Vorwort Die vorliegende Arbeit entstand während meiner Tätigkeit als wissenschaftlicher Angestellter am Fachgebiet „Ver- und Entsorgungssysteme“ der Fakultät Raumplanung, Universität Dortmund. Für seine wertvollen Anregungen während der Themenfindung und die konstruktiv-kritische Betreuung insbesondere im Anfangsstadium meiner Arbeit danke ich Herrn Prof. Dr.-Ing. Ekhart Hahn. Für die entgegenkommende und hilfreiche Unterstützung im weiteren Fortgang des Arbeitsprozesses danke ich besonders Herrn Prof. Dr.-Ing. Hans-Peter Tietz. Mein Dank gilt außerdem Herrn Dr. rer. Pol. Hermann Bömer für die Übernahme der Prüferfunktion. Allen Kolleginnen und Kollegen des Fachgebietes „Ver- und Entsorgungssysteme“ danke ich für das vielfältige Entgegenkommen und die sehr angenehme Arbeitsatmosphäre. Insbesondere möchte ich außerdem meiner Schwester Dagmar Fromme und Karl-Heinz Rusche für die selbstlose organisatorische und persönliche Unterstützung in der aufreibenden Endphase der Arbeit danken. Dortmund, im Februar 2005 Jörg Fromme Inhaltsverzeichnis i Inhaltsverzeichnis Zusammenfassung .................................................................................................................................. 1 1 Erläuterung des Forschungsgegenstands und des Forschungszieles............................... 2 1.1 Forschungsgegenstand ...................................................................................................... 2 1.2 Forschungsziel und Forschungsleitfragen .......................................................................... 5 2 Ansatz und Methodik einer vergleichenden raumbezogenen Analyse von Energiesystemen und Systemkonzepten ........................................................................... 6 2.1 Der Begriff des Raumes und der Raumwirksamkeit........................................................... 7 2.2 Zum Begriff des Stromversorgungssystems – Systemgrenzen und Systemelemente..... 15 2.3 Regenerativ-Energieszenarien und Energiestatistiken als Basis für raumbezogene Analysen von Stromversorgungssystemen ...................................................................... 19 2.3.1 Regenerativ-Energieszenarien als Ausgangspunkt für die raumbezogene Analyse von energiepolitischen Zukunftsvisionen................................................................................. 20 2.3.2 Die verfügbare Datenbasis für die raumbezogene Bestands- und Szenarienanalyse des Stromversorgungssystems der Bundesrepublik Deutschland ................................... 24 2.4 Übersicht über den Aufbau und Ablauf der Analyse......................................................... 27 3 Der Kraftwerks- und Energieträgermix der Stromversorgung der Bundesrepublik Deutschland in der Bestandsanalyse und in ausgewählten Klimaschutz-Szenarien ....... 29 3.1 Bestandsanalyse............................................................................................................... 30 3.1.1 Die Stromnachfrage .......................................................................................................... 30 3.1.2 Kraftwerksbestand und Stromerzeugung ......................................................................... 32 3.1.3 Brennstoffeinsatz zur Stromerzeugung ............................................................................ 37 3.2 Zukunfts-Energiesystem 2050 .......................................................................................... 40 3.2.1 Entwicklung der Stromnachfrage...................................................................................... 40 3.2.2 Entwicklung des Kraftwerksbestands und des Stromerzeugungsmix .............................. 45 3.2.3 Entwicklung des Brennstoffbedarfs zur Stromerzeugung................................................. 48 3.2.4 Zusammenfassende Auswertung der Szenarioergebnisse im Hinblick auf die Auswahl von Szenarien und sachlichen Schwerpunkten für die raumbezogene Analyse ............................................................................................................................. 50 4 Rauminanspruchnahme durch energietechnische Infrastruktur – technologieorientierte Einzelbetrachtung für ausgewählte Stromversorgungssysteme....................................... 53 4.1 Stromerzeugung aus Kernenergie.................................................................................... 53 4.1.1 Überblick über das Gesamt-System ................................................................................. 54 4.1.2 Uranförderung und Uranerzaufbereitung.......................................................................... 58 4.1.3 Konversion ........................................................................................................................ 65 4.1.4 Anreicherung..................................................................................................................... 67 4.1.5 Brennelementherstellung .................................................................................................. 69 4.1.6 Stromerzeugung in Kernkraftwerken ................................................................................ 71 4.1.7 Wiederaufarbeitung und Entsorgung ................................................................................ 73 4.1.8 Flächeninanspruchnahme und räumliche Wirkungspotenziale der Stromerzeugung durch Kernspaltung........................................................................................................... 76 ii Inhaltsverzeichnis 4.2 Stromerzeugung aus Braunkohle ..................................................................................... 79 4.2.1 Überblick über das technische Gesamt-System der Braunkohle-Verstromung ............... 79 4.2.2 Bereitstellung von Braunkohle als Brennstoff zur Stromerzeugung ................................. 80 4.2.3 Stromerzeugung in Braunkohlekraftwerken...................................................................... 84 4.2.4 Flächeninanspruchnahme und räumliche Wirkungspotenziale der Braunkohleverstromung.................................................................................................... 86 4.3 Stromerzeugung aus Steinkohle....................................................................................... 87 4.3.1 Überblick über das technische Gesamt-System der Steinkohle-Verstromung................. 87 4.3.2 Steinkohleförderung und –aufbereitung............................................................................ 88 4.3.3 Stromerzeugung in Steinkohlekraftwerken ....................................................................... 91 4.3.4 Flächeninanspruchnahme und räumliche Wirkungspotenziale der Steinkohleverstromung ..................................................................................................... 93 4.4 Stromerzeugung aus Erdgas ............................................................................................ 95 4.4.1 Überblick über das technische Gesamt-System der Erdgasverstromung........................ 95 4.4.2 Erdgasgewinnung ............................................................................................................. 97 4.4.3 Erdgasaufbereitung......................................................................................................... 103 4.4.4 Erdgastransport und -verteilung...................................................................................... 104 4.4.5 Erdgas-Untertage-Speicher ............................................................................................ 108 4.4.6 Stromerzeugung in Erdgaskraftwerken .......................................................................... 110 4.4.7 Flächeninanspruchnahme und räumliche Wirkungspotenziale der Erdgasverstromung insgesamt........................................................................................................................ 114 4.5 Stromerzeugung aus biogenen Brennstoffen ................................................................. 118 4.5.1 Überblick über das technische Gesamt-System der Verstromung von biogenen Brennstoffen.................................................................................................................... 120 4.5.2 Bereitstellung von biogenen Brennstoffen ...................................................................... 135 4.5.3 Stromerzeugung in Biomasse-Kraftwerken .................................................................... 141 4.5.4 Flächeninanspruchnahme und räumliche Wirkungspotenziale der Stromerzeugung aus Bioenergieträgern..................................................................................................... 151 4.6 Stromerzeugung aus Windenergie ................................................................................. 153 4.6.1 Stand der Windenergienutzung in der Bundesrepublik Deutschland ............................. 153 4.6.2 Der Ausbau der Windenergienutzung in den Regenerativ-Energie-Szenarien des IER und des DLR/WI....................................................................................................... 154 4.6.3 Potenziale zum Ausbau der Onshore-Windenergie-Anlagenkapazitäten ...................... 155 4.6.4 Qualität und Quantität der Flächeninanspruchnahme durch die Onshore- Windenergienutzung ....................................................................................................... 161 4.6.5 Ausbau der Offshore-Windenergienutzung .................................................................... 165 4.6.6 Qualität und Quantität der Flächeninanspruchnahme durch Offshore-Windparks......... 167 4.7 Stromerzeugung aus solarer Strahlungsenergie ............................................................ 170 4.7.1 Stromerzeugung aus Photovoltaik in der Bundesrepublik Deutschland......................... 171 4.7.2 Grosstechnische Stromerzeugung aus Solarenergie in einstrahlungsreichen Regionen zum Import in die Bundesrepublik Deutschland............................................. 176 4.8 Stromerzeugung aus Geothermie................................................................................... 181 4.8.1 Technologie-Varianten einer Stromerzeugung aus Geothermie .................................... 181 Inhaltsverzeichnis iii 4.8.2 Technische Standortpotenziale und Nutzungsrestriktionen ........................................... 183 4.8.3 Flächeninanspruchnahme und räumliche Wirkungspotenziale der Stromerzeugung aus Geothermie .............................................................................................................. 186 5 Zur Raumbedeutsamkeit einer Umgestaltung der Stromversorgung durch Nutzung eines hohen Anteils regenerativer Energien................................................................... 188 5.1 Raumstruktur und Raumansprüche des derzeitigen Stromversorgungssystems .......... 188 5.1.1 Raumstruktur und Raumansprüche der Brennstoffbereitstellung................................... 188 5.1.2 Raumstruktur und Raumansprüche der Stromerzeugung.............................................. 193 5.1.3 Raumstruktur und Raumansprüche der Stromübertragung und -verteilung .................. 199 5.1.4 Raumstruktur des Gesamtsystems der derzeitigen Stromversorgung der Bundesrepublik Deutschland .......................................................................................... 200 5.2 Raumbezogene Wirkungspotenziale einer langfristigen Umgestaltung des Energiesystems............................................................................................................... 206 5.2.1 Gewinnung und Bereitstellung der Basis-Rohstoffe für das Stromversorgungssystem sowie der Einsatzbrennstoffe für die Stromerzeugung......... 206 5.2.2 Überkapazitäten und Kraftwerksauslastung in Abhängigkeit vom Erzeugungsmix und elektrolytischer Wasserstoffproduktion aus regenerativ erzeugtem Strom ............. 