgasemissionen einsparen.

Mit der Wärmepumpe stellen sich deutlich mehr Fragen als beim Heizkessel.

Wp Strom Im Blick

In der Auslegung und dem Betrieb einer Wärmepumpe liegen aber auch eine Menge Chancen, bei beschränkten Ressourcen (Arbeitskraft und Budget) Treibhausgase und Geld gleichermaßen einzusparen, sofern sie Flexibilität durch Kombination mit anderen Wärmeerzeugern erlaubt.

In der Kombination mit einem Gaskessel beispielsweise kann auch in kleineren Gebäuden die Heizungsregelung auf Strompreissignale regarieren und immer dann die Wärme erzeugen und ggf. in einem Pufferspeicher zwischenspeichern, wenn der Strom entweder von der Solarstromanlage vom eigenen Dach oder gerade günstig und treibhausgasarm aus dem Netz bezogen werden kann.

Daraus ergibt sich z.B. bei beschränktem Budget eine flexiblere Sanierungsstrategie gegenüber der bisher von vielen favorisierten Lösung, zunächst zu dämmen und erst dann die Heizung zu tauschen.

Sanierungsstrategie

Ein Szenario vor dem gewarnt wird ist die fehlende Kapazität an Kraftwerken, wenn der Strombedarf einmal über mehrere Tage hoch ist.

Beispiel: An vier aufeinanderfolgenden Tagen Anfang November lieferte Wind- und Solaranlagen kaum Energie. Die Nachfrage konnte zwar gedeckt werden aber mit hohen Preisschwankungen an den Börsen. Insbesondere Abends zwischen 17-18 Uhr waren die Strombörsenpreise hoch und stiegen bis auf 80 Cent/kWh.

Smard 4.11. 10.11.2024 2

Die Bundesregierung hat das Ziel bis zum Jahr 2030 etwa 80% des Bruttostromverbrauchs im Jahresdurchschnitt durch Erneuerbare Energien zu decken. Bei der Bilanzierung bleibt unberücksichtigt, dass auf Grund der Schwankungen (der sog. Volatilität) von Wind- und Sonnenstrom ein großer Teil des Stroms keine Verwendung findet, weil er zu falschen Zeiten produziert wird. Da im Stromnetz zu jedem Zeitpunkt ein Gleichgewicht zwischen Erzeugung und Verbrauch herrschen muss, wird dieser Strom heute noch weitgehend abgeregelt. Über Abregelungen informiert z.B. die Netzampel. Man bezeichnet dies auch als negative Residuallast.

Die positive Residuallast (Strom) ist definiert als die verbleibende Stromlast nach Abzug der aktuellen Leistung der nicht regelbaren erneuerbaren Energien (Sonne, Wind, Wasser, Biomasse) von der aktuellen Gesamtlast (Stromverbrauch).

Erneuerbare Strommengen, die abgeregelt werden müssen, obwohl sie zwar an anderen Orten fossile Erzeugung ersetzen könnten, aber nicht über das Stromnetz zum Ort des Verbrauchs transportiert werden können bezeichnet man als Redispatch (vgl. netztransparenz.de)

Zu anderen Zeiten reicht das Angebot an Erneuerbarer Energie nicht zur Deckung des Strombedarfs aus und entsprechend muss das Defizit z.B. durch konventionelle Kraftwerke gedeckt werden.

Die Residualleistung ist über das Jahr sehr unterschiedlich verteilt, abhängig vom Dargebot von den Erneuerbaren, vor allem Sonne und Windstrom.

Eine vorliegende statistisch mathematische Analyse der Residuallast hat untersucht, wieviel Erneuerbaren Strom und welche Speichererfordernisse erforderlich sind, um die Residuallast zu decken (Seelmann-Eggebert 2024). Sie unterteilt die Residuallast dazu in zwei Anteile:

  • den „Interdies“-Anteil, der die Bilanz aus Tagesertrag und Tagesverbrauch widerspiegelt und die saisonale Abhängigkeit einschließt, sowie
  • den „Intradiem“-Anteil, der alle Tageszeiten mit Unterdeckung aufsummiert.

Unter der Vereinfachung, dass übers Jahr genauso viel Strom aus Erneuerbaren erzeugt wie verbraucht wird und sich die Tagesverbräuche relativ gleichmäßig über das Jahr verteilen, ergibt sich folgendes Bild:

  • Wann immer der Tagesertrag einer Solaranlage den Tagesverbrauch übersteigt, kann der Intradiem-Anteil der Residuallast z.B. vollständig durch Batteriespeicher ausgeglichen werden. Pro kWp installierte Leistung Solar ist dabei eine Kurzzeitspeicherkapazität von etwa 1,5 kWh notwendig.
  • Werden bei einer reinen Versorgung mit Solarstrom keinerlei Speicher oder Maßnahmen zur Lastverschiebung eingesetzt, so beträgt die Residual­last wegen dem großen Intradiem-Anteil bei bilanziell ausgeglichener Jahres­versorgung mehr als 60%. Kurzzeitspeicher sind in der Lage unter anderem die Nachtlücke auszugleichen und damit den nutzbaren Solarstrom zu verdoppeln!
  • Da der Wind auch nachts weht, zeigt Windstrom im Gegensatz zum Solarstrom durchschnittlich keine Korrelation mit der Tages­zeit und lediglich schwache saisonale Tendenzen. Grundsätzlich entstehen Unterdeckungssituationen Intradiem in deutlich geringerem Umfang. Bei einer reinen Windkraftversorgung, bei der in der Jahresbilanz genauso viel Windstrom erzeugt, wie durch Lasten verbraucht wird, beträgt die Intradiem-Residuallast durchschnittlich etwa 7% und kann schon durch Batterien mit 10% bis 20% Kapazität einer durchschnittlichen Tageslast durchweg überbrückt werden. Über­raschender­weise ist die Interdies-Residuallast von Windkraft ähnlich hoch wie bei der Photo­voltaik. Auch hier können mehr als 30% des Stroms nicht direkt genutzt werden. 

Ein selbstversorgendes System muss hinreichend Überschuss für die Produktion von synthetischem Brennstoff für Residuallastkraftwerke produzieren. Abhängig vom Wirkungsgrad für Rückverstromung gibt es einen Minimalwert für den notwendige Überschuss, um über einen Langzeitspeicher (wie z.B. eine Wasserstofferzeugung mit Rückverstromung) die Interdies-Residuallast zu decken. Dieser Minimalwert beträgt ein Vielfaches der Interdies-Residuallast.

Rechenbeispiel: Wieviel Erneuerbaren Strom braucht es, um die Residuallast vollständig über Kurz- und Langzeitspeicher zu decken? 

Unter der vereinfachten Annahme, dass sich die Tagesverbräuche relativ gleichmäßig über das Jahr verteilen, braucht es zur Abdeckung eines Strombedarf von z.B. 750 TWh (100%) eine Ertragsmenge von 1014 TWh (135%) aus Windkraft und Sonnenstrom. Dabei können statistisch etwa 662 TWh des Stroms direkt oder über einen Kurzzeitspeicher (Batterie etc.) genutzt werden, der die Tagesschwankungen ausgleicht. Etwa 351 TWh (47%) des Stroms fallen statistisch zu Zeiten an, in denen er nicht genutzt werden kann (Seelmann-Eggebert 2024). Dieser Strom kann aber z.B. über Wasserstoff oder Biomethanerzeugung und Rückverstromung um die Interdies-Residuallast dezentral zu erzeugen.