212 5.2.3 Raumbezogene Belastungs- und Entlastungspotenziale durch Ersatz und Zubau von Stromerzeugungskapazitäten .................................................................................. 214 5.2.4 Abhängigkeit von siedlungsstrukturellen Voraussetzungen beim Zubau von Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen................................................................................... 221 5.2.5 Ausbau der Netzbetriebsmittel aufgrund vermehrter Leistungstransport- Anforderungen ................................................................................................................ 223 5.3 Einschätzung zukünftiger Aufgaben der Raumplanung im Spannungsfeld zwischen Energiepolitik und nachhaltiger Raumentwicklung ......................................................... 230 6 Verzeichnisse.................................................................................................................. 234 6.1 Literaturverzeichnis......................................................................................................... 234 6.2 Tabellenverzeichnis ........................................................................................................ 264 6.3 Abbildungsverzeichnis .................................................................................................... 268 6.4 Abkürzungsverzeichnis ................................................................................................... 270 Seite 1 Zusammenfassung Die vorliegende Arbeit befasst sich mit Szenarien zum langfristigen Aufbau einer regenerativen Stromversorgung für die Bundesrepublik Deutschland. Betrachtet werden die räumlichen Implikatio- nen einer Umgestaltung des Versorgungssystems, die mit dem Rückbau bestehender und dem Aus- bau neuer Versorgungsinfrastrukturen aus heutiger Sicht voraussichtlich verbunden wären. In die Be- trachtung einbezogen werden die Teilsysteme der Brennstoffbereitstellung, der Stromerzeugung so- wie in Ansätzen auch des Stromtransports. Als wesentlicher Indikator zur Einschätzung der Raumwirkungspotenziale der betrachteten energiepo- litischen Konzepte dient die Qualität und der Umfang der Flächeninanspruchnahme durch die jeweili- gen Infrastruktursysteme. Als Datenbasis für die Analyse werden Regenerativ-Energie-Szenarien ge- nutzt, die im Auftrag der Enquete-Kommission „nachhaltige Energieversorgung im Zeichen von Libe- ralisierung und Globalisierung“ des deutschen Bundestages sowie im Auftrag des Umweltbundesam- tes erstellt und im Jahre 2002 veröffentlicht worden sind. Auf der Basis einer Bestandsaufnahme des derzeitigen Systems der Stromversorgung wird ein Men- gengerüst erstellt, mit dem das Gesamtsystem der derzeitigen Stromversorgung in seinen wesentli- chen Infrastrukturelementen quantitativ beschrieben werden kann. Dieses Datengerüst wird durch eine Auswertung der publizierten Szenarioergebnisse für das Szenario-Zieljahr in vergleichbarer Struktur aufbereitet und der Bestandsaufnahme gegenübergestellt. Anhand dieses Mengengerüstes werden Technologieoptionen zur Stromerzeugung identifiziert, die entweder während des Szenario- Zeitraums in größerem Umfang substituiert oder die neu in das Versorgungssystem intergriert werden müssen. Diese ausgewählten Subsysteme – jeweils bestehend aus Technologien zur Bereitstellung von Einsatzenergien und zur Stromerzeugung - werden im Hinblick auf die Art und den Umfang ihrer Flächeninanspruchnahme beschrieben und dann dem jeweiligen Energienutzen, den das Subsystem zu liefern in der Lage ist, gegenübergestellt. Die Einzelanalysen der Subsysteme werden dann zu- sammengefasst zu einer Gesamteinschätzung der Raumwirkungspotenziale des Stromversorgungs- systems bzw. seiner Umgestaltung, wie sie in den aktuellen Regenerativ-Energie-Szenarien beschrie- ben wird. In einer abschließenden Betrachtung werden neuartige Planungsprobleme und -aufgaben erörtert, die sich im Zusammenhang mit der Implementierung der aktuellen energiepolitischen Leibilder, Ziele und Konzepte ergeben oder ergeben könnten. Es zeigt sich, dass die Energiepolitik sowie deren Formulie- rung, Ausgestaltung und Umsetzung eine Fülle von neuen Fragen auch für die Raumplanung sowohl in ihrer Funktion als Wissenschaft als auch auf der Ebene der Politikberatung und der Planungspraxis implizieren, die bisher erst in Ansätzen erkannt und wahrgenommen werden. Es zeigt sich in diesem Zusammenhang allerdings auch, dass offenbar auf Bundesebene planungsrechtliche Kompetenzen definiert bzw. neu etabliert werden und neue Instrumente sowohl für die raumbezogene Analyse als auch für die Umsetzung der Politikkonzepte erarbeitet werden müssten. Die vorliegende Arbeit liefert eine Diskussionsgrundlage und einen technologieorientierten Quereinstieg für die Raumplanung in diese Debatte. Seite 2 1 Erläuterung des Forschungsgege nstands und des Forschungszieles 1.1 Forschungsgegenstand Energieszenarien sind seit den 70er Jahren ein wichtiges Element der energiewissenschaftlichen, energiewirtschaftlichen und energiepolitischen Auseinandersetzung mit Zukunftsfragen im Bereich der Energieversorgung. Solche Szenarien werden i.d.R.von Technikern und Ökonomen oder Systemwis- senschaftlern erstellt und weiterentwickelt. Aufgrund dieser fachwissenschaftlichen Vorprägung sowie aufgrund bestimmter, methodisch schwer zu integrierender raumwissenschaftlicher Ansätze und Prob- lemstellungen oder aufgrund eines eingeschränkten Erkenntnisinteresses werden räumliche Im- plikationen energiepolitischer Visionen bislang nur sehr am Rande thematisiert. Diese Beschränkung gilt sowohl für die Wissenschaftler, die im Auftrag von Regierungen oder Großunternehmen aus der Versorgungswirtschaft Energieszenarien entwickeln als auch für die Auftraggeber selbst, die sich von der systematischen Darlegung von denkbaren Zukunftsentwicklungen eine Verbesserung ihrer Ent- scheidungsgrundlagen versprechen. Auf der anderen Seite war bisher der Zusammenhang zwischen der Energieversorgung und der Raumentwicklung auch für Raumplaner nur selten ein Gegenstand systematischer wissenschaftlicher Untersuchungen. Erst durch die breitere Thematisierung des globlen Klimaschutzes und der Etablie- rung der Nachhaltigkeit als Leitbild, die oft mit globalen Umweltproblemen wie dem anthropogenen Treibhauseffekt in Zusammenhang gebracht wird, rücken energiepolitische Themen, wenn auch nur vereinzelt, in den Blickpunkt der raumplanerischen Fachdiskussion. Eine zentrale Aufgabe der Raumplanung ist die „Gestaltung von Standortqualität“ (Moser 1985, zit. n. Ricica/Voigt 1998). Auch übergeordnete Zusammenhänge und Problemstellungen betrachtet die Raumplanung daher in erster Linie aus der stand-“örtlichen“ Perspektive. Die Leitvorstellung der nachhaltigen Raumentwicklung lenkt die Aufmerksamkeit auf globale Umwelt- risiken wie z.B. die Gefahren des Klimawandels. Aus der standörtlichen Perspektive betrachtet ergibt sich auch im Zusammenhang mit der Klimaproblematik für die Raumplanung zunächst die Aufgabe, Beeinträchtigungen und Gefährdungen der Standortqualität abzumildern oder abzuwenden. So sind z.B. Hochwasserschutzmaßnahmen zu treffen, um entsprechende Folgewirkungen der Klimaverände- rungen einzudämmen. Gleichzeitig erfordert das Leitbild der nachhaltige Raumentwicklung dem Vor- sorgeprinzip entsprechend aber weitergehende Maßnahmen, die an der Ursache des anthropogenen Treibhauseffektes ansetzen müssen. Die steuernden Eingriffe der Raumplanung in die Raumentwicklung konzentrieren sich qua rechtlicher Kompetenzzuweisung auf die gebiets- und flächenbezogene Ordnung der Bodennutzung. Sie berüh- ren das „Wo“, nicht aber das „Was“ menschlicher Aktivitäten (vgl. dazu u.a. Frenz 2000). Klimagas- emissionen können zwar an ihrem Ursprung einem Standort zugeordnet werden, sind in ihrer Wirkung jedoch global. Insoweit besteht also zunächst offenbar eine Diskrepanz zwischen dem umfassenden Gestaltungsanspruch, der in der Leitvorstellung der nachhaltigen Raumentwicklung zum Ausdruck kommt, und der tatsächlichen fachlichen und formalen, rechtlich-administrativen Gestaltungskompe- tenz der Raumplanung. Seite 3 Anders als in der Raumplanung ist die Klimaschutzproblematik in der Energiepolitik und der „Energie- wissenschaft“ schon seit längerem ein zentrales Thema, auch wenn nach wie vor die sichere und „be- zahlbare“ Energieversorgung als wichtigste Aufgabe der Energiewirtschaft angesehen wird. In der Diskussion um eine zukunftsfähige Entwicklung im Energiesektor steht die Frage, wie die Energiewirt- schaft ihre Versorgungsaufgabe auf lange Sicht aufrecht erhalten und dabei die Klimagasemissionen auf ein tolerierbares Maß zurückführen kann, an erster Stelle. In der Fachdiskussion weitgehend unstrittig ist, dass sich die Energieversorgung angesichts dieser Herausforderung und vor dem Hintergrund begrenzter fossiler Rohstoffvorräte langfristig verstärkt auf die Nutzung erneuerbarer Energien stützen muss. Deren verstärkte Nutzung stößt jedoch auf vielerlei Hemmnisse. Ein wesentliches Problem sind die zurzeit noch hohen „Stückkosten“ pro Nutzeneinheit der regenerativen Energieversorgung, die aus Verbrauchersicht nur über reduzierte Nachfragemen- gen kompensiert werden können, solange nicht technologische Fortschritte und eine breite Marktein- führung die Produktions- und Bereitstellungskosten auf Seiten der regenerativen Energieversorgung merklich gesenkt haben oder sich das Kostenniveau der konventionellen Energieversorgung aufgrund staatlicher Eingriffe und/oder aufgrund von Rohstoffverknappung angeglichen hat. Befürchtet wird weiterhin, daß die „Naturenergien“ die gewohnte Versorgungssicherheit und –qualität, die als ein we- sentlicher Wohlstandsgarant angesehen werden muss, nicht liefern können. Zudem können erneuerbare Energien ihre spezifischen Vorteile (schadstofffreier oder -armer Betrieb, kein Betriebsverbrauch endlicher Ressourcen) vor allem dann ausschöpfen, wenn die Energiewand- lungsketten ausgehend vom regenerativen Energiedargebot bis zur Bereitstellung von Nutzenergie möglichst kurz gehalten werden. Dies begünstigt eine relative räumliche Nähe zwischen den Stand- orten technischer Anlagen zur Energiewandlung und den Standorten der Energienachfrage. Regenerative Energien unterscheiden sich darüber hinaus von konventionellen Energieträgern (fossile Brennstoffe, Kernenergie) durch ihre um ein vielfaches geringere Energiedichte. Aufgrund der damit in ursächlichem Zusammenhang stehenden hohen Flächenbeanspruchung ist die Bedarfsdeckung aus regenerativen Energien mit standortbezogenen Restriktionen verbunden. So demonstriert die tech- nisch und ökonomisch am weitesten fortgeschrittene Windenergienutzung mittlerweile, daß der Ver- such, sich den energiewirtschaftlichen Anforderungen nach dem Prinzip der economy of scale anzu- nähern, bestehende Standortkonflikte und Akzeptanzprobleme tendenziell eher verschärft, anstatt diese aus der Welt zu schaffen. In Anbetracht der Dimensionen und der besonderen Standortanforderungen regenerativer Energien wird die Frage der energie- und klimaschutzpolitischen Strategien und Leitbilder in Teilaspekten zu einer Frage der „Standortqualität“, mit der sich die Raumplanung auseinandersetzen muß. Allerdings befaßt sie sich bislang weniger strategisch-konzeptionell mit Energiefragen, sondern hauptsächlich mit der Absicht der Abwehr von akuten Beeinträchtigungen aus standörtlicher Sicht. Diese Arbeit will eine Grundlage schaffen für eine fundierte Diskussion der Stellung der Raumplanung im Spannungsfeld zwischen aktiver Risikovorsorge im Sinne einer vorbeugenden Ursachenbekämp- fung und reaktiver Abwehr von Beeinträchtigungen der Standortqualität in Bezug auf die Entwicklung im Energiesektor. Zentraler Gegenstand der Untersuchung ist daher die Raumbeanspruchung durch Seite 4 Energiesysteme unter der Prämisse einer zukunftsfähigen Gestaltung der Energiewirtschaft, für die eine weitgehende Einbeziehung erneuerbarer Energien als notwendig vorausgesetzt wird. Stellvertretend für den gesamten Energiesektor steht die Stromversorgung im Zentrum der Arbeit. Dies hat mehrere Gründe: 1. Die Raumbedeutsamkeit vieler Infrastruktureinrichtungen zur Stromversorgung ist offenkundig, Standort- und Trassenplanungen haben vielfach mit Akzeptanzproblemen zu kämpfen. Dies gilt gleichermaßen für etablierte wie auch für neue Technologien (vgl. etwa die Kernenergie- und die Windenergienutzung zur Stromerzeugung). 