Seit dem 1. Januar 2024 dürfen Netzbetreiber den Strombezug der steuerbaren Verbrauchseinrichtung, wie nicht private Ladepunkte für Elektro-Autos (Wallboxen), Wärmepumpen, Kälte-/Klimaanlagen und Stromspeicher mit Anschluss am Niederspannungsnetz temporär auf bis zu 4,2 kW (Mindestleistung) reduzieren. Damit soll eine Überlastung des lokalen Stromnetzes abgewendet werden. Der Haushaltsstrom ist davon nicht betroffen. Dazu müssen zukünftig alle regelbaren Verbrauchseinrichtungen mit einem intelligenten Zähler incl. Smart Meter Gateway ausgerüstet sein. Als „Gegenleistung“ erhalten die Betreibenden eine Netzentgeltreduzierung für den Strombezug dieser variablen Verbrauchsanlagen (vgl. Bundesnetzagentur). Bei der Netzentgeltreduzierung kann der Betreibende aus 3 Optionen (Modulen) eine auswählen. Option bietet eine jährliche pauschale Reduzierung (etwa zwischen 110-190 €), Option 2 gewährt ein prozentuale Reduzierung der Netzentgelte (auf 40% des Netzentgelt Arbeitspreises) und Option schließlich ein zeitvariables Entgelt, das seitens des Netzbetreibers auch gekoppelt mit Option 1 angeboten werden kann. Das Beispiel von zwei Netzbetreibern zeigt wie unterschiedlich Option 3 ausgestaltet werden kann. Der Netzbetreiber bnnetze macht den Strom in der Nacht z.B. für Wärmepumpen extrem günstig und Netze BW um die Mittagszeit.

Variable Netzentgelte des Verteilnetzbetreiber Netze BW

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Variable Netzentgelte des Verteilnetzbetreiber bnnetze

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Über 554.000 Kilometer Erdgasleitungen verteilen 703 Verteilnetzbetreiber (VNB Gas) jährlich etwa 800 TWh Gas über die 11 Mio. Ausspeisepunkte an Letztverbraucher, Weiterverteiler oder nachgelagerte Netze der Netzbetreiber.

Laut Monitoringbericht 2024 (S. 44) der Bundesnetzagentur betrugen die Investitionen und Aufwendungen für die Erhaltung und Wartung der Netzinfrastruktur Gas (Übertragungsnetz & Verteilnetz) im Jahr 2023 zusammen etwa 2,5 Mrd. Euro. Das entspricht bei einem Erdgasverbrauch im Jahr 2023 von etwa 800 TWh einem Erhaltungsaufwand von etwa 0,31 Cent/kWh. Sollte z.B. der Bedarf an Erdgas, Biomethan oder Gemischen mit Wasserstoff auf z.B. 200 TWh zurückgehen ist aus volkswirtschaftlicher Sicht das Gasnetz mit Erhaltungskosten von unter 2 Cent/kWh eine im Gegensatz zum Stromnetz kostengünstige Infrastruktur.

Ganzheitliche Kosten-Nutzen-Rechnungen fehlen noch weitgehend, ob es sinnvoller ist lokale Überschüsse an Erneuerbarer Energie über das Stromnetz oder über chemische Energiespeicher zu transportieren. Erste Untersuchungen zeigen, dass es in der Gesamtbetrachtung kostengünstiger ist, Windenergie direkt auf See über Elektrolyseanlagen in Wasserstoff zu verwandeln und über eine Gaspipeline zu transportieren, als über eine Stromleitung (Schwaeppe et al. 2024).

In der Systementwicklungsstrategie 2024 des Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) heisst es „Nach 2045 verbleibt ein umfangreiches Gasfernleitungsnetz, dessen Nutzung unklar ist.“ Das BMWK geht davon aus, dass große Anteile der heutigen Gas
verteilnetze, die nicht für die Umstellung auf Wasserstoff, andere klimaneutrale Gase oder den CO2Transport benötigt werden, stillgelegt werden. Mannheim hat bereits verkündet dass sie als erste deutsche Großstadt bis 2035 sein Gasnetz stilllegen will. Mannheim verfügt über ein ausgedehntes Fernwärmenetz.

Die Festlegung der Bundesnetzagentur erlaubt bereits ab 2022 den Netzbetreibern kürzere Nutzungsdauern (Abschreibungsdauern) als bisher. So können aktuell Teile von Gasnetzen in Ausnahmefällen bis zum Jahr 2035, in der Regel bis 2045 abgeschrieben werden. Zusätzlich werden in besonderen Fällen degressive Abschreibungen mit einem Satz von bis zu 12 Prozent erlaubt (Bundesnetzagentur 2024). Die Netzentgelte hängen auch vom Gasverbrauch ab, wenn dieser fällt steigen die Netzentgelte. Geringerer Gasverbrauch und geringere Abschreibungsdauern führen auch 2025 zu deutlich höheren Netzentgelten der Gasnetze.

Die Internetplattform VisuFlex zeigt, wie weit die Flexibilisierung einiger Biogasanlagen in Deutschland vorangebracht wurde. Mit einer bis zu fünfmal höheren elektrischen Leistung als bei einem gleichmäßigen Betrieb über das ganze Jahr reagieren die bisher in geringer Anzahl flexibilisierten Biogasanlagen im Wesentlichen auf den Börsenstrom- preis (VisuFlex), um höhere Deckungsbeiträge zu erwirtschaften. Bisher können sie so vor allem Tagesschwankungen von Strombedarf und -erzeugung ausgleichen.
Mit dieser Art der Flexibilisierung zum Ausgleich von Tagesschwankungen treten die Biogas- anlagen zunehmend in Konkurrenz mit vermutlich auf Dauer deutlich günstigeren Batterie- speichern.

Biogasanlagen hätten aber noch deutlich mehr Optionen zur Flexibilität, wie z.B.:

  • die Speicherung vor Ort über mehrere Tage.
  • den Anbau und Lagerung der Einsatzstoffe über viele Monate. Biogasanlagen können zeitweise mehr Substrat oder weniger umsetzen. Silagen aus nachwachsenden Rohstoffen können zwischen einem und zwei Jahren gelagert werden. Manche Biogasanlagen können zeitweise bis auf eine Minimalleistung von 10-20% ihrer maximalen Leistung heruntergefahren werden. Diese minimale Leistung deckt über kleine KWK-Anlage gerade den Wärmebedarf zur Aufrechterhaltung der Temperatur.
  • die Einspeisung (Speicherung) von Biomethan im Erdgasnetz.
  • biologische oder katalytische Methanisierung in Kombination mit Elektrolyse- Wasserstoff: Biogas besteht in der Regel aus ca. 55 % Methan und 45 % Kohlenstoffdioxid. Durch die Reaktion von Wasserstoff und Kohlenstoffdioxid (Methanisierung) kann der Methangehalt auf bis ca. 95 % gesteigert werden, womit das Biogas im Prinzip einspeisefähig für das Gasnetz wird. Mit der Methanisierung kann somit aus grünem Wasserstoff (erzeugt aus grünem Überschussstrom) Methan erzeugt werden, welches in der vorhanden Gasinfrastruktur genutzt und in gewissem Umfang gespeichert werden kann. Die Effizienz der Biomassenutzung in Biogasanlagen wird somit erhöht.
  • die flexible Nutzung von Biogas, Biomethan, Wasserstoff und Erdgas in den überbauten KWK-Anlagen an Biogasstandorten durch entsprechend lokale Preissignale, die einerseits die Residuallast und andererseits Netzengpässe vor Ort adressieren.

Ein solcher Ausbau zur Abdeckung von saisonaler Residuallast erfordert:

  • einen Stromnetzanschluß. Biogas kann Strom liefern, wenn PV und Wind dies nicht ausreichend tun. Es kann durch entsprechende Verträge und technische Einrichtungen so abgesichert werden, dass es zeitgleich nicht mit diesen um die Einspeisemöglichkeit konkurriert. Die Netzausbaukosten könnten so reduziert werden. Die installierte Leistung (KW) muss dazu eine 8-10fache Überbauung zulassen, um nur 1000 – 1500 Stunden Strom im Jahr zu produzieren, wenn PV und Wind nicht liefern können.
  • einen Gasnetzanschluß. Für eine Dunkelflaute sollte aus dem Gasnetz sicher zusätzliche Energie geliefert werden. Moderne KWK-Anlagen können jede Mischung aus Biogas, Biomethan und Wasserstoff zu Strom und Wärme umwandeln. Die verbrauchten Mengen werden durch Zähler erfasst und lassen sich umrechnen.
  • Eine entsprechende Biogasaufbereitungstechnik. Im Sommer Teilmengen und zu Stromüberschußzeiten im Sommer und Winter voll, könnte Biomethan in lokalen Speichern oder im großen Gasnetz gespeichert und bei Bedarf gehandelt, genutzt oder rückgespeist werden. Dazu müssten Anlagenbetreibern ähnliche Bedingungen gewährt werden, wie auch anderen Großkraftwerken.
  • Dezentrale Elektrolyseure und biologische oder katalytische Methanisierungsanlagen an Biogasstandorten. Aus einem Anteil Kohlendioxid (CO2) und vier Anteilen Wasserstoff (H2) werden ein Anteil Methan (CH4) und ein Anteil Wasser (H2O).
  • Die Erschließung von Wärmesenken, z.B. über kommunale Energieleitpläne bzw. überörtliche Infrastrukturplanung. Bisher fehlt die Einbeziehung von flexibilisierten Biogasstandorten in der kommunalen Wärmeplanung.
Speicherkraftwerk

Schematische Darstellung zur Ausgestaltung von Speicherkraftwerken, um die mehrtägige Residuallast abzudecken.

Buchbesprechung „Opa, du hast es doch gewusst!“

„- Antworten und Einsichten eines Großvaters zum Klimawandel“
Buch von Achim Bubenzer

Erschienen im oekom Verlag

Portrait Achim Bubenzer 1

Unser Gründungsmitglied und Großvater Achim Bubenzer setzt sich im ersten von sechs Kapitel mit der eigenen Verantwortung und der Männer seiner Generation auseinander.

Die Inspiration zu seinem Buch beschreibt Bubenzer wie folgt: „Die heute lebenden Menschen haben als erste und einzige Generation in der Menschheitsgeschichte die Chance und die Pflicht, mit ihrem Handeln die Weichen für das weitere Überleben der Menschheit zu stellen.“ …

… „Es geht um Kinder, Enkel und Urenkel. Sie sollen eine Zukunft haben – eine Zukunft, die sie durch ihre eigene Leistung gestalten können.“

Ähnliche Wünsche und Gedanken werden Eltern und Großeltern auch vor, während und nach Kriegen gehabt haben.

„Kriege kamen und gingen, und es kommen Neue. Die globale Erderhitzung kommt seit einem Jahrhundert, erst auf leisen Sohlen, dann aber immer lauter. Und sie geht nicht wieder, seit etwa 30 Jahren wird sie immer stürmischer, immer bedrohlicher. Die mittlere globale Temperatur steigt unaufhaltsam.“ So Bubenzer.

„Wir, die Väter und Großväter, die Männer dieser Welt, viele darunter schon in der fortgeschrittenen zweiten Lebenshälfte, waren und sind maßgeblich beteiligt an der Erderhitzung, der eine mehr, der andere weniger. Ganz besonders gilt das natürlich für die sogenannten Leistungsträger und Entscheider, also die Mächtigen unter uns: die CEOs, die Vorstandsvorsitzenden, Aufsichtsräte, Geschäftsführer, Controller, Aktionärsvertreter, Arbeitgeber- und Arbeitnehmervertreter, die Minister und Ministerpräsidenten, die Staatssekretäre, Ministerialbeamten, Amtsleiter, Banker, Parlamentarier, Parteifunktionäre, Lobbyisten, Staatspräsidenten, Kanzler, Bürgermeister.“

Bubenzer selbst u.a., als Berater und Teilhaber im mittelständischen Unternehmen der eigenen Familie, als Hochschulrektor und Hochschullobbyist in der Landespolitik: „Ich gebe zu: Ich bin gerne mitgeschwommen in diesem Männer-Führungs-Pool.“

Bubenzer beschreibt Parallelen zu seinem Vater und dem „Scherbenhaufen“ nach dem zweiten Weltkrieg und ist sicher, dass er beim Polenfeldzug, Holland oder Frankreichfeldzug gewusst hat, dass die Dinge „nicht recht sind“.

Die Antwort des Vaters auf die Frage zu den Verbrechen der Nazis: „Was hast Du dir damals gedacht?“ war ernüchternd: „Wenn ich nach drei Monaten endlich mal wieder auf Heimaturlaub bei deiner Mutter war, hatte ich weiß Gott keine Lust, ihr von toten Juden zu erzählen – oder von Schüssen auf der Zitadelle in Posen. Und im Übrigen: Wenn ich das getan hätte, was du offenbar von mir erwartet hättest, wärst du als Nachkriegskind heute sehr wahrscheinlich nicht auf der Welt!“

„Und es wissen inzwischen zumindest in unserem Land fast alle, dass sich unser über Jahrtausende weitgehend stabiles globales Klimasystem durch von menschlichen Aktivitäten freigesetzte Treibhausgase erhitzt und dass es sich an der Grenze zu einem unumkehrbaren Kollaps befindet.“

Im Zweiten Kapitel beschreibt Bubenzer seine eigene 4-Punkte-Strategie zur Frage „Klimawandel, was kann ich tun?“

  1. Erkennen, worum es geht.
  2. Streiten für das Klima – für Wissenschaft, gegen Ausreden und für Mut statt Resignation.
  3. Sich selbst am Ende des Tages im Spiegel anschauen können.
  4. Über den Klimawandel sprechen.