2. Durch den technischen Fortschritt in den verschiedensten Konsum- und Wirtschaftsbereichen werden ständig neue Stromanwendungen erschlossen. Der Anteil und die Menge der Energie- dienstleistungen, die über die Stromversorgung erbracht werden, nimmt ständig zu. Auch der Strombedarf steigt daher tendenziell, soweit es nicht gelingt, die steigene Nachfrage nach Ener- giedienstleistungen durch steigene Effizienz bei den Stromanwendungen zu kompensieren. 3. Durch neue energie- und umweltpolitische Anforderungen, durch den anstehenden Erneuerungs- bedarf im Kraftwerkspark sowie durch die Änderung des energierechtlichen Ordnungsrahmens im Zuge der Liberalisierung ist eine Umbruchsituation im Stromsektor entstanden, die neue Wei- chenstellungen sowohl erfordert als auch möglich erscheinen lässt. 4. Vor diesem Hintergrund und auf die zahlreichen energiepolitischen Konfliktpunkte der Vergangen- heit beschäftigen sich eine Vielzahl wissenschaftlicher und politischer Publikationen mit dem Stromsektor und seiner zukünftigen Entwicklung, so daß auf eine Fülle von zum großen Teil sehr aktuellem Material zurückgegriffen werden kann. 5. Die Datenlage über die bestehende Infrastrukturausstattung der Stromversorgung ist vergleichs- weise gut, wenn auch durch den zunehmenden Wettbewerb im Strommarkt in den letzten Jahren die traditionell durch private Wirtschaftsverbände beherrschte elektriztätswirtschaftliche Statistik stark eingeschränkt worden ist. Seite 5 1.2 Forschungsziel und Forschungsleitfragen Das Forschungsvorhaben setzt sich mit zwei hauptsächlichen Forschungsleitfragen auseinander. Zunächst soll auf der Basis von aktuellen Energieszenarien systematisch erforscht werden, wie sich ein Stromversorgungssystem, das - bestehende Potenziale zur Verminderung des Primärenergie- und Strombedarfs ausschöpft - fossile Energieträger nur noch in einem klimaverträglichen Umfang einsetzt und - den Restenergiebedarf aus erneuerbaren Energien deckt in seinen räumlichen Dimensionen von dem heute etablierten System unterscheidet. Im zweiten Schritt soll diskutiert werden, wie und in welchem Ausmaß ein weitgehender Umbau des Stromversorgungssystems, wie er in aktuellen Langfrist-Klimaschutzszenarien seinen Ausdruck findet, in die Raumentwicklung insgesamt eingreift und „Standortqualität“ beeinflussen kann. Dabei soll letzt- endlich auch erkennbar werden, ob und in welcher Hinsicht sich durch die politische Umsetzung sol- cher Visionen neue Aufgaben für die Raumplanung ergeben würden. Seite 6 2 Ansatz und Methodik einer vergleich enden raumbezogenen Anal ys e von Energiesystemen und Systemkonzepten Energiesysteme lassen sich aus technischer und ökonomischer Sicht in ihren wichtigsten Merkmalen nahezu vollständig mit Hilfe von quantitativen Grössen beschreiben. Dies gilt auch für viele der uner- wünschten Umweltwirkungen, die beim Betrieb von energietechnischen Anlagen auftreten. Daher bedienen sich alle gebräuchlichen energietechnischen, energiewirtschaftlichen und umweltbezogenen Modelle mathematischer Formalisierungen. Dies kann nur deshalb gelingen, weil diese Modelle von allen Aspekten, die keiner mathematischen Formulierung zugänglich sind, weitgehend abstrahieren. Dies ist für die Fragestellungen, für die diese Modelle üblicherweise entwickelt werden (i.d.R. Verglei- che verschiedener Systemvarianten untereinander bzw. Vergleiche antizipierter Systementwicklungen mit dem Status-Quo in Bezug auf Kosten, Energieverbräuche, Luftschadstoff- bzw. Klimagasemissio- nen), nicht nur förderlich sondern auch notwendig. Im Bereich der Bewertung von Technikalternativen stoßen allerdings quantitative Methoden dann an ihre Grenzen, wenn Vergleichskriterien herangezogen werden sollen, deren Merkmalsausprägungen entweder nicht eindeutig skalierbar sind oder bei denen die Messgrößen sich nicht sinnvoll mathema- tisch miteinander verknüpfen lassen (so stehen z.B. beim Vergleich von fossilen Wärmekraftwerken mit Wasserkraftwerken die verschiedensten Beeinträchtigungen von Fliessgewässern den luftgetra- genen Schadstoffemissionen gegenüber oder sind visuelle Aspekte der Wirkung von technischen An- lagen auf das Landschaftsbild in die Analyse zu integrieren). Es hat sich im energiewissenschaftlichen Sprachgebrauch mittlerweile eingebürgert, solche Aspekte zusammenfassend als „lokale (Umwelt)- Effekte“ zu bezeichnen, um sie von den i.d.R. im Zentrum der Betrachtung stehenden globalen Effek- ten (Klimaveränderungen, Rohstoffverknappung) abzugrenzen. Gerade diese lokalen (und u.U. auch regionalen) Effekte sind exakt der Gegenstand, auf den es bei der Raumanalyse ankommen soll. Kennzeichnend für Raumwirkungen ist deren Vielfalt und Komple- xität. Bei weitem nicht alle für eine raumbezogene Analyse relevanten Aspekte sind in exakten Grös- sen messbar und über quantifizierbare Kriterien und Indikatoren zu beschreiben. Dies gilt auch für die raumbezogene Analyse von Energiesystemen. Das bedeutet, dass für diese Aufgabenstellung eine Mischform aus quantitativen und qualitativen Methoden gefunden werden muss, um dem Analysege- genstand gerecht zu werden. Die Art der Wirkungsfaktoren und Wirkungskategorien, die unter dem Stichwort Raumwirkung zu- sammengefasst sind und die Problemsicht der Energiewissenschaft bringen es mit sich, dass auch die einschlägige Fachliteratur (einschließlich der Energiestatistik) nur sehr spärliche Informationen enthält, die für die räumliche Analyse verwertbar wären. So fehlen in Statistiken, Energiemodellen, Prognosen und Szenarien weitgehend räumliche Differenzierungen, Standortfragen werden kaum thematisiert und nur sehr selten systematisch untersucht (vgl. stellvertretend die systematische Untersuchung der Standortkriterien für Großkraftwerke bei Friedrich 1979 und Volwahsen 1979). Dies hat sich erst in neuerer Zeit in gewisser Hinsicht und in dem Masse geändert, wie regenerative Energien ins Blickfeld der Energiewissenschaft gerückt sind. Ausgelöst durch die Standortgebundenheit und den eher klein- technischen Maßstab regenerativer Energiesysteme wurden auf der Ebene der Potenzialstudien ver- Seite 7 stärkt regional differenzierende Ansätze verfolgt (vgl. z.B. Kaltschmitt/Wiese 1993, Unger et al. 1994, Krewitt/Nitsch 2002, Nitsch et al. 2004). Die räumliche Differenzierung beschränkt sich allerdings ent- weder nach wie vor auf das „Notwendige“, und dient lediglich zur Bilanzierung des Energieangebots, das innerhalb eines bestimmten Untersuchungsgebiets verfügbar ist oder es werden Analysen lokaler Effekte weitgehend auf lokale Umweltaspekte beschränkt (vgl. z.B. Nitsch et al. 2004). Als eine wei- tere Quelle für raumbezogene Daten stehen Ökobilanzen und Prozesskettenanalysen zur Verfügung, die auf der Ebene von Anlagentechnologien u.a. auch die Flächeninanspruchnahme von Energiesys- temen untersuchen (vgl. ETH 1996 und GEMIS 2003). Wenn für Szenarien, die die langfristige Entwicklung von Stromversorgungssystemen beschreiben bzw. für Stromversorgungssysteme selbst räumliche Implikationen analysiert werden sollen, stellt sich die Frage, welche räumlichen Implikationen gemeint sind und mit welchen Methoden diese adäquat zu erfassen sind. Daher soll im Folgenden zunächst der Raumbegriff, der diesen Betrachtungen zugrun- de liegt, und die Methoden für die Analyse räumlicher Implikationen erläutert werden. Weiterhin soll geklärt werden, wie im Rahmen dieser Arbeit Stromversorgungssysteme definiert wer- den und aus welchen für die Analyse räumlicher Implikationen wesentlichen Elementen sie bestehen. Schließlich sollen in diesem Kapitel Energieszenarien im allgemeinen als Analysegegenstand einge- führt werden und des weiteren die Auswahl der zu analysierenden Regenerativ-Energie-Szenarien benannt und begründet werden. 2.1 Der Begriff des Raumes und der Raumwirksamkeit Der Terminus „räumliche Implikation“ wurde für den Titel dieser Arbeit ausgewählt, weil er auf die Am- bivalenz des Raumbegriffs bei isolierter Betrachtung und in Relation zu anderen Phänomenen hin- weist. Auf der begrifflichen Ebene stellt die Raumwirkung ein verbindendes Element dar zwischen dem Raum und allem, was durch Raum beeinflusst wird oder was selbst Raum beeinflusst. Räumliche Implikationen können auch als Wechselwirkungen bezeichnet werden zwischen etwas, das zum Raum in einem äußerlichen Verhältnis steht und dem Raum selbst. Es hat sich eingebürgert, im Pla- nerjargon von „Raumwirkungen“ zu sprechen, ohne dass jeweils immer klar definiert werden würde, was mit diesem Begriff im Einzelfall eigentlich gemeint ist, wenn nicht die Aufzählung von Einzelphä- nomenen als Ersatz für eine klare Begriffsdefinition gelten soll. Der Begriff der Raumwirkung ist min- destens ebenso schillernd wie der Raumbegriff. Er setzt voraus, das der Raum als solcher in der Lage ist, eine Wirkung zu entfalten oder zu empfangen. Grundsätzlich stellt sich dabei die Frage, ob Raumwirkungen Wirkungen bezeichnen, die von außen auf den Raum treffen oder ob Raumwirkun- gen Wirkungen sind, die der Raum auf Objekte außerhalb seiner selbst ausübt. Raum ist also entwe- der als ein Wirkfaktor mit Wirkungsrichtung nach außen oder sein Zustand als Ergebnis einer Wirkung von äußerlichen Eingriffen auf ihn selbst zu betrachten. Beiden Interpretationsmöglichkeiten folgend müsste es etwas geben, was sich als „Nicht-Raum“ bezeichnen liesse. Jeglicher Versuch, die genannten Begriffe mit Inhalt zu füllen, führt schnell zu der Frage nach der De- finition des Raumbegriffs. Denn spätestens in dem Augenblick, in dem es darauf ankommt, Raumwir- kungen zu beschreiben, führt eine fehlende begriffliche Klarheit zu Abgrenzungsproblemen. Eine Er- läuterung dieses Begriffs in dem Begriffsverständnis, das dieser Arbeit zugrunde gelegt werden soll, Seite 8 erscheint auch aufgrund der verwirrenden Vielfalt der in den Raumwissenschaften und der Raumpla- nung verwendeten Raumbegriffe angebracht. Im alltagssprachlichen Verständnis ist der Raum ein Objekt mit einer materiellen Substanz. Räume haben Grenzen und können betreten oder gestaltet werden, können voll oder leer sein. Diesem Beg- riffsverständnis folgt normalerweise auch die planerische Alltagssprache, wenn beispielsweise von Raumnutzungen die Rede ist. Im eher philosophisch geprägten Begriffsverständnis dagegen hat der Raum als solcher keine physische Substanz. Nach Leibniz ist Raum ein „System von Lagerelationen materieller Objekte“ (Leibniz zit. n. Blotevogel 1995). In Erweiterung der obigen Fragestellung nach dem Bedeutungsgehalt des Begriffs Raumwirkung führt der Raumbegriff im Leibniz’schen Sinne dazu, • dass Raumwirkungen entweder als Einwirkungen auf die Lagerelationen materieller Objekte betrachtet werden müssen (also Raumwirkungen verstanden als relative Lageänderungen von Objekten, die durch äußere Wirkkräfte hervorgerufen werden) oder • dass Raumwirkungen unmittelbar erst durch diese Lagerelationen entstehen, also die Einwir- kung im übertragenen Sinne gleichsam „außerhalb des Raums“ auftritt (wenn man von mögli- chen rückkoppelnden Wirkungen auf den Raum absieht). In Anwendung des Leibnitz’schen Raumbegriffs müsste daher zunächst definiert werden, wie und auf was Lagerelationen materieller Objekte potenziell einwirken oder durch was auf sie potenziell einge- wirkt wird. Es wäre also grundsätzlich zu unterscheiden zwischen einem Subjekt, das Wirkungen aus- löst und einem Objekt, das von Wirkungen betroffen ist. Da materielle Objekte, zwischen denen keine Lagerelationen bestehen, ebensowenig vorstellbar sind, wie immaterielle Objekte oder materielle „Nicht-Objekte“, können nur die materiellen Objekte selbst, deren relative Lage Raum bildet, entweder Auslöser oder Betroffene von Raumwirkungen – also Betroffene von Wirkungen der Lagerelationen zwischen ihnen auf sie selbst oder Auslöser von Wirkungen ihrer selbst auf die Lagerelationen zwi- schen ihnen - sein. Da auch Menschen zu den raumbildenden materiellen Objekten gezählt werden müssen, wären zu- nächst sie diejeningen, die entweder als Auslöser oder als Betroffene von Raumwirkungen in Frage kommen. Sie verändern durch ihre Aktivitäten permanent die relative Lage von Objekten und wirken damit nach obiger Definition des Raumbegriffs zugleich auf den Raum, sowie sie auch Veränderungen bewirken, die sie sowohl selbst betreffen können als auch die Objekte, deren Lagerelationen verän- dert worden sind, sie entfalten also durch die Veränderung des Raumes eine dem Raum äußerliche Wirkung. Diese Interpretationen setzen voraus, dass aus der Perspektive eines tatsächlichen oder potenziellen Nutzers, Eigentümers oder Besitzers die Lagerelationen zwischen Objekten einen direkten Einfluss auf ihren Gebrauchswert oder auf ihren ideellen Wert ausüben. Da die Objekte und deren Lageverän- derung die Wirkung dieser Veränderung nur über die (menschliche) Wahrnehmung und gefiltert über menschliche Wertmaßstäbe erfahren, ergibt sich dadurch ein innerer Zusammenhang zwischen sub- jektivem und objektivem Raumbegriff. Seite 9 Zu unterscheiden wäre weiterhin zwischen Wirkungen, die durch die Lagerelationen selbst hervorge- rufen werden von solchen Wirkungen, die entweder unabhängig davon auftreten oder von den Lage- relationen nur marginal beeinflusst werden können. Diese Unterscheidung ist schon deshalb notwen- dig, weil offensichtlich nicht jede beliebige Wirkung durch Veränderung von „Lagerelationen materiel- ler Objekte“ hervorgerufen bzw. vermieden werden kann, auch wenn die Wirkung mit den betreffen- den Objekten und deren Nutzung unmittelbar in einem ursächlichen Zusammenhang steht (z.B. wer- den Treibhausgas-Emissionen und indirekt deren Wirkung zwar durch die Veränderung der relativen Lage eines Kraftfahrzeugs zu beliebigen Objekten am Start- bzw. Zielort einer Fahrt ausgelöst, aber nur dann, wenn für den Fahrzeugantrieb fossile Treibstoffe eingesetzt werden). Mit Bezug zur geographischen Betrachtungsebene (chorisches Raumkonzept) kann Raum vor dem Hintergrund eines dem Leibniz’schen Raumbegriff nahe verwandten Begriffsverständnisses auch als „zwei- oder dreidimensionaler metrischer Ordnungsrahmen erdoberflächlich lokalisierbarer Objekte“ aufgefasst werden (vgl. Blotevogel 1995). Dieser Raumbegriff orientiert sich stark an naturwissen- schaftlichen Denkansätzen. Die Vorstellung des Raums als „metrischer Ordnungsrahmen erdoberflächlich lokalisierbarer Objekte“ scheint mit der Vorstellung einer möglichen Raumwirkung dem ersten Anschein nach nur schwer ver- einbar zu sein. Denn die Anwendung des Begriffs der Raumwirkung auf diesen Raumbegriff führt zu der Konsequenz, dass der metrische Ordnungsrahmen selbst als Gegenstand oder als Auslöser von Einwirkungen zu betrachten wäre. Diese Vorstellung ist zwar nicht völlig abwegig, scheint aber mit einem landläufigen Begriffsverständnis von Raumwirkung kaum vereinbar zu sein. Allerdings verweist dieser Gedanke wiederum auf ein stark subjektiv geprägtes Raumverständnis. Denn der „metrische Ordnungsrahmen“ hat keine materielle Substanz; dieser Auffassung nach entspricht der Raum einem Raster, das uns in die Lage versetzt, unsere räumliche Wahrnehmung einem metrischen Ordnungs- prinzip zu unterwerfen. Eine Veränderung des Ordnungsrahmens selbst ist gleichzusetzen mit einer Veränderung der Wahrnehmung, die unabhängig von Veränderungen im physischen Sinne den „erd- oberflächlich lokalisierbaren Objekten“ allein durch eine Änderung des Betrachtungs-Maßstabs eine andere Wertung zu geben vermag (groß oder klein, weit entfernt oder nahebei). Die Raumwirkung entsteht in diesem Fall in erster Linie subjektiv durch die veränderte Perspektive des (teilnehmenden) Beobachters und wird auch nur für diesen erfahrbar. In der raumplanerisch-planungsjuristischen Fachsprache wird, wie oben bereits angedeutet, der Raumbegriff weit weniger abstrakt sondern sehr viel pragmatischer behandelt. Nach David wird der Begriff „Raumwirksamkeit“ als Synonym zu Begriffen wie „Raumbedeutsamkeit“ oder „Raumrelevanz“ verwandt (vgl. David 1982). Um den Begriff der Raumwirksamkeit aus dieser fachsprachlichen Sicht weiter mit Inhalt zu füllen, soll zunächst hilfsweise auf das Raumordnungsgesetz Bezug genommen werden. Der Begriff der „raumbedeutsamen Planungen und Maßnahmen“ wird in § 3 Nr. 6 ROG wie folgt defi- niert: „Im Sinne dieses Gesetzes sind (...) raumbedeutsame Planungen und Maßnahmen: Planungen ein- schließlich der Raumordnungspläne, Vorhaben und sonstige Maßnahmen, durch die Raum in An- Seite 10 spruch genommen oder die räumliche Entwicklung oder Funktion eines Gebietes beeinflusst wird, einschließlich des Einsatzes der hierfür vorgesehenen öffentlichen Finanzmittel.“ Raumbedeutsam (oder raumwirksam) sind somit Planungen und Maßnahmen, die entweder • Raum beanspruchen und/oder • die Raumentwicklung beeinflussen. Mit der Auffassung des Raums als „System von Lagerelationen materieller Objekte“ lässt sich auch der Begriff der „Raumbeanspruchung“ nicht ohne weiteres in Einklang bringen. Beansprucht durch menschliche Nutzung werden zwar die Objekte selber, nicht jedoch ihre Lagerelationen zueinander. Allerdings werden Lagerelationen durch menschliche Beanspruchung der Objekte unter Umständen beeinflusst. Raumbeeinflussung in diesem Sinne bedeutet Veränderung der Lagerelationen von Ob- jekten. Diese jedoch können – wie bereits dargelegt - einen erheblichen Einfluss auf den Nutzwert der Objekte selbst ausüben und teilweise sogar die zweckentsprechende Nutzung erst ermöglichen oder sie umgekehrt verhindern. Besser geeignet für die Interpretation des Begriffs der Raumbeanspruchung ist die Verknüpfung mit dem Begriff des Raums als „metrischer Ordnungsrahmen erdoberflächlich lokalisierbarer Objekte“. Im Zuge der Raumbeanspruchung wird der Ordnungsrahmen durch Objekte ausgefüllt (Behälterraum) und in wenigstens einer Facette seiner Inanspruchnahme messbar. Der Bezug zur Erdoberfläche, auf der die Objekte lokalisiert sind, verweist auf die Verwandtschaft zwischen Raum und Fläche und zwi- schen Raumbeanspruchung und Flächeninanspruchnahme. Auch der Begriff der Flächeninanspruchnahme ist jedoch bei näherer Betrachtung ein außerordentlich schillernder. Auch hier zeigen sich die definitorischen Schwierigkeiten spätestens bei dem Versuch, die Inanspruchnahme von Erdoberfläche durch menschliche Nutzung einer Analyse zugänglich zu machen, die wissenschaftlichen Ansprüchen genügt. Diese Anforderung muss z.B. bei der Einbezie- hung der Flächeninanspruchnahme als Kriterium im Rahmen von Ökobilanzen erfüllt werden. Für Ökobilanzen wurde daher eine Methodik entwickelt, die die Berücksichtigung der Flächeninanspruch- nahme auch in quantitativer Hinsicht erlaubt. Allerdings unterscheiden sich Ökobilanzen in ihrer Ziel- setzung erheblich von dem hier verfolgten Ansatz. Anders als in Ökobilanzen sollen hier keine Wir- kungen analysiert werden sondern allenfalls Wirkungspotenziale und Wirkfaktoren. Auch fehlt hier die Orientierung auf die ökologischen Wirkungen der Flächeninanspruchnahme, die das ausschließliche Erkenntnisinteresse bei Ökobilanzen darstellen. Zwar sollen in dieser Arbeit die ökologischen Wir- kungspotenziale von Flächeninanspruchnahmen nicht augeblendet werden. Sie erhalten aber keinen höheren Stellenwert als andersgeartete potenzielle Wirkungen wie z.B. auf die Verfügbarkeit und die Wertigkeit von Grund und Boden im Einfluss bestimmter technischer Infrastrukturen. Im folgenden werden in Anlehnung an die Methodik, die im Rahmen des Schweizer Ecoinvent-Pro- jektes entwickelt und angewandt wurde (vgl. ETH 1996), Probleme und Lösungsansätze für die ver- gleichende Erfassung der Flächeninanspruchnahme menschlicher Aktivitäten dargestellt und im Hin- blick auf die Verwendbarkeit im Rahmen dieser Arbeit diskutiert. Zunächst wäre jede Art von Nutzung eigentlich als Flächeninanspruchnahme zu werten. Bei unvoreingenommener Betrachtung könnte also bereits ein Spaziergang durch eine Landschaft ebenso als Flächeninanspruchnahme gelten, wie bei- Seite 11 spielsweise der Erwerb von Nutzungsrechten an Grundstücken und die anschließende Räumung und Abgrabung zum Zweck der Rohstoffgewinnung. Beide Arten der Flächeninanspruchnahme unter- scheiden sich aber so fundamental voneinander, dass es wenig hilfreich erscheint, sie mit einem ge- meinsamen Begriff zu belegen. Dies könnte aber dennoch sinnvoll sein, wenn es gelänge, die relevanten Unterschiede meßbar zu machen, um sie für einen Vergleich und eine Bewertung nach objektiven Kriterien erschließen zu kön- nen. Für eine solche Messung fehlt allerdings ein brauchbarer Maßstab. Der metrische zwei- oder dreidiemensionale Ordnungsrahmen, der sich in Anlehnung an den obigen Raumbegriff zur Messung der Inanspruchnahme von Flächen durch erdoberflächlich lokalisierbare Objekte anzubieten scheint, führt nur wenig weiter. Bereits das oben angeführte Beispiel des Spaziergangs führt zu der Frage, wieviel Fläche denn eigentlich ein Spaziergänger mit seinem Spaziergang in Anspruch genommen hat. Würde etwa die zurückgelegte Wegstrecke gemessen und mit der Hüftbreite des Fußgängers multipliziert, würde das Meßergebnis lediglich eine Aussage über die Flächengröße des in Anspruch genommenen Fußweges erlauben, nicht aber als Maß für die Flächeninanspruchnahme durch den Spaziergänger taugen. Denn dieser kann die Wegstrecke einmal am Tag oder einmal im Jahr zu- rücklegen. Ebenso können außer ihm beliebig viele andere Fußgänger den gleichen Weg benutzen. Einfacher sind Messungen der Fläche möglich, die durch ortsfeste Einrichtungen in Anspruch ge- nommen werden. Immobilien haben ebenso wie ortsfest installierte technische Einrichtungen die Ei- genschaft, ständig auf der Fläche präsent zu sein, solange sie gebraucht werden. Es handelt sich also um eine stationäre Flächeninanspruchnahme. Ein Austausch der jeweiligen baulichen oder techni- schen Anlage durch eine jeweils andere, die den gleichen Zweck erfüllt oder die Verlagerung der je- weiligen Anlage an einen anderen Ort ändert nichts an dem Umfang der Flächeninanspruchnahme und ihrem stationären Charakter. Wichtig ist nur, das Maß der in Anspruch genommenen Fläche ei- nem klar definierten Nutzen gegenüber zu stellen, um eine Vergleichbarkeit herzustellen. Auf diese Weise läßt sich dann beispielsweise das Ausmaß der für die Wohnnutzung in Anspruch genommenen Fläche als „m2 Wohn- bzw. Siedlungsfläche pro Wohneinheit“ oder „pro Bewohner“ bestimmen. Ebenso könnte im Beispiel des Fußgängers verfahren werden. Die Fläche des Fußweges entspre- chend der zurückgelegten Wegstrecke wird zur Personenzahl und der Zeitdauer der Inanspruch- nahme in Beziehung gesetzt, so dass eine Meßgröße in der Form „m2/Person/Tag“ zur Anwendung kommt. Diese Vorgehensweise hat aber den gravierenden Nachteil, dass aufgrund des unterschiedli- chen Maßstabs die Vergleichbarkeit zwischen der Flächeninanspruchnahmedauer im Beispiel des Fußgängers zur Flächeninanspruchnahme für die Wohnnutzung nicht mehr ohne weiteres gegeben ist. Während die Flächeninanspruchnahmedauer durch den Fußgänger eine Flussgröße darstellt, handelt es sich bei der Flächeninanspruchnahme durch die Wohnnutzung um eine Bestandsgröße (vgl. ETH 1996). Deshalb lassen sich diese beiden Größen nicht miteinander verrechnen. Es ist dem- nach nicht möglich, anhand der obigen Meßgrößen festzustellen, ob ein Fußgänger, der eine große Wohnfläche beansprucht, jedoch nur kurze Wege zurücklegt, mehr oder weniger Fläche beansprucht, als ein Autofahrer mit kleiner Wohnfläche und langen Fahrstrecken. Die Flächeninanspruchnahmen, die Flußgrößen