Bubenzer möchte ermutigen, sich den vermeintlich so einfachen und plausiblen Argumenten (Leugnen, Ausweichen, Relativieren) der allgemeinen Skepsis gegenüber notwendigen Veränderungen, entgegenzustellen. Er verweist auf die Erfolge und Erkenntnisse moderner Klimakommunikation (www.klimafakten.de).

Im Kapitel 3 folgt eine gute Nachricht: Wir wissen längst, was zu tun ist. Aber sind wir auch selbst davon überzeugt? Die Zukunft ist möglich – wenn wir es wollen und entsprechend handeln. Als ein Beispiel führt Bubenzer den nahezu vollständigen Verzicht auf russisches Erdgas an.

Grundsatzdiskussionen über Konsumverzicht oder Kapitalismus hält Bubenzer derzeit nicht für zielführend, denn für viele Menschen steht an erster Stelle „das kurzfristige gute Leben“ – für andere dagegen auch „das tägliche Überleben“.

Konkret bedeutet das für Bubenzer: Energieversorgung auf Basis fluktuierender erneuerbarer Energien muss funktionieren – jederzeit, sicher und finanzierbar.

Dass dies chemisch und physikalisch möglich ist, steht technisch außer Frage. Die vier wesentlichen Säulen sind nach Bubenzer: 1. Wind und Sonne, 2. ein chemischer Energieträger, wie der grüne Wasserstoff, 3. CO2 Senken und 4. Kooperation und Flexibilität in der Stromnutzung.

Bei Punkt 1-2 sind in Deutschland gegen alle Widerstände viele notwendige Schritte inzwischen erfolgt.

Punkt 3, wie sich z.B. beim Erhalt der Moore zeigt, steht dagegen noch am Anfang und vor enormen Herausforderungen.

Und insbesondere Punkt 4 ist zentral, um die Energiewende bezahlbar zu halten.

Um Kooperation und Flexibilität in den Fokus zu rücken, braucht es für Verbraucher Anreize, auf das Angebot von Wind- oder Solarstrom zu reagieren. Eines der wichtigsten derzeitigen Anliegen des Klimaschutz im Bundestag e.V. ist es, umsetzbare Vorschläge für geeignete gesetzliche Rahmenbedingungen für diese Anreize in die Politik zu tragen.

Kapitel 3 endet mit einem Plädoyer für eine CO2-Bepreisung.

In Kapitel 4 richtet Bubenzer den Blick zunächst auf die verschiedenen persönlichen Perspektiven auf die Klimakrise, die ihm begegnet sind. So z.B. nennt er eine Entwicklungshelferin, die in Afrika Elend und Hunger erlebt hat und für die Klimaschutz als Luxus der Reichen erscheint. Alle diese Menschen, so Bubenzer, haben aus ihrer Perspektive in gewisser Weise recht. Die gesellschaftliche Kunst besteht nun darin, die Komplexitätsfalle, die in den verschiedenen Lösungsansätzen aus unterschiedlichen Perspektiven droht, zu lösen. Er verweist in diesem Zusammenhang auf das Verbundprojekt Ariadne (https://ariadneprojekt.de).

Es muss dabei schnell gehen. Bubenzers subjektive Vorliebe bei den Möglichkeiten und Maßnahmen zur schnellen Begrenzung des Klimawandels ist dabei der massive dezentrale und innerhalb von Jahren realisierbare weitere Ausbau photovoltaischer Stromerzeugung. Er betont dabei die wichtige Rolle der Finanzbranche und kritisiert in diesem Zusammenhang die auf EU-Ebene beschlossenen Kriterien im Rahmen der Taxonomieverordnung, die Atomkraft und Erdgasaktivitäten als sogenannte »Übergangsaktivitäten« zum Schutz des Klimas für nachhaltig erklärt.

Für Bubenzer erfordert die Begrenzung der Erderhitzung Maßnahmen, „die zwar möglich, in ihrer Tragweite aber historisch ohne Vorbild sind. Die Strategie von Kompromissen ist für diese Lösungen nicht (mehr) anwendbar. Mit dem Klima, letztlich der Natur, kann man keine »Deals« aushandeln. Die Natur ist der Boss. Und der ist völlig leidenschaftslos, weder gut noch böse. Aber: Er ist fair und berechenbar.“

Unter anderem durch Greta Thunberg inspiriert führt Bubenzer aus „Wir, die Älteren, Erfahrenen, also Eltern, Großeltern, Führungskräfte, Politiker, Professoren, Unternehmer, Ärzte, Lehrer, Journalisten und viele andere (an dieser Stelle meine ich vor allem uns Männer), wir konnten das alles wissen und danach handeln – wenn wir nur wollten.“

Dabei wird es „extrem anstrengend, mühsam und in vielen Fällen auch aussichtslos, allen Menschen reinen Wein einzuschenken. Ihnen zu erklären, warum die große Transformation zur Klimaneutralität notwendig ist – und vor allem, dass sie möglich ist.“

Kapitel 5 beschäftigt sich mit den „fabelhaften Geistern der Technik“ und den verführerischen Versprechungen der Technologien zum Herausfiltern des CO2 aus der Atmosphäre und den alten und neuen Erzählungen der Atomkraft. Aus Sicht von Bubenzer bleibt es dabei. Die Kernenergie ist zu alt und zu langsam, zu teuer und zu gefährlich.

In Kapitel 6 schließlich gibt Bubenzer u.a. seine Antwort auf die Frage, ob es noch Hoffnung gibt, dass wir die Erderhitzung stoppen können. Er zitiert dazu den Regimekritiker Václav Havel: „Hoffnung ist eben nicht Optimismus, ist nicht die Überzeugung, dass etwas gut ausgeht, sondern die Gewissheit, dass etwas Sinn hat, ohne Rücksicht darauf, wie es ausgeht.“

In diesem Sinne ist seine Antwort ein Ja. „… denn alles, was wir zur Begrenzung der Erderhitzung unternehmen, all dies macht in jedem Fall Sinn, ganz gleich, ob wir die Grenzen von Paris einhalten werden oder nicht.“

Am Ende des Buches kommt Bubenzer mit einem Epilog zu den Begriffen Einigkeit, Recht und Freiheit aus der deutschen Nationalhymne wieder zum Anfang des Buches zurück.

Für Bubenzer steht fest:

„Klimaschutz braucht die zivilgesellschaftlichen Strukturen, braucht den politischen Wettbewerb und die freien Medien, um klimapolitische Defizite offenzulegen, um über die besten Lösungen streiten zu können und politisches Handeln einzufordern.“

Es ist vor allem die Freiheit des Rechtstaates in Deutschland die es uns ermöglicht zu entscheiden: „Handle ich persönlich, wirtschaftlich, politisch für ein Klima, in dem auch meine Kinder und Kindeskinder noch gut leben können, oder handle ich nicht?“

„Wie entscheidend und einzigartig dieses Privileg der menschlichen Freiheit ist, wird erst ganz deutlich, wenn sie nicht mehr da ist oder massiv eingeschränkt wird.“

Leicht verständlich geschrieben fasst das Buch vieles zusammen, dass uns auch im Klimaschutz im Bundestag bewegt und immer wieder motiviert. Danke dafür!

Jörg Lange, Klimaschutz im Bundestag e.V.

Signatur Buch

Michael, Du wirst mir fehlen…

Persönlicher Rückblick von Jörg Lange zur Vor- und Entstehungsgeschichte unseres Vereins anlässlich des Abschieds von Michael Sladek (* 1946  ✞ 2024)

„Fühle ich mich machtlos wie ein Muckenschiss im Weltall – oder sage ich: Auf mich kommt es an, ich will ins Handeln kommen? Das ist meine Wahl.“

Aus seinen Gedanken vom 18.6.2024 „MUT KANN MAN SPÜREN“
https://www.ews-schoenau.de/energiewende-magazin/zum-glueck/mut-kann-man-spueren/

Ews

Bildnachweis: webseite der EWS

Wie es zur Vereinsgründung des CO2 Abgabe e.V. kam

Am 02. Juni 2016 hatte der Kreisverband Freiburg von BÜNDNIS 90/DIE GRÜNEN im Grünhof Alexander Sladek (Elektrizitätswerke Schönau) und Dr. Thorsten Radensleben (badenova) eingeladen, um über die Frage „Wie schaffen wir die regionale Energiewende?“ zu diskutieren. Radensleben muss meine von Michael öfter als „etwas besserwisserische“ titulierte insistierende Art der Nachfragen im Rahmen der Diskussion aufgefallen sein. Jedenfalls sprach er mich nach der Veranstaltung an, was ich denn genau zu kritisieren hätte.

Um es abzukürzen: Wir kamen schnell auf das Thema CO2-Bepreisung. Am Ende meinte Radensleben, für eine effizientere Bepreisung könne er sich vorstellen, sich politisch einzusetzen. Es folgten Gespräche bei der badenova mit Ursula und Michael sowie Martin Ufheil, solares bauen, darüber, wie man das Thema voranbringen könnte. Neben der Diskussion inhaltlicher Gemeinsamkeiten stand auch die Gründung eines entsprechend bundesweit agierenden Lobbyvereins zur Debatte. Wenige Wochen vor der geplanten Vereinsgründung machte Radensleben für die badenova als Gründungsmitglied jedoch einen Rückzieher.

Mit Ursula und Michael diskutierten wir, ob wir es auch ohne die badenova angehen sollten. Ohne Ursula und Michael wäre es zur Vereinsgründung am 27.03.2017 beim SWR in Freiburg nicht gekommen. Viele Mitglieder kamen im Vertrauen zu den beiden hinzu und viele sind dem Verein trotz Umbenennung bis heute treu geblieben.

Vom Störfall zur Energie in Bürgerhand e.G.

Ursula und Michael ging es schon früh um die Rückeroberung der Stromnetze in Bürgerhand als Schlüssel, um eine ökologische Energieversorgung organisieren zu können. Um das Geld für den Kauf des Schönauer Stromnetzes zusammenzubekommen wurdet Ihr zum Störfall.

Eib

Bildnachweis: http://www.energie-in-buergerhand.de/Home.aktuelles0.0.html

2009 durfte ich Euch, Ursula und Michael persönlich kennen lernen. Anlass war die Gründung der Genossenschaft „Energie in Bürgerhand (EiB)“. Das Motto damals lautete: „An Stadtwerken beteiligen, Netze zurückholen, Energiewende umsetzen“. Anlass der Gründung war der anstehende Verkauf der Thüga seitens des Energieriesens E.ON.

Die anfängliche Euphorie wich relativ bald der Enttäuschung, dass konventionell aufgestellte Energieversorgungsunternehmen nur eingeschränktes Interesse haben, interessierte Bürger an Diskussionen und Unternehmensentscheidungen zu beteiligen.

Es ist Michael zu verdanken, dass die Netzkauf EWS EG bereit war, die nach der gescheiterten Thügabeteiligung ohne Geschäftsmodell bald schwächelnde EiB durch Verschmelzung deren Mitglieder aufzunehmen und damit den Genossenschaftsanteilen wieder einen Wert zu geben.

Lieber Michael, Deine menschenfreundliche Art, immer mit einem Lächeln auch auf Andersdenkende zuzugehen und ins Gespräch zu kommen, wird mir fehlen.

Vieles hätte ich mit Dir noch gerne besprochen und geteilt, z.B. die Frage, was Du eigentlich von der Los-Demokratie hältst. Sie wird gerade aktuell als Alternative zur Parteiendemokratie ins Gespräch gebracht wird. Könnte sie vielleicht helfen mit Hilfe der Kooperation über das Zufallsprinzip zusammenkommender Menschen mit ihren unterschiedlichen Einstellungen, Werten und Erfahrungen über den scheinbar unvermeidbaren und immer stärker werdenden Konkurrenzkampf der Parteien im Bundestag hinwegzukommen? Oder sollten wir noch beharrlicher als bisher auf parteiübergreifende Gesetzesinitiativen hinwirken?

Ich bin sicher, Du wirst, wo immer Du uns jetzt bist, wird uns Dein Mut „ins Handeln zu kommen“ auch zukünftig begleiten und unterstützen.

Der Nachruf und die Möglichkeit zu kondolieren findet sich auf der webseite EWS.
https://www.ews-schoenau.de/ews/wir-trauern-um-michael-sladek

P.S.: Vorgeschichte – Wie kommen ein Arzt und ein Gewässerkundler zum Thema Energiewende?

Auslöser für Ursulas und Michael Sladeks „energiewirtschaftliches Leben“ war die Reaktorkatastrophe in Tschernobyl 26. April 1986 um 01:23:44 Uhr. Erst zum ersten Mai-Wochenende sickerte das ganze Ausmaß der Katastrophe in Deutschland bei schönstem Frühlingswetter durch.

Ich kann mich an dieses Wochenende sehr gut erinnern. Zum Wintersemester war ich als Student der Biologie gerade von Darmstadt nach Freiburg gewechselt. Mit Studierenden der Biologie aus anderen Unistädten saßen wir am Katastrophenwochenende in und vor den Räumlichkeiten der ADW (Aktion Dritte Welt) in Freiburg und arbeiteten, damals noch mit Schreibmaschinen und Schere, um eine kritische Broschüre zur Gentechnologie fertig zu stellen. Die Katastrophe wurde zwar auch uns nach und nach bewusst, aber alles stehen und liegen zu lassen, wäre uns nicht in den Sinn gekommen. Und wohin hätten wir auch fliehen sollen vor dem unsichtbaren „Fall out“ der ersten 10 Tage nach dem, wie sich herausstellen sollte, vorhersehbaren „Unfall“.

Für mich als Student mit Schwerpunkt Gewässerkunde hatte 1986 noch eine weitere Katastrophe im Gepäck. Den Brand einer Lagerhalle in Basel am 1. November 1986.  Mit dem abfließenden Löschwasser gelangten rund 30 Tonnen Pflanzenschutzmittel in den Rhein. Es kostete u.a. die gesamte Aalpopulation im Rhein auf einer Länge von 400 km. Ähnlich wie bei der Atomkatastrophe wurden die Wasserwerke rheinabwärts erst am 3. November über das Ausmaß informiert.