darstellen, können im Gegensatz zu den stationären Inanspruchnahmen als instationär bezeichnet werden. Instationäre Flächeninanspruchnahmen unter- Seite 12 scheiden sich von stationären grundsätzlich dadurch, dass sie anders als stationäre Flächen- inanspruchnahmen keine fest umrissene Fläche an einem Standort dauerhaft in Anspruch nehmen. Dies liegt darin begründet, weil sich bedingt durch den Charakter der Inanspruchnahme der ange- strebte Nutzen nur durch Fortbewegung, also durch permanente Standortverlagerung erzielen lässt. Es findet also in gewissem Sinne ein „Verbrauch“ des Nutzens der in Anspruch genommenen Fläche statt, der zur Fortbewegung zwingt. Um stationäre und instationäre Flächeninanspruchnahmen miteinander vergleichen zu können, kann auch die stationäre Nutzung als Flächeninanspruchnahme in Fom einer Flächenbelegung mit Bau- werken und sonstigen ortsfest installierten Anlagen wie eine Flussgröße gemessen werden, indem der gesamte Lebenszyklus des jeweiligen Objektes, das die Fläche belegt, in die Betrachtung einbezogen wird. Jedes Gebäude durchläuft eine Errichtungs- Nutzungs- und Abbruchphase, so dass der Nutzen, der aus dem Gebäude gezogen werden kann, zeitlich befristet ist. Deshalb kann, ebenso wie im Bei- spiel der Flächeninanspruchnahme des Fußgängers gezeigt, der Nutzung des Wohngebäudes (bzw. des Wohngrundstücks) eine zeitliche Befristung unterstellt werden, so dass sich eine Beziehung in der Form „m2 Wohnfläche pro Einwohner und Jahr“ ergibt. Die Einbeziehung der Zeitdauer trägt dem Um- stand Rechnung, dass insgesamt die Flächeninanspruchnahme länger dauert als die Nutzung der Wohnung, da vor dem Einzug das Haus gebaut und nach Ablauf der technischen bzw. wirtschaftlichen Nutzungsdauer abgerissen werden muss, bevor das Grundstück für eine Folgenutzung wieder zur Verfügung steht (vgl. ETH 1996). Diese Vorgehensweise löst das Vergleichbarkeitsproblem aber nicht wirklich, da oftmals die tatsächli- che Nutzung von Immobilien oder ortsfest installierten Anlagen länger dauert als die übliche techni- sche oder wirtschaftliche Lebensdauer und z.B. Gebäude ständig während der Nutzungsphase er- neuert und über mehrere Zyklen ständig genutzt werden, so dass die Vergleichbarkeit zwischen Flä- cheninanspruchnahmen, die bezogen auf einen Standort grundsätzlich befristeter Natur sind und demnach ständig ihren Standort verlagern müssen, mit stationären Flächeninanspruchnahmen auf diese Weise nicht hergestellt werden kann. Etwas einfacher gestaltet sich dieser Vergleich zwischen Fluss- und Bestandsgrößen, wenn der Nut- zen, der jeweils aus einer stationären und instationären Flächeninanspruchnahme gezogen wird, mit- einander verknüpft ist, wenn also die instationäre Flächeninanspruchnahme Produkte hervorbringt, die die stationäre Flächeninanspruchnahme als Vorprodukte benötigt, um ihrerseits ein für den End- verbrauch bestimmtes Produkt herzustellen. Voraussetzung ist weiter, dass der Nutzen des Vor- und des Endproduktes jeweils meß- und skalierbar ist. In dem Fall kann die pro Zeiteinheit in Anspruch genommene Fläche für die Erzeugung des Vorprodukts auf das Endprodukt, für das ebenfalls eine in der gleichen Zeiteinheit hergestellte Produktionsmenge angegeben werden kann, bezogen werden, und mit der gemeinsamen Einheit „Fläche pro Nutzen des Endprodukts pro Zeiteinheit“ verrechnet werden, obwohl für die Herstellung des Endprodukts eine Immobilie, also eine ortsfest installierte Fab- rik auf einem Fabrikgelände in Anspruch genommen wird, während das Vorprodukt, also z.B. ein be- liebiger, auf der jeweiligen Fläche in nur endlicher Menge verfügbarer Rohstoff, durch instationäre Flächeninanspruchnahme gewonnen wird. Seite 13 Da diese Voraussetzungen für Flächeninanspruchnahmen im Energiebereich durchweg gegeben sind, lassen sich Flächeninanspruchnahmen in ihrer metrischen Größe auf die geschilderte Weise rechne- risch ermitteln und aufeinander beziehen. Den bisherigen Überlegungen nach zu urteilen scheint es also zu genügen, die Flächeninanspruchnahme und damit auch die Raumbeanspruchung dadurch zu erfassen, dass lediglich die Größe der jeweils beanspruchten Erdoberfläche gemessen und dann ei- nem durch die Flächeninanspruchnahme zu erzielenden Nutzen pro Zeiteinheit gegenüber gestellt wird. Allerdings werden dadurch einige wichtige Aspekte der Raumbeanspruchung und der Raumbe- einflussung außer Acht gelassen. Zunächst einmal ist die Lage der Flächen, die in Anspruch genom- men werden, in Relation zu anderen Objekten auf diese Weise nicht berücksichtigt. Es ist jedoch bei gleicher mengenmäßigen Flächeninanspruchnahme die Raumbeeinflussung beispielsweise durch eine technische Anlage, die Luftschadstoffe oder Lärm emittiert, mit Standort in einem Kurgebiet oder in unmittelbarer Nähe zu einem solchen anders zu bewerten als die Raumbeeinflussung durch die- selbe Anlage in einem Industriegebiet. Daher können Untersuchungen zur Raumbeeinflussung durch Flächeninanspruchnahmen streng genommen nur standortbezogen in einer Einzelfallbetrachtung durchgeführt werden. Dies ist ja aus diesem Grunde auch im Rahmen von Raumordnungs-, Geneh- migungs- und Planfeststellungsverfahren so vorgesehen. Andererseits soll hier nach Möglichkeiten gesucht werden, auch losgelöst von konkreten örtlichen Situationen Raumwirkungspotenziale technischer Entwicklungsperspektiven zu beleuchten. Dazu muß der Einfluß örtlich konkreter Lagebeziehungen, die im Einzelfall u.a. Gegenstand der Prüfung der Raumwirkung wären, erfasst werden durch generalisierende Betrachtungen über die Randbedingun- gen und Zwänge bzw. die wirtschaftlichen Präferenzen für die Standortwahl von den technischen Ein- richtungen, deren Raumwirkungspotenzial untersucht werden soll. Lassen sich solche Standortkrite- rien nicht klar definieren, kann davon ausgegangen werden, dass die betreffende Nutzung im Wege von Planungs- und Genehmigungsverfahren an Standorte gedrängt wird, wo Lagebeziehungen zu anderen Objekten nicht in entscheidendem Maße zu unerwünschten Wirkungen führen. Ein weiterer Aspekt, der nicht durch die metrische Größe der in Anspruch genommenen Flächen er- fasst werden kann, ist die Art und Intensität der Flächeninanspruchnahme. Unterschiede in dieser Hinsicht können die Vergleichbarkeit zwischen Flächeninanspruchnahmen erheblich erschweren. Da- her müssen auch hierfür wenigstens grobe Abstufungen in der Art der Flächeninanspruchnahme ge- funden werden, die dieses Problem minimieren. Miteinander verglichen werden können dann nur Flä- cheninanspruchnahmen der gleichen Kategorie. Zu den hier als relevant erachteten Kriterien für die Kategorisierung der Art der Flächeninanspruchnahme zählt vor allem die Zugänglichkeit der in An- spruch genommenen Flächen für Dritte, die an der Flächeninanspruchnahme, die analaysiert werden soll, nicht partizipieren. Die geringste Zugänglichkeit ist dann gegeben, wenn die in Anspruch genom- mene Fläche als Betriebsgelände von den benachbarten Flächen abgegrenzt ist. Eine weniger restrik- tive Beanspruchung liegt vor, wenn bestimmte Nutzungen Dritter ausgeschlossen oder eingeschränkt sind. Eine weiterere wichtige Art der Flächeninanspruchnahme ist die indirekte Einwirkung auf be- nachbarte Nutzungen durch Lärm, Sichtbeziehungen und Verschattungen etc. Diese Art der Flächen- inanspruchnahme entzieht sich losgelöst vom Einzelfall einer Quantifizierung. Sie kann daher nur qualitativ in ihrer generellen Ausprägung als Charakteristikum, das einer bestimmten Nutzungsart generell zu Eigen ist, beschrieben werden. Seite 14 Zusammfassend können folgende raumrelevante Wirkfaktoren anthropogener Flächennutzungen be- nannt werden, die im Rahmen dieser Arbeit betrachtet werden: • Flächeninanspruchnahme nach metrischer Flächengröße und nach Zugänglichkeit der in An- spruch genommenen Flächen für Dritte, • Potenzielle indirekte Wirkungen der Flächeninanspruchnahme nach Art und Intensität auf be- nachbarte Nutzungen, • Lagebeziehungen zu den übrigen Flächennutzungen/Objekten (zwingende Standortvoraus- setzungen oder Standortauswahlkriterien bei zukünftigen Flächennutzungen), • Anzahl, Verteilung und Dichte der Raum beanspruchenden Nutzungen. Seite 15 2.2 Zum Begriff des Stromversorgungssystems – Systemgrenzen und Sys- temelemente Ein System ist definiert als ein intergriertes Ganzes bestehend aus einer Menge von Einzelelementen, die untereinander in Beziehung stehen und nach bestimmten Regeln interagieren (vgl. POLIS 2003). Der Systembegriff ist anwendbar sowohl auf technische Gebilde und Strukturen als auch auf gesell- schaftliche Phänomene. In dieser Arbeit soll das technische System der Stromversorgung, also das Stromversorgungssystem, im Vordergrund der Betrachtungen stehen. Das Stromversorgungssystem ist ein Subsystem des E- nergiesystems, und zwar begrifflich gedeutet in Anlehnung an den üblicherweise in Energieszenarien verwendeten Energiesystembegriff. Vom Energiesystem bzw. Stromversorgungssystem muß der Energiesektor bzw. der Stromversor- gungssektor begrifflich unterschieden werden. Der Begriff „Energiesektor“ bezeichnet hier in erster Linie in Abgrenzung zu fachübergreifenden politischen Ansätzen (vor allem der Raumordnungs-, Re- gional- oder Stadtentwicklungspolitik) ein sektorales Politikfeld. Eine Betrachtung des Energiesektors muß „das gesamte, sich aus Angebots- und Nachfrageseite zusammensetzende System verschiedener Akteure umfassen: die Förderung, Umwandlung, Trans- port und Bereitstellung von Energie durchführende Energiewirtschaft; die Hersteller und Anbieter von Techniken und Verfahren zur Energieumwandlung sowie von energieverbrauchenden Geräten und Anlagen; Handwerk und andere Dienstleister als Anbieter von energiebezogenen Dienstleistungen sowie die privaten und gewerblichen Energienutzer“ (vgl. Kopfmüller et al. 2000, ebenso Prognos 1998). In Abgrenzung zum Begriff des Energiesektors bezeichnet der Begriff „Energiesystem“ die Gesamtheit der technischen Infrastruktureinrichtungen sowie der Energierohstoffe und der nicht-stofflichen Ener- giequellen, die zur Bereitstellung aller Energiedienstleistungen einer räumlichen Einheit (der Weltwirt- schaft, einer Volkswirtschaft, einer Region, einer Gemeinde, eines Einzelverbrauchers) eingesetzt werden (vgl. auch Forum für Zukunftsenergien 1997; ebenso ETH 1995). Unter dem Begriff „Energiesystem“ kann außerdem auch die Gesamtheit aller technischen Einrichtun- gen und Vorkehrungen zur Bereitstellung von Energie bezogen auf eine bestimmte Energiedienst- leistung (z.B. Schaffung eines behaglichen Innenraumklimas) oder eine bestimmte Energieform ver- standen werden. Beide Definitionen werden in der Literatur gleichermaßen verwendet, wobei sich der jeweilige Bedeutungsgehalt aus dem Kontext der Begriffsverwendung ergibt (vgl. z.B. Forum für Zu- kunftsenergien). In letzterem Sinne lässt sich auch das Stromversorgungssystem als Teilelement des Energiesystems betrachten, das jedoch in gewisser Hinsicht auch als eigenständiges System be- trachtet wird. Zur Eingrenzung des Umfangs und aus Gründen der Datenverfügbarkeit sollen im Rahmen dieser Arbeit aber nur solche Systemelemente betrachtet werden, die durch das Mass ihrer Raumbeanspru- chung von der räumliche Planung unmittelbar wahrgenommen werden (also entweder als eigene Nut- zungskategorie aus dem Bereich der Versorgungswirtschaft oder als raumbedeutsame Nebenanlage im Zusammenhang mit einer Nutzung außerhalb der Versorgungswirtschaft). Seite 16 Von dem Begriffspaar „Energiesektor“ und „Energiesystem“ soll hier der Bereich der energiepoliti- schen Instrumente, Maßnahmen und Strategien abgegrenzt werden. In diesem Sinne sind Maßnah- men zur gezielten Veränderung der politischen Rahmenbedingungen für den Energiesektor (Steuern, Abgaben, ordnungsrechtliche Verfügungen etc.) möglicher Bestandteil von Strategien, mit denen der Aufbau wünschenswerter zukünftiger Energiesysteme angestrebt wird (vgl. Forum für Zukunftsener- gien 1997, S. 18). Stromversorgungssysteme werden im Rahmen dieser Arbeit anhand ihrer physischen Elemente ana- lysiert und strukturiert. Konstituierende Elemente von Energiesystemen allgemein sind Anlagen und Aktivitäten. Als „Anlagen“ werden alle ortsfest installierten technischen Einrichtungen bezeichnet, so- weit diese dem Energiesystem zugeordnet werden können, während mit dem Begriff „Aktivität“ eine Landnutzung angesprochen wird, die ohne ortsfeste Anlagen auskommt (also z.B. die energiewirt- schaftliche Gewinnung von Bodenschätzen bzw. energiewirtschaftlich motivierte land- und forstwirt- schaftliche Bodennutzungen). Als Elemente des Energiesystems werden alle Anlagen und Aktivitäten angesehen, deren wesentlicher Zweck in der Gewinnung, Umwandlung, Speicherung und dem Trans- port von Energieträgern bzw. Energieströmen liegt. Als Anlagen werden in dieser Arbeit betriebliche Einheiten bezeichnet, die für sich genommen jeweils ein System bezogen auf eine bestimmte durch die betriebliche Einheit abgegrenzte Versorgungsauf- gabe bilden. So werden z.B. Kraftwerke, die auf der betrieblichen Ebene als Stromerzeugungssystem bezeichnet werden können, aus Systemkomponenten wie Dampferzeuger, Turbine oder Generator etc. zusammengesetzt und bilden im Sinne dieser Arbeit als Ganzes eine Anlage, die ihrerseits wie- derum ein Element des Systems der Stromversorgung darstellt. Stromversorgungssysteme lassen sich in die Subsysteme Brennstoff- bzw. Primärenergiebereitstel- lung, Stromerzeugung, Stromtransport und Stromverteilung unterteilen. Diese Untergliederung ist deshalb sinnvoll, weil jedes Teilsystem aus spezifischen Infrastrukturelementen (Umwandlungsanla- gen, Speicher, Netze) besteht, eigene Abnahmestrukturen herausgebildet hat und i.d.R. gleichzeitig durch eigene Subsektoren oder Sparten der Versorgungswirtschaft unterhalten wird (so z.B. die Elekt- rizitätswirtschaft, die Gaswirtschaft oder die Kohlenwirtschaft). Zudem lassen sich auch Systeme, die stark durch regenerative Energienutzung geprägt sind, nach diesem Muster untergliedern. Systeme zur Stromversorgung können nicht völlig isoliert analysiert werden. Einerseits sind sie in we- sentlichem Umfang über die Nachfrage nach Brennstoffen mit dem System der Brennstoffversorgung und andererseits über die Kraft-Wärme-Kopplung mit Systemen zur Wärmebereitstellung verknüpft. Diese Querverbindungen und die Wechselwirkungen des Stromversorgungssystems mit dem jeweils benachbarten Systeme müssen beachtet und in die Analyse einbezogen werden. Im Rahmen dieser Arbeit wird diese Anforderung für den Bereich der Brennstoffbereitstellung uneingeschränkt erfüllt. Die Grenze zu dem Sub-Energiesystem „Wärmeversorgung“ bleibt jedoch unscharf, eine Trennung zwi- schen Wirkungen des Stromversorgungssystems von Wirkungen der Wärmeversorgung wird im Rah- men dieser Arbeit bezogen auf Kraft-Wärme-Kopplungssysteme nicht vollzogen. Insofern wird eine gewisse Ungenauigkeit der Ergebnisse in Kauf genommen. Dies scheint angesichts der ohnehin nur unvollständigen Quantifizierbarkeit der raumbezogenen Wirkungspotenziale von Energiesystemen vertretbar. Zwar stehen Methoden zur Allokation von Umweltwirkungen bzw. von Umweltwirkfaktoren Seite 17 aus dem Instrumentarium der Ökobilanz zur Verfügung. Allerdings erfordert die Anwendung dieser Methodik nicht nur eindeutig definierte quantitative Größen sondern auch die Definition einer Refe- renz-Wärmeversorgung, für die wiederum die Wirkungen bzw. das Wirkungspotenziale gleicher Kate- gorie quantitativ erfasst und beschrieben werden müsste. Zudem – und hierin liegt die Hauptschwie- rigkeit – müsste dieser Arbeitsschritt bezogen auf die Wärmeversorgung nicht nur für den Bestand sondern auch für Zukunftsenergiesysteme entsprechend der untersuchten Szenarien bezogen auf das Zieljahr vollzogen werden, wozu die publizierten Szenario-Beschreibungen noch weitaus weniger Ba- sis-Daten liefern, als für die Stromversorgung. Auf regenerative Energien gestützte Systeme zur Stromerzeugung benötigen aufgrund ihrer potenzi- albedingt hohen Beiträge fluktuierender Energien ein Back-up-System, um die gewünschte Versor- gungssicherheit aufrecht erhalten zu können. Die Gestaltung von Back-up-Systemen hängt vom Ge- samtkonzept des Energiesystems ab. Dieses kann entweder aus fossil oder nuklear befeuerten Groß- kraftwerken oder seinerseits zu einem großen Teil aus Anlagen zur Nutzung regenerativer Energien - eventuell ergänzt um dezentrale fossil-befeuerte Anlagen - bestehen. Auch hier hängen die Ergeb- nisse vergleichender Analysen von der Strukturierung des Gesamtsystems ab, in das die einzelnen Anlagenarten integriert sind. Im Rahmen von Öko-Bilanzen werden Energiesysteme nicht nur bezogen auf ihre Betriebsphase son- dern über ihren gesamten „Lebenszyklus“ bilanziert. Öko-Bilanzen werden deshalb auch als „Life- Cycle-Analysis“ (LCA) bezeichnet (vgl. ETH 1996). Der „Lebenszyklus“ eines Produkts oder eines technischen Systems umfasst neben der Betriebs- oder Nutzungsphase außerdem auch die Herstel- lung und die Entsorgung bzw. den Prozess der Wiederverwertung. Erst mit dieser Erweiterung des Analyserahmens ist die Möglichkeit eröffnet, brennstoffbasierte Systeme (z.B. Kohlekraftwerke) mit Systemen, die ohne eine Brennstoffnutzung auskommen (z.B. Photovoltaik-Anlagen), in Bezug auf ihren spezifischen Ressourceninanspruchnahme (z.B. nicht erneuerbare Rohstoffe oder auch Fläche) und ihre Umweltwirkungen miteinander zu vergleichen. Die indirekten Aufwendungen sind bei nicht- brennstoffgeführten regenerativen Energieanlagen bezogen auf den Energieoutput im Vergleich zu konventionellen Energieanlagen besonders hoch (vgl. Kaltschmitt/Wiese 1997). Die Bereitstellung von Energie, Stoffen und technischen Einrichtungen, die erforderlich ist, um Energieanlagen herzustellen oder zu entsorgen, kann ebenso raumwirksam sein, wie die energietechnische Infrastruktur selber und kann deshalb bei der vergleichenden Analyse von Energiesystemen nicht von vornherein vernachläs- sigt werden. Um dem Anspruch der Vollständigkeit zu genügen, wäre es im Rahmen dieser Arbeit deshalb eigent- lich erforderlich, analog zu der Vorgehensweise bei Öko-Bilanzen auch die Raumwirkungspotenziale, die durch die Herstellung und Entsorgung technischer Anlagen bestehen, in die Analyse mit einzube- ziehen. Da aber im Rahmen dieser Arbeit vor allem auch langfristige Entwicklungsperspektiven be- trachtet werden sollen und Prognosen bzw. Szenarien zur Entwicklung der Technologien zur Gewin- nung und Herstellung von Basisrohstoffen und technischen Anlagen mit den dann außerdem auch benötigten Daten zur Flächeninanspruchnahme nicht vorliegen und auch im Rahmen dieser Arbeit nicht generiert werden können, wird aufgrund der ohnehin schon sehr hohen Komplexität des Ge- Seite 18 genstands jedoch darauf weitgehend verzichtet und an geeigneter Stelle lediglich auf entsprechende Zusammenhänge und Literaturquellen verwiesen. Im Zentrum der Analyse steht somit die energietechnische Infrastruktur, die unmittelbar zur Stromver- sorgung bzw. zur Primärenergiebereitstellung in Verbindung mit der Stromerzeugung dient. Damit bleibt „graue Energie“ ebenso wie „graue Infrastruktur“ unberücksichtigt, die zur Herstellung von Anla- gen des Stromversorgungssystems benötigt wird. Betrachtet werden z.B. ausschließlich direkte Flä- cheninanspruchnahmen von Infrastrukturen der Stromversorgung einschließlich der Flächen- inanspruchnahmen für die Bereitstellung der Primärenergien, die zum Betrieb der Anlagen erforderlich sind. Flächen für die Produktion der Anlagen oder für die Bereitstellung von Baumaterialien zur Er- richtung der Anlagen werden nicht bilanziert. Um die Funktionfähigkeit eines Energiesystems gewährleisten zu können, sind , wie bereits angedeutet, vielfältige Transportdienstleistungen zu erbringen. Für einen erheblichen Anteil dieser Transporte werden Einrichtungen des öffentlichen Verkehrssektors genutzt, die ihrerseits raumbedeutsam sind, die jedoch nicht direkt dem Energiesystem zugeordnet werden können1. Eine Allokation der Nutzens der Verkehrsinfrastruktur ist vor allem dann problematisch, wenn Einrichtungen der allgemeinen Verkehrsinfrastruktur betroffen sind und der Anteil des Stromversorgungssystems am Bedarf für den Aufbau dieser Infrastruktureinrichtungen ermittelt werden soll. Hinweise können allenfalls in der Bestandsanalyse über die Mengenanteile transportierter Güter gegeben werden. Abschätzungen zur zukünftigen Entwicklung der Güterverkehrsleistungen sind jedoch mit grossen Unsicherheiten behaftet und überschreiten daher die Grenze des Machbaren im Rahmen dieser Arbeit. Zusätzlich fallen in der Betriebsphase von energietechnischen Anlagen ebenso wie in der Folge von sonstigen Flächennutzungen, die der Sphäre der Energiewirtschaft zuzuordnen sind, Reststoffe an, die nicht vollständig durch die Verursacher selbst entsorgt werden können, sondern in einer relvanten Größenordnung in den Verantwortungsbereich der öffentlichen Entsorgung übergeben werden müssen. Auch die Einrichtungen der öffentlichen Entsorgungsinfrastruktur sind nicht dem Energiesystem zuzuordnen, obwohl sie von diesem mitgenutzt werden. Da sich die einzelnen Typen energietechnischer Anlagen und Aktivitäten sowohl hinsichtlich des Reststoffaufkommens als auch hinsichtlich der durch sie induzierten Transportleistungen erheblich unterscheiden und die in diesem Zusammenhang indirekt induzierte Raumwirkung nicht ohne weiteres vernachlässigt werden kann, müsste unter dem Gesichtspunkt der Vollständigkeit die räumliche Analyse der Energiesysteme diese Faktoren in adäquater Weise mitberücksichtigen. Auch hier gilt, dass allenfalls Mengenanteile des Energiesystems an den insgesamt durch die Abfall- und Abwasserwirtschaft zu entsorgenden Stoffen abgeschätzt werden können, dies allerdings höchstens im Rahmen der Bestandsaufnahme, nicht jedoch für die zukünftige Entwicklung des Energiesystems. Daher wird auch dieser Aspekt im Rahmen der vorliegenden Arbeit eher qualitativ beschreibend behandelt. 1 So hatte z.B. die Energiewirtschaft einen erheblichen Einfluss auf den Ausbau der Wasserstrassen zur Nutzung für den Kohletransport mit Binnnenschiffen ab dem 19. Jahrhundert im Ruhrgebiet. Seite 19 Alle untersuchungsrelevanten Elemente des Stromversorgungssystems beziehen sich auf die Bun- desrepublik Deutschland als zu versorgende räumliche Einheit. Dabei wird nur die Nachfrage zugrun- de gelegt, die innerhalb der Grenzen der Bundesrepublik Deutschland entsteht. Versorgungsseitig wird das Energiesystem (allerdings mengenmäßig bezogen auf die Deckung dieser Nachfrage) jedoch in seiner gesamten geographischen Ausdehnung analysiert, so daß auch internationale Bezüge von Energieträgern als Bestandteil des Gesamtsystems betrachtet werden, soweit die importierten Ener- gieträger zur inländischen Bedarfsdeckung genutzt werden. Datengrundlage für die Beschreibung des heutigen Energiesystems ist je nach Datenverfügbarkeit die Zeitspanne von 1996 bis 2000. Neben dem derzeitigen Energiesystem, das als Ausgangsbasis für die räumliche Analyse des Strom- versorgungssystems dient, werden Varianten eines nicht-nuklearen und regenerativen Energiesys- tems erfasst, für die Energieszenarien bezogen auf das Zieljahr 2050 vorliegen, die eine 80 % Reduk- tion der CO2-Emissionen auf der Basis von 1990 voraussetzen (vgl. Enquete 2002 und DLR/WI 2002). 2.3 Regenerativ-Energieszenarien und Energiestatistiken als Basis für raumbezogene Anal ys en v on Stromversorgungssystemen Szenarien sind Zukunftsprojektionen, die sich von Prognosen dadurch unterscheiden, dass sie nicht den Anspruch erheben, mit einer möglichst hohen Treffsicherheit die tatsächliche Zukunftsentwicklung vorherzusagen. Vielmehr beschreiben sie mögliche Zukunftspfade in Abhängigkeit von gesellschaftli- chen, ökonomischen, technologischen und politischen Randbedingungen, deren modellhaft die Zu- kunftsentwicklung antizipierende Formulierung vom Erkenntnisinteresse des Auftraggebers abhängen. Wie eingangs bereits dargelegt, blenden Auftraggeber und Ersteller von Energieszenarien üblicher- weise aus methodischen Gründen oder eben aus mangelndem Erkenntnisinteresse raumbezogene Fragestellungen weitgehend aus. Dennoch bieten Energieszenarien dadurch, dass sie anhand von Eckdaten zur Entwicklung des Energiesystems denkbare und politisch gewollte Zukunftsvisionen skiz- zieren, die Möglichkeit, in Bezug auf die räumlichen Implikaktionen, die mit ihrer Umsetzung verbun- den wären, weitergehende Schlussfolgerungen zu ziehen. Szenarien beschreiben mögliche Energiezukünfte immer auf der Basis einer modellhaften Analyse des heutigen Energiesystems, die der Zweckbestimmung des jeweiligen Szenarios angepasst ist. Dies dient einerseits dazu, zeitliche Entwicklungsperspektiven schrittweise nachvollziehbar darstellen zu können und soll es andererseits ermöglichen, den erreichten Zustand im Zieljahr mit der heute vorgefundenen Ausgangssituation zu vergleichen. Auf dieser Basis können z.B. Investitionen abge- schätzt werden, die erforderlich sind, um innerhalb des gewählten Zeitrahmens einen gewünschten Zustand erreichen zu können. Auch im Rahmen dieser Arbeit soll eine raumbezogene Analyse des derzeitigen Energiesystems die Basis für die Abschätzung der Veränderungen sein, die sich aus raumanalytischer Sicht aus der Verwirklichung der Szenarien ergeben würden. Dazu muss die nötige Informations- und Datenbasis bereitgestellt werden. Im Folgenden werden sowohl die Auswahl der Szenarien erläutert, die Basis für die weitere Analyse sein sollen sowie die Vorgaben dargelegt, die für die Szenarioergebnisse prägend waren, als auch die Datenbasis für die raumbezogene Analyse des Stromversorgungssystems beschrieben. Seite 20 2.3.1 Regenerativ-Energieszenarien als Ausgangspunkt für die raumbezo- gene Anal ys e von energiepolitischen Zukunftsvisionen Energieszenarien sind ein wichtiges und häufig genutztes Beratungs- und Analyseinstrument im Be- reich von Energiewirtschaft und Energiepolitik. In der Geschichte der Energiepolitik der Bundesrepu- blik Deutschland wurden zur Klärung von Grundsatzfragen wiederholt Enquete-Kommissionen einge- richtet, die mit Unterstützung durch externe Sachverständige die Szenario-Methodik dazu genutzt haben, langfristige Entwickungsperspektiven des Energiesystems wissenschaftlich zu beleuchten (vgl. Enquete 1980, Enquete 1994 und Enquete 2002). Seit Ende der 80er Jahre waren es vor allem Kli- maschutzaspekte, die zum Hauptuntersuchungsgegenstand energiepolitischer Szenarioanalysen wur- den. Klimaschutz-Szenarien gehören zum Typus der Zielszenarien, die dadurch charakterisiert sind, dass als Randbedingung für die Konzeption von Entwicklungspfaden ein bestimmtes politisches Ziel vorge- geben ist, das durch den im Szenario aufgezeigten Weg innerhalb eines festgelegten Zeitrahmes er- reicht werden muss. Der Zweck der Szenarienanalyse besteht darin, zu überprüfen, ob und unter wel- chen Voraussetzungen dies gelingen kann. Die aktuellen Klimaschutz- bzw. Nachhaltigkeits-Szenarien orientieren sich an langfristigen Klimagas- Reduktionszielen und haben speziell die Aufgabe, zu prüfen, mit welchem zukünftigen Mix von techni- schen Anlagen und Primärenergien die vorgegebenen Klimagasreduktionen möglich wären. Als zu- sätzliche Randbedingung für die spätere vergleichende Bewertung der skizzierten Entwicklungen werden in der Regel auch die Kosten der Energieversorgung betrachtet, die sich beim Einsatz der aufgezeigten technischen Lösungsvarianten voraussichtlich einstellen würden. Aufgabe der Szena- rioersteller ist es, dafür zu sorgen, dass die entwickelten Zukunftsentwürfe in sich schlüssig, wider- spruchsfrei und zudem so konzipiert sind, dass sie nach heutigem technischen Sachverstand und unter realistischen Annahmen über den technischen Fortschritt innerhalb des vorgegebenen Zeitrah- mens als realisierbar einzustufen sind. Eine besondere Bedeutung für die neuere klimaschutz- und energiepolitische Diskussion hatten die Szenarien, die im Jahre 2002 im Auftrag der Enquete-Kommission „nachhaltige Energieversorgung im Zeichen von Liberalisierung und Globalisierung“ veröffentlicht worden sind. Eine Arbeitsgemeinschaft der energiewissenschaftlichen Institute Prognos AG, Institut für Energiewirtschaft und rationelle Ener- gieanwendung der Universität Stuttgart (IER) und Wuppertal Institut (WI) war im Jahr 2000 von der Enquete-Kommission beauftragt worden, Szenarien zur zukünftigen energiewirtschaftlichen Entwick- lung in Deutschland zu erstellen und dabei drei unterschiedliche Wege aufzuzeigen, die Treibhaus- gasemissionen bis zum Jahr 2050 um 80 % gegenüber 1990 zu senken (vgl. Enquete 2002). Die Ausdifferenzierung auf unterschiedliche Szenario-Grundtypen war dadurch zustande gekommen, dass innerhalb der Enquete-Kommission zwischen den Vertretern der Fraktionen keine Einigung über die inhaltiliche Ausgestaltung des Begriffs der „nachhaltigen Energieversorgung“ erzielt werden konn- te. Während die Fraktion aus SPD und Bündnis 90/die Grünen die ökologische Nachhaltigkeit als we- sentliches leitbildprägendes Element in den Vordergrund gestellt hatte und zudem die Risiken der Kernenergienutzung als unvereinbar mit dem Leitbild der „nachhaltigen Energieversorgung“ definierte, Seite 21 waren die Oppositionsparteien CDU/CSU und FDP der Auffassung, dass bei der Ausfüllung des Beg- riffs der „nachhaltigen Energieversorgung“ ein Gleichgewicht zwischen den drei Säulen der Nachhal- tigkeit hergestellt werden müsse, und sahen darüber hinaus die Risiken der Kernenergienutzung als beherrschbar und akzeptabel an. Auf Grund der Unvereinbarkeit der Positionen wurde beschlossen, für die Erstellung der Nachhaltigkeits-Szenarien zwar ein gemeinsames Klimaschutz-Reduktionsziel, nicht jedoch die technologische Ausgestaltung einheitlich vorzugeben, sondern entsprechende Vorga- ben auf drei Pfade auszudifferenzieren und zudem zwei konkurrierende Gutachter (nämlich das IER auf der einen Seite und das WI auf der anderen Seite) - koordiniert durch die Prognos AG - parallel mit der Erstellung der Szenarien bei jeweils gleichlautenden Vorgaben zu beauftragen. Dies führte dazu, dass die Gutachter in gegenseitiger Modellkonkurrenz trotz gleichlautender Ar- beitsaufträge durchaus unterschiedliche Ergebnisse hervorbrachten, die eine breite Basis für die Dis- kussion energiepolitischer Visionen und Konzepte darstellen. Das IER nutzte ein Optimierungsmodell, bei dem unter der Annahme einer vollständigen Voraussicht die Kosten der Energiebereitstellung als Optimierungsziel dienten. Dadurch wurden in den Modellrechnungen jeweils nur die Technolgien be- rücksicht, die je nach Entscheidungssituation in Anhängigkeit z.B. von den jeweiligen Energiepreisre- lationen bzw. in Abhängigkeit vom jeweiligen Stand der Technologieentwicklung die kostengünstigsten waren. Dabei wurde der Entscheidungsspielraum durch politische Vorgaben eingeschränkt, so wie sie dem Modell extern vorgegeben worden waren. Die räumliche Auflösung des Modells war für Deutsch- land auf zwei Regionen beschränkt (Ost- und Westdeutschland), so dass ein konkreter Ortsbezug nicht hergestellt werden konnte. Dadurch konnten z.B. Stromtransportkosten nicht entsprechend der tatsächlichen Transportdistanzen berücksichtigt sondern nur in Form eines Briefmarkentarifs ange- rechnet werden (vgl. IER 2002 und Fahl 2004). Im Unterschied zum IER nutzte das Wuppertal Institut ein Simulationsmodell. Die Marktanteile der einzelnen Technologien wurden nicht wie beim Optimierungsmodell durch das Modell selbst errechnet sondern modellextern vorgegeben, wodurch eine expertengestützte Anpassung der Entwicklungs- pfade möglich war. Bei der Generierung der Politikpfade spielten u.a. auch Annahmen über Hemm- nisse gegenüber der Einführung bzw. Verbreitung bestimmter Technologien und über die Möglichkei- ten eine Rolle, diese zu überwinden. Auch eine Annäherung an das kostenmäßige Optimum war durch eine iterative Modellanwendung möglich. Der Modellansatz wurde gewählt, um eine politiknahe Zukunftsbetrachtung durchführen zu können (vgl. WI 2002). Entsprechend den Vorgaben der Enquete-Kommission sah eine der drei Szenarien-Konzepte vor, das Klimaschutzziel vor allem durch Effizienzsteigerungen bei der Umwandlung fossiler Energieträger sowie durch den zusätzlichen Einsatz von End-of-Pipe-Technologien zur Abtrennung und unschädli- chen langfristigen Deponierung von Klimagasen zu erreichen (Szenario Umwandlungseffizienz). Im Szenario „REG/REN-Offensive (RRO)“ sollte eine Kombination aus verstärkten Effizienz-Anstrengun- gen und einem forcierten Einsatz erneuerbarer Energien zum gleichen Ziel führen. Vorgegeben wurde für diesen Szenariotyp, dass bis zum Jahre 2050 mindestens ein Anteil in Höhe von 50 % des Netto- stromverbrauchs durch den Einsatz erneuerbarer Energien gedeckt werden sollte. Dazu wurde die Möglichkeit eröffnet, bezogen auf das Zieljahr 2050 einen Anteil am Bruttostromverbrauch in Höhe von bis zu 20 % durch Strom-Importe aus regenerativer Energieerzeugung zu decken (vgl. Tabelle 1). Seite 22 Den beiden genannten Szenariotypen war außerdem gemeinsam, dass vorgabegemäß die Kernener- gievereinbarung zwischen der Bundesregierung und der Elektrizitätswirtschaft vom 14. Juni 2000 voll- ständig umgesetzt werden sollte. Schließlich wurde noch die Erstellung eines Szenarios in Auftrag gegeben, bei dem im Gegensatz zu den beiden anderen Szenarien der Zubau neuer Kernkraftwerke ab 2010 zulässig sein sollte und bei dem die Klimaschutz-Technologien nicht politisch vorgegeben werden sollten sondern von der Energiewirtschaft autonom nach ökonomischen Effizienzkriterien aus- gewählt werden konnten (Szenario Fossil-nuklearer Energiemix). Tabelle 1: Energiepolitische Vorgaben der Enquete-Kommission „Nachha ltige Energiever- sorgung“ für die Szenarienentwicklung (RRO-Szenario) Z e itpunkte Szenario REG/RE N - Of f ens i ve (RRO) 2010 - 21 % (THG) 2020 - 35 % (THG) 2030 - 50 % (THG) 2040 - 65 % (THG) THG-Reduktionspfad (Mindestverän-de- rung gegenüber 1990) 2050 - 80 % (THG) 2010 > 12,5 % (EU-Ziel) 2020 > 20 % 2030 > 30 % 2040 > 40 % REG-Ausbau (Anteil am Nettostrom- verbrauch) 2050 > 50 % 2010 keine Vorgabe 2020 keine Vorgabe 2030 keine Vorgabe 2040 keine Vorgabe Ausbau KWK (Anteil am Nettostrom- verbrauch) 2050 keine Vorgabe 2010 > 300 2020 keine Vorgabe 2030 keine Vorgabe 2040 keine Vorgabe Nutzung heimischer Steinkohle (in PJ) 2050 keine Vorgabe 2010 > 500 2020 > 200 2030 keine Vorgabe 2040 keine Vorgabe Nutzung heimischer Braunkohle (in PJ) 2050 keine Vorgabe 2010 kein Potenzial 2020 mind. wie Ref., bis zu 5 % 2030 mind. wie Ref., bis zu 10 % 2040 mind. wie Ref., bis zu 15 % Import von REG-Strom (Anteil am Brutto- strom-verbrauch) 2050 mind. wie Ref., bis zu 20 % Quelle: Enquete 2002 Zusätzlich hatte die Enquete-Kommission „nachhaltige Energieversorgung“ die Prognos AG mit der Erstellung eines sogenannten „Referenzszenarios“ beauftragt. Für dieses Referenzszenario wurde auftragsgemäß eine Status-Quo-Prognose, die bereits 1999 gemeinsam von den Forschungsinstituten Prognos und EWI im Auftrag des Bundeswirtschaftsministeriums erstellt worden war und die den Zeit- Seite 23 raum bis 2020 abgedeckt hatte (vgl. Prognos/EWI 2000), für die Zeit bis 2050 fortgeschrieben. Der Konzeption des Referenzszenarios lag die Vorgabe zugrunde, dass die bis 2002 bereits beschlosse- nen nationalen energiepolitischen Maßnahmen fortgesetzt und internationale Klimaschutzverpflichtun- gen eingehalten, darüber hinaus aber keine weiteren Klimaschutzmaßnahmen ergriffen werden (vgl. Enquete 2002 und Prognos 2002). Dieses Szenario sollte für einen Politikvergleich mit langfristigem Analysehorizont vor allem unter volkswirtschaftlichen Kostenaspekten eingesetzt werden können. Die vier Szenario-Grundtypen wurden jeweils durch Varianten ergänzt, die entweder andere Techno- logie-Datensätze zur Grundlage hatten oder bei denen die Zielstellung im Hinblick auf den Zeitpunkt, zu dem die Zielvorgabe erreicht werden sollte, verändert oder inhaltlich variiert wurde. Für die Vari- ante „solare Vollversorgung“ des RRO-Szenarios (im Folgenden Szenario RRO 2 genannt) galt nicht allein die 80 %ige Klimagasreduktion als Zielvorgabe, sondern darüber hinaus die Maßgabe, bis zum Jahr 2050 eine vollständige Umstellung der deutschen Energieversorgung auf regenerative Energien zu erreichen. Im Vergleich zum Szenario RRO (vgl. Tabelle 1) wurde in der Variante RRO 2 außer- dem der zulässige Anteil des REG-Stromimports am Nettostromverbrauch erhöht (RRO 2: 2020: 10%, 2030: 20 %, 2040: 30%, 2050: 30%). Zusätzlich wurde noch die Möglichkeit eröffnet, Wasserstoff zu importieren (vgl. Prognos 2002). Dieses Szenario wurde ausschließlich vom IER erstellt. Parallel zur Arbeit der Enquete-Kommission hatte das Umweltbundesamt im Jahre 2001 eine Arbeits- gemeinschaft aus dem Deutschen Zentrum für Luft- und Raumfahrt e.V. (DLR) Stuttgart, Institut für technische Thermodynamik und dem Wuppertal Institut beauftragt, ein weiteres Szenarien-Set (be- stehend aus einem Status-Quo-Szenario, einem Effizienz-Szenario und einem Nachhaltigkeits-Szena- rio) zu erstellen, das zum Teil auf sehr ähnlichen Grundlagen beruht und ähnliche Zielvorgaben bein- haltet, wie die Szenarien der Enquete-Kommission. Das Nachhaltigkeitsszenario (im Folgenden „UBA- NH“ genannt) entspricht in den Haupt-Zielsetzungen für den Bereich Klimaschutz, für den Kernener- gieausstieg, für die forcierte Effizienz und die regenerative Energienutzung weitgehend den RRO- Szenarien der Enquete-Kommission. Auch wurden dieselben Grunddaten zur Bevölkerungs- und Wirtschaftsentwicklung verwendet, um die Vergleichbarkeit zu den Szenarien der Enquete-Kommis- sion zu gewährleisten (vgl. DLR/WI 2002). Der Unterschied zu dem Auftrag der Enquete-Kommission bestand lediglich darin, dass den Gutachtern im Rahmen der Zielvorgaben grössere Freiheiten bei der Ausgestaltung der Technolgie-Pfade gelassen wurden. Das UBA-NH-Szenario war ein weiterer Schritt in einer Reihe von Langfrist-Klimaschutz-Szenarien, die aufeinander aufbauen und die das DLR zusammen mit unterschiedlichen Projektpartnern seit An- fang der 90er Jahre entwickelt hatte. Der besondere Schwerpunkt der DLR-Szenarien lag bei der Ana- lyse der Potenziale für die Systemintegration fluktuierender Stromerzeugung durch Optimierung des Kraftwerksparks und durch Lastmanagement. Eine wichtige Rolle spielte dabei die geographische Verteilung fluktuierender Netzeinspeisungen und eine gezielte Durchmischung von Technologien bzw. Primärenergieströmen unter Berücksichtigung von Importen regenerativer Energien über große Ent- fernungen zum Ausgleich unterschiedlicher Leistungsgänge fluktuierender Stromerzeugungen (vgl. Langniß 1998, Nitsch/Trieb 2000, Nitsch 2002 b, Nitsch et al. 2004). Als Basis für die Beschreibung möglicher langfristiger Entwicklungen des Stromversorgungssystems dienen im Rahmen der vorliegenden Arbeit die klimaschutzorientierten Regenerativ-Energieszenarien Seite 24 RRO und RRO 2 (Enquete 2002). Ergänzt wird diese Analysebasis durch das im Auftrag des Umwelt- bundesamtes entwickeltes Nachhaltigkeits-Szenario UBA-NH, zu dem der Ergebnisbericht im gleichen Jahr vorgelegt wurde (DLR/WI 2002). Folgende Merkmale prägen wesentlich die Ausgestaltung dieser Szenarien im Stromsektor: • Der Verzicht auf Kernenergienutzung zur Stromerzeugung, • Eine reduzierte Stromnachfrage durch die verstärkte Nutzung von Effizienz-Potenzialen bei der Stromanwendung, • Die Wasserstoffgewinnung aus regenerativ erzeugtem Strom und zum Teil auch die Rückver- stromung von Wasserstoff, • Der Import von Strom aus regenerativer Erzeugung und zum Teil auch von Wasserstoff, • Eine großräumige Vernetzung bei weitgehend dezentraler Erzeugung. 2.3.2 Die verfügbare Datenbasis fü r die raumbezogene Bestands- und Szenarienanal yse des Stromversorgungssystems der Bundesrepu- blik Deutschland Ausgangspunkt der Raumanalyse ist die technisch-funktionale Beschreibung der für die Stromversor- gung der Bundesrepublik Deutschland relevanten technischen Subsysteme. Dazu gehören die Brenn- stoffbereitstellung mit den Elementen Gewinnung, Aufbereitung, Transport und Lagerung, die Stro- merzeugung sowie – soweit in Abhängigkeit von der Datenverfügbarkeit möglich – auch der Strom- transport und die Stromverteilung. Zusätzlich ist als weiteres gliederndes Element der unterschiedliche Zustand dieses Systems in der zeitlichen Entwicklung von Interesse. Zum einen soll das derzeitige Stromversorgungssystem der Bundesrepublik Deutschland analysiert werden. Daneben werden auf der Basis von Energieszenarien energiepolitisch motivierte Visionen einer Stromversorgung im Jahre 2050 betrachtet. Ein Referenz- szenario wird in die Analyse nicht mit einbezogen. Diese Arbeit beschränkt sich darauf, potenzielle raumbedeutsame Entwicklungen im Vergleich mit der derzeitigen Situation aufzuzeigen. Die zu beschreibenden Elemente von Energiesystemen sind technische Optionen zur Stromerzeu- gung, die in Anpassung an die Energiestatistik und an die übliche Gliederung innerhalb von Energie- szenarien nach Einsatzenergien kategorisiert sind. Innerhalb dieser Grobstruktur sind aber jeweils eine große Anzahl unterschiedlicher Umwandlungstechnologien und zum Teil auch unterschiedliche Subtypen von Energieträgern zusammengefasst, die jeweils zur Stromerzeugung eingesetzt werden bzw. eingesetzt werden können (z.B. Biogas-BHKW, Holzgas-GuD-Kraftwerk und Biomasse-Dampf- turbinenkraftwerk in der Kategorie Biomasse/Biogas). Deshalb müssen für die wichtigsten Technolo- gien Stellvertreter definiert und typisiert werden. In den Dokumentationen zu den Szenarien finden sich vereinzelt Hinweise zu Referenzkraftwerken mit zusätzlichen Angaben zu einigen technischen Daten (z.B. Nutzungsgrade). Weitere Informationen zum Stand der Kraftwerkstechnik oder zu erwar- teten technologischen Entwicklungen finden sich in der Fachliteratur. Zur Systemanalyse sind dementsprechend drei Arbeitsschritte erforderlich: Seite 25 • Typisierung der Anlagen und Aktivitäten, • Ermittlung von beschreibenden Daten für jeden Anlagen- und Aktivitätstyp, • Erstellung eines Mengengerüstes für alle Anlagen- und Aktivitätstypen auf der Ebene des je- weiligen Gesamtsystems. Die Typisierung der Anlagen und Aktivitäten dient einerseits dazu, ein möglichst vollständiges Abbild des jeweiligen Energiesystems zu erhalten und andererseits dazu, die Ermittlung der raumrelevanten Daten zu vereinfachen, indem die Gesamt-Bilanz anhand anlagen- bzw. aktivitätsspezifischer Kenn- daten errechnet wird. Die Typisierung bezieht sich auf • die energiewirtschaftliche Funktion der Anlage (z.B. Rohstoffgewinnung), • die Anlagenkapazität, • raumrelevante anlagentechnische Merkmale (z.B. Tagebau oder Tiefbau), • die gehandhabten Energie-Rohstoffe bzw. Umwandlungsprodukte oder gewonnene Energie- formen (Input- und Output-Energieträger). Für die Raumanalyse von Stromversorgungssystemen werden die folgenden Daten benötigt: • Anzahl, Kapazitätsstruktur und räumliche Standortverteilung von Kraftwerken und sonstigen technischen Einrichtungen, die für die Brennstoffbereitstellung benötigt werden, • Grundstücksflächenbedarf für typische technische Anlagen aus dem Bereich der Stromerzeu- gung und der Brennstoffbereitstellung (Kraftwerke, Heizkraftwerke, regenerative Stromerzeu- ger, Aufbereitungsanlagen etc.), • Daten zur sonstigen Flächeninanspruchnahme für technische Einrichtungen zur Stromerzeu- gung oder zur Brennstoffbereitstellung außerhalb von Betriebsgrundstücken (z.B. Abstands- flächen zwischen Windenergieanlagen bei der Anlagenaufstellung in Windparks), • Daten zur Flächeninanspruchnahme des Bergbaus auf Energierohstoffe, soweit diese für die Stromerzeugung eingesetzt werden, • Daten zum Transportaufkommen, zur Transportkapazität und zur Transportfrequenz zur Kraft- werksver- und entsorgung. Die näher zu betrachtenden Technologien zur Stromerzeugung werden unter Relevanzgesichtspunk- ten danach ausgewählt, ob durch die Umgestaltung des Stromversorgungssystems, wie sie in den Szenarien beschrieben wird, eine wesentliche Änderung bzgl. des Einsatzes dieser Technologien konzipiert ist. Demnach sind solche Technologielinien auf der Ebene der Anlagen- bzw. Aktivitätsty- pen zu analysieren, für die eine der folgenden Voraussetzungen gilt: • Die Stromerzeugungstechnologie wird innerhalb des Szenariozeitraums vollständig oder zu ei- nem erheblichen Teil durch andere Technologien ersetzt. Standorte, die vorher für diese Technologien in Anspruch genommen wurden, werden für andere Nutzungen frei. Seite 26 • Die Stromerzeugungstechnologie wird innerhalb des Szenariozeitraums neu eingeführt oder es wird deren Einsatz erheblich ausgeweitet. Es werden zusätzliche Flächen auf eine mögli- cherweise neue Art und mit einer anderen Intensität beansprucht. Systemelemente, die weitgehend unverändert bleiben, müssen nicht räumlich analysiert werden. Für die Analyse der räumlichen Implikationen von Energieszenarien besteht methodisch das grund- sätzliche Problem, das die Datenstruktur bei der Szenarienentwicklung für eine Zielrichtung entwickelt wurde, die nicht mit dem Ziel dieser Arbeit übereinstimmt. Auch in der Energiestatistik finden sich nicht immer die Daten, die aus raumanalytischer Sicht von Interesse sind. Demnach müssen entweder wei- tere Informationsquellen erschlossen oder die Daten durch eigene Annahmen ergänzt werden. Die ausgewählten Regenerativ-Energieszenarien berücksichtigen als Analyse- und Prognosegrössen im Stromsektor lediglich die Kraftwerksstruktur gegliedert nach Einsatzenergien zur Stromerzeugung, die Stromerzeugung selber sowie den Energieeinsatz zur Stromerzeugung in jeweils gleicher Gliede- rung. Diese Datenbasis genügt, um die resultierenden Klimagas-Emissionen bzw. die Investitions- und Stromgestehungskosten zu ermitteln. Weitergehende Daten zur räumlichen Verteilung, zur Größen- struktur und zur eingesetzten Kraftwerkstechnik der Stromerzeuger fehlen bzw. sind zwar bei der Szenarienerstellung in die Modellrechnungen eingeflossen oder durch diese generiert worden, jedoch nicht publiziert und damit nicht allgemein zugänglich. Eine Übersicht über Energieflüsse innerhalb des Gesamtsystems liefern Energieverbrauchsstatistiken und Energiebilanzen. Für die Bundesrepublik Deutschland werden solche Energiebilanzen regelmäßig von der „Arbeitsgemeinschaft der Energiebilanzen“ (AGEB) veröffentlicht, eines Zusammenschlusses von Verbänden der Energiewirtschaft unter Federführung eines wirtschaftswissenschaftlichen For- schungsinstituts. Die Bilanzen sind jeweils in eine Primärenergiebilanz, eine Umwandlungsbilanz und eine Endenergiebilanz gegliedert. Sie beinhalten Stoff- und Energiemengen-Daten, die innerhalb der jeweiligen Bilanzierungsebene nach Energieträgern und auf der Ebene der Umwandlungs- und End- energiebilanz nach Verbrauchsgruppen differenziert sind. Aufgrund des erheblichen Aufwandes benö- tigt allerdings die Zusammenstellung und Auswertung der Daten, die hauptsächlich von den unter- schiedlichen Fachverbänden geliefert werden, einen erheblichen zeitlichen Vorlauf, so dass aktuelle Daten nur als sogenannte „Auswertungstabellen“ verfügbar sind. Diese Zusammenstellungen enthal- ten nur hoch aggregierte Daten, die eine fein strukturierte Analyse kaum zulassen. Zum Teil veröffent- lichen die Bundesländer eigene Bilanzen, die allerdings weder flächendeckend vorliegen, noch einer einheitlichen Systematik folgen und für unterschiedliche Stichjahre veröffentlicht wurden. Zusätzlich kann auf Statistiken der Fach-Verbände der Energiewirtschaft zurückgegriffen werden. Für Anlagen großer Kapazität wie z.B. für Groß-Kraftwerke liegen recht detaillierte Anlagen-Statistiken vor. Allerdings besteht die Tendenz, im Zuge der zunehmenden Privatisierung der öffentlichen Ver- sorgungswirtschaft (vor allem Liberalisierung der Elektrizitäts- und