Spätestens ab da war mir klar, dass sich vieles ändern muss, um unsere Lebensgrundlagen zu erhalten. Ähnlich muss es Euch, Ursula und Michael, bei der Gründung einer Bürgerinitiative gegangen sein, die fünf Jahre später 1991 in der Gründung der Genossenschaft den Elektrizitätswerken Schönau mündete.

Was ich damals nicht ahnte, war, dass es auch mich mal in die Irrungen energiewirtschaftlicher Fragestellungen führen würde. Aus dem Traum, ein Ökodorf zu gründen, wurde mein Engagement im Stadtteil Vauban in Freiburg. Mit der Konzeption des ersten viergeschossigen Passivhauses mit eigener Biogasanlage nahmen die Fragen der Energiewende gegenüber meinem Engagement zum Schutze des Rheins bis heute einen immer größeren Raum ein.

Strom und Wärme zusammendenken!

Freiburg/Berlin, 2. September 2024.

Klimaschutz im Bundestag (KiB) e.V. legt Abschlussbericht vor zum Projekt „Kommunale sektor- und spartenübergreifende Energieleitplanung (KSSE)“

Der KiB e.V. ruft dazu auf, in einer verbände- und parteiübergreifenden Initiative zusammen mit Praktikern eine Flexibilitätsstrategie zu entwickeln, die zum einen Strom und Wärme umfasst und zum anderen Anreize für Flexibilisierungsmaßnahmen sowohl auf der Angebots- als auch der Nachfrageseite schafft.

Mit der Novelle des Gebäudeenergie­ge­setzes (GEG) und dem neuen Wärme­planungs­ge­setz (WPG) liegt der Fokus auf der Wärmepumpe und nicht mehr auf der Ein­spa­rung von Primärenergie oder der Sanierung der Gebäude­hülle.

Manchen Befragten geht diese Fokussierung auf den Heizungstausch und allein auf erneuerbare Wärme zu weit. Die neue Situation aus Sicht der Praxis zu bewerten, war Gegenstand des Projektes.

„Es fehlen netz- und systemdienliche Signale, die den Anlagenbetreiber vor Ort anzeigen, wann er besser weniger Strom aus dem Stromnetz bezieht, weil es wenig erneuerbaren Strom gibt oder wann er z.B. seine Wärmepumpe betreiben kann, weil es viel Strom aus Sonne und Wind im Netz vor Ort gibt“, sagt Jörg Lange von Klimaschutz im Bundestag.

Bei größeren Gebäuden oder Gebäudenetzen ist laut KSSE-Projekt eine Kombination aus Photovoltaik, Wärmepumpe und Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) ideal. Im Vergleich z.B. mit einer ausschließlichen Wärmeversorgung über eine Wärmepumpe können bei der Kombination von PV, Wärmepumpe und KWK sowohl die Kosten als auch CO2-Emissionen für mindestens die nächsten 10 Jahre in sehr vielen Fällen am niedrigsten gehalten werden. Zukünftig ist sicher zu stellen, dass der Strom, wenn einmal nicht genug Solar- und Windstrom zeitgleich zum Bedarf zur Verfügung stehen (Residuallast), aus dezentralen Speicherkraftwerken kommt, die überwiegend mit erneuerbar erzeugten Brennstoffen wie z.B. Wasserstoff, Biomethan oder Ethanol betrieben werden.

Die umgestaltete BEG-Förderung bewertet bislang nicht, wie viele Emissionen ein Heizungstausch tatsächlich spart. Deshalb sollte die BEG-Förderung am Maßstab der Treibhausgase ausgerichtet werden, so eine Schlussfolgerung aus den KSSE-Projektergebnissen.

Im Rahmen des Projektes wurden

  • rund 339 Personen aus der Praxis der Wärmewende mittels 93 Fragen online befragt,
  • zahlreiche tiefergehende Interviews mit Personen aus ganz unterschiedlichen Praxisbereichen geführt,
  • etwa 70 der zu Beginn 2024 vorliegenden kommunalen Wärmepläne Baden-Württembergs analysiert,
  • zahlreiche Fallbeispiele hinsichtlich Emissionen, Residuallast und Kosten betrachtet sowie
  • die Residuallast aus mathematisch energetischer Sicht analysiert, wie zukünftig der Energiebedarf zu 100% aus erneuerbaren Energien (vorwiegend Sonnen- und Windstrom) gedeckt werden kann.

Die Dokumente (Endbericht, Kurzfassung, Thesen und Teilberichte) zum Projekt liegen auf folgender Projektwebseite zum Herunterladen vor:

https://klimaschutz-im-bundestag.de/ksse/

Eine Zusammenfassung der Thesen und konkreten Vorschläge finden sich in der
Kurzfassung des Endberichtes (pdf, 31 Seiten, 2 MB).

In zwei Webinaren werden die Ergebnisse zur Diskussion gestellt.

Teil I am Donnerstag, den 5.9. um 17 Uhr legt den Schwerpunkt auf die Diskussion der Analyseergebnisse: Ergebnisse aus der Online-Umfrage, den Gesprächen mit Menschen aus der Praxis und Darstellung ausgewählter Fallbeispiele.

Anmeldung zu Teil I unter
https://klimaschutz-im-bundestag.de/civicrm/event/register/?id=89&reset=1

Teil II am Donnerstag, den 12.9. um 17 Uhr legt den Schwerpunkt auf die Diskussion der Anforderungen z.B. an eine Neuordung des Strommarktes und der Netzentgelte, um mehr Flexibilität vor Ort in der Praxis zu ermöglichen.
Anmeldung zu Teil II unter
https://klimaschutz-im-bundestag.de/civicrm/event/register/?id=90&reset=1

KSSE in zehn Thesen

  1. Um die entsprechenden Flexibilitäten vor Ort zu ermöglichen, sollte die kommunale Wärmeplanung zu einer sektor- und spartenübergreifenden Energieleitplanung weiterentwickelt werden.
  2. Die Praxis bei Strom und Wärme folgt derzeit z.B. beim Ausbau von Wärmepumpen oder den Erneuerbaren weder den wissenschaftlichen Szenarien noch der Politik und ihren gesetzlichen Vorgaben.
  3. Die Stromversorgung mit Sonne und Wind unter Einbeziehung der Infrastrukturkosten (für Stromtransport und backup-Kraftwerke der saisonalen Speicherung) kostet aktuell mehr als die fortgesetzte Verbrennung fossiler Brennstoffe, aber um ein vielfaches weniger als das Verfehlen der Klimaziele, wenn die externen Kosten berücksichtigt würden.
  4. Die Kosten für den derzeit geplanten Netzausbau, das Netzengpassmanagement, und den Bau emissionsarmer Residuallastkraftwerke könnten die Netzentgelte mehr als verdoppeln und damit eine sozialverträgliche Wärmewende gefährden.
  5. Lokale (nodale) Signale (Anreize) für mehr Flexibilität vor Ort sind ein Teil der Lösung, um den Ausbau der Stromnetze und der mit grünen Brennstoffen betriebenen Residuallastkraftwerken zu begrenzen.
  6. Biogasanlagen können in der Fläche durch Umbau zu Speicherkraftwerken zur Abdeckung saisonaler Residuallasten ausgebaut werden und gesicherte Leistung bereitstellen.
  7. Bilanzierung, Monitoring, Nachjustierung und Bewertung der Maßnahmen im Gebäudebereich anhand von Treibhausgasen tragen zur Effizienz und zur Einsparung von Treibhausgasen in den nächsten 10-15 Jahren bei.
  8. Die Sanierung der Gebäudehülle ist nur im Rahmen üblicher Sanierungszyklen wirtschaftlich darstellbar. Sie steht im Wettbe­werb zu weiteren technischen (z.B. Nach­justieren, Monitoring) und organisatorischen Maß­nahmen (z.B. gemeinschaftliche Ge­bäude­versorgung).
  9. Ohne Maßnahmen zur Wohnraum­suffizienz und einem dauer­haften Entziehen von Wohnungen aus dem gewinnorientierten Wohnungs­markt (Wiener Modell) werden die Kosten für Wohnraum weiter erheblich steigen und eine energetische Sanierung in vielen Fällen verhindern.
  10. Förderprogramme für die energetische Sanierung sollten an der tatsächlichen Einsparung von Treibhausgasemissionen und in der Höhe an sozialen Kriterien bemessen werden.

Das Projekt wurde gefördert mit Mitteln der Deutschen Bundestiftung Umwelt (DBU-AZ 38842, Laufzeit Mai 2023-August 2024).

Pressekontakt

Dr. Jörg Lange

Klimaschutz im Bundestag e.V.

Alfred-Döblin-Platz 1

79100 Freiburg im Breisgau

Tel.: +49 (0)761 45 89 32 77 |

joerg.lange@klimaschutz-im-bundestag.de

Der Klimaschutz im Bundestag e.V. (ehemals CO2 Abgabe e.V.) ist ein Zusammenschluss von ca. 900 Unternehmen, Verbänden, Kommunen und Einzelpersonen, die sich für wirksame Klimaschutzmaßnahmen einsetzen.

Speichererfordernisse zur Abdeckung der Residuallastdurch Windkraft und Sonnenstrom

Kurzdarstellung der Analyse von unserem Beirat Dr. M. Seelmann-Eggebert.

Die Residuallast (Strom) ist definiert als die verbleibende Stromlast nach Abzug der aktuellen Leistung der nicht regelbaren erneuerbaren Energien (Sonne, Wind, Wasser, Biomasse) von der aktuellen Gesamtlast (Stromverbrauch).

Die Bundesregierung hat das Ziel bis zum Jahr 2030 etwa 80% des Bruttostromverbrauchs im Jahresdurchschnitt durch Erneuerbare Energien zu decken. Bei der Bilanzierung bleibt unberücksichtigt, dass auf Grund der Schwankungen (der sog. Volatilität) von Wind- und Sonnenstrom ein großer Teil des Stroms keine Verwendung findet, weil er zu falschen Zeiten produziert wird. Da im Stromnetz zu jedem Zeitpunkt ein Gleichgewicht zwischen Erzeugung und Verbrauch herrschen muss, wird dieser Strom heute noch weitgehend abgeregelt. Man bezeichnet dies auch als negative Residuallast.

Zu anderen Zeiten reicht das Angebot an Erneuerbarer Energie nicht zur Deckung des Strombedarfs aus und entsprechend muss das Defizit z.B. durch konventionelle Kraftwerke gedeckt werden, die sog. Positive Residuallast.

Die Residualleistung ist über das Jahr sehr unterschiedlich verteilt, abhängig vom Dargebot von den Erneuerbaren, vor allem Sonne und Windstrom. Die vorliegende statistisch mathematische Analyse der Residuallast von Seelmann-Eggebert (2024) untersucht, wieviel Erneuerbaren Strom und welche Speichererfordernisse erforderlich sind, um die Residuallast zu decken. Sie unterteilt die Residuallast dazu in zwei Anteile:

  • den „Interdies“-Anteil, der die Bilanz aus Tagesertrag und Tagesverbrauch widerspiegelt und die saisonale Abhängigkeit einschließt, sowie
  • den „Intradiem“-Anteil, der alle Tageszeiten mit Unterdeckung aufsummiert.

Unter der Vereinfachung, dass übers Jahr genauso viel Strom aus Erneuerbaren erzeugt wie verbraucht wird und sich die Tagesverbräuche relativ gleichmäßig über das Jahr verteilen, ergibt sich folgendes Bild.

Wann immer der Tagesertrag einer Solaranlage den Tagesverbrauch übersteigt, kann der Intradiem-Anteil der Residuallast z.B. vollständig durch Batteriespeicher ausgeglichen werden. Pro kWp installierte Leistung Solar ist dabei eine Kurzzeitspeicherkapazität von etwa 1,5 kWh notwendig.

Werden bei einer reinen Versorgung mit Solarstrom keinerlei Speicher oder Maßnahmen zur Lastverschiebung eingesetzt, so beträgt die Residual­last wegen dem großen Intradiem-Anteil bei bilanziell ausgeglichener Jahres­versorgung mehr als 60%. Kurzzeitspeicher sind in der Lage unter anderem die Nachtlücke auszugleichen und damit den nutzbaren Solarstrom zu verdoppeln!

Da der Wind auch nachts weht, zeigt Windstrom im Gegensatz zum Solarstrom durchschnittlich keine Korrelation mit der Tages­zeit und lediglich schwache saisonale Tendenzen. Grundsätzlich entstehen Unterdeckungssituationen Intradiem in deutlich geringerem Umfang. Bei einer reinen Windkraftversorgung, bei der in der Jahresbilanz genauso viel Windstrom erzeugt wie durch Lasten verbraucht wird, beträgt die Intradiem-Residuallast durchschnittlich etwa 7% und kann schon durch Batterien mit 10% bis 20% Kapazität einer durchschnittlichen Tageslast durchweg überbrückt werden. Über­raschender­weise ist die Interdies-Residuallast von Windkraft ähnlich hoch wie bei der Photo­voltaik. Auch hier können mehr als 30% des Stroms nicht direkt genutzt werden.

Ein selbstversorgendes System muss hinreichend Überschuss für die Produktion von synthetischem Brennstoff für Residuallastkraftwerke produzieren. Abhängig vom Wirkungsgrad für Rückverstromung gibt es einen Minimalwert für den notwendige Überschuss, um über einen Langzeitspeicher (wie z.B. eine Wasserstofferzeugung mit Rückverstromung) die Interdies-Residuallast zu decken. Dieser Minimalwert beträgt ein Vielfaches der Interdies-Residuallast.

Rechenbeispiel: Wieviel Erneuerbaren Strom braucht es, um die Residuallast vollständig über Kurz- und Langzeitspeicher zu decken?

Unter der vereinfachten Annahme, dass sich die Tagesverbräuche relativ gleichmäßig über das Jahr verteilen, braucht es zur Abdeckung eines Strombedarf von z.B. 750 TWh (100%) eine Ertragsmenge von 1014 TWh (135%) aus Windkraft und Sonnenstrom. Dabei können statistisch etwa 662 TWh des Stroms direkt oder über einen Kurzzeitspeicher (Batterie etc.) genutzt werden, der die Tagesschwankungen ausgleicht. Etwa 351 TWh (47%) des Stroms fallen statistisch zu Zeiten an, in denen er nicht genutzt werden kann

Residuallast

Die gesamte Analyse von unserem Beirat Diplom-Physiker Dr. M. Seelmann-Eggebert findet sich hier.

Treibhausgasneutrale Synthetische Brennstoffe

Beitrag zur Eignung der Energieträger Wasserstoff, Methan, Methanol und Ammoniak als saisonale chemische Energiespeicher von unserem Beirat M. Seelmann-Eggebert

Ein grundsätzliches Problem bei der Nutzung von Wasserstoff und daraus abgeleiteter sekundärer Energieträger zur Rückverstromung, liegt darin, dass zur elektrolytischen Herstellung als Energie der Brennwert aufgebracht werden muss, während in konventionellen Kraftwerken ledig­lich der Heizwert genutzt werden kann. Hierdurch reduziert sich in Kraftwerken, deren Wirkungs­grade üblicherweise in Bezug auf den Heizwert angegeben werden, die nutzbare Energie auf 85%. Brennstoffzellen basieren hingegen auf einer wässrigen Lösung, so dass dieses Problem für sie bei der Rückverstromung nicht existiert. Bei Blockheizkraftwerken lässt sich die Kondensationswärme zumindest thermisch nutzen.

Die untersuchten sekundären Energieträger werden alle in Formierungsreaktionen hergestellt, die exotherm verlaufen. Diese Energie steht für die eigentliche Verbrennungsreaktion nicht mehr zur Verfügung. Der damit verbundene (weitere) Energieverlust fällt für Methanol mit 12% am geringsten und für Methan mit 17% am höchsten aus (siehe Tabelle). Dieser Verlust besteht bei direkter Verwendung von Wasserstoff als Brennstoff nicht.

Wasserstoff, Methan und Ammoniak sind Gase, welche in Gasnetzen transportiert werden können. Für Methan kann das bestehende Erdgasnetz direkt weiterverwendet werden. Für Wasserstoff sind zur Vermeidung von Leckage umfängliche Nachbesserungen oder Neuverlegungen vorzunehmen.

Nutzbarkeit bezogen aufHeizwertBrennwert
Wasserstoff H2100%85%
Methan (CH4)83%70%
Methanol (CH3OH)88%75%
Ammoniak (NH3)87%74%
Tabelle zu Heiz- und Brennwerten verschiedener Energieträger bezogen auf Wasserstoff. Zur elektrolytischen Herstellung muss der Brennwert von 7,09 kWh pro Normkubikmeter eingesetzt werden. Als Energieinhalt von Wasserstoff wird der Heizwert angegeben.

Für einen Transport auf Schiffen ist eine hohe Dichte des Energieträgers erforderlich. Gasförmige Substanzen sind daher unter sehr hohem Druck zu verdichten oder durch Abkühlen zu verflüssigen. Der Kühlaufwand ist dabei für Wasserstoff mit Abstand am höchsten. Der Transport von Methan als LNG ist bereits großtechnisch üblich, aber ebenfalls aufwendig. Ammoniak wird hingegen schon bei relativ hohen Temperaturen flüssig und ist in dieser Form gut zu trans­portieren. Methanol ist indessen schon bei Zimmertemperatur flüssig, so dass mit diesem Stoff ein Raumproblem weder für den Transport noch für die Speicherung besteht.

Für die Speicherung von Erdgas existieren in Deutschland große Kavernenspeicher, die unver­ändert für Methan genutzt werden können. Für Methan ergibt sich eine nominelle Speicher­kapazität von 246 TWh, die in einer treibhausgasneutralen Wirtschaft als saisonaler Speicher aus­reichen dürfte. Theoretisch könnten die Kavernenspeicher auch für Wasserstoff genutzt werden, ein Praxistest steht aber noch aus. Wegen der geringen Energiedichte würde der vor­handene Speicher mit Wasserstoff aber nur für 74 TWh ausreichen. Diese Kapazität ist für einen saisonalen Speicher sehr wahrscheinlich zu gering. Dasselbe gilt für Ammoniak, das nur eine un­wesent­lich höhere Energiedichte als Wasserstoff hat.

Eine Energiewirtschaft, die auf Wasserstoff oder Ammoniak basiert, ist treibhausgasneutral, da bei der Verbrennung lediglich Wasser produziert wird. Bei der Verwendung von Methan, Methanol oder andere synthetische kohlenstoffbasierte Energieträger wie Kerosin muss sicher­gestellt sein, dass das zur Synthese verwendete Kohlendioxid aus einem zyklischen Kreislauf stammt. Dies kann entweder durch aufwendige Rückgewinnung von CO2 aus der Atmosphäre oder den Ozeanen oder durch eine dem Verbrennungsprozess direkt nachgelagerte Abschei­dung erreicht werden.

Bis zur Wiederverwendung muss das abgeschiedene CO2 allerdings vor Ort gelagert und/oder zu einer Lagerstätte transportiert werden. Eine treibhausgasneutrale Energiewirtschaft muss zu diesem Zweck für diesen Hilfsstoff zur Herstellung des sekundären Energieträgers eine zu­sätzliche umfängliche Infrastruktur schaffen. Hier ist grüner Ammoniak im Vorteil, denn Ammoniak bedient sich des Hilfsstoffs Stickstoff, der über die Atmosphäre direkt und jederzeit zur Verfügung steht.

Mit der Anwendung der Elektrolyse steht reiner Sauerstoff im großen Maßstab zur Verfügung. Dies ermöglicht den wirtschaftlichen Betrieb von Kraftwerken mit dem Oxyfuel Prinzip und damit die Abscheidung von Kohlendioxid.

Elektro­lyse, Formierungsanlage und Kraftwerk sollten künftig als Gesamtheit und in Verbindung mit Speichermöglichkeiten für die verwendeten chemischen Stoffe konzipiert werden. Dies hat den Vorteil, dass Wasserstoff und Sauerstoff direkt vor Ort weiterverarbeitet werden können. Da beim Betrieb jeder dieser Anlagen große Mengen an Abwärme anfallen, sollten sie an den Ein­speisepunkten von Wärmenetzen platziert werden. Zusammenfassend sprechen viele Argumente für die Verwendung von Methan oder Methanol als Energieträger an Stelle von Wasserstoff. Das setzt allerdings die Bereitschaft voraus, um­fassende Investitionen für eine CO2-Infrastruktur zu tätigen. Netzausbau und Speicheraufbau sind hingegen auch beim Aufbau einer Wasserstoffwirtschaft in ähnlichem, wenn nicht höherem Umfang erforderlich.

Die gesamte Analyse finden sie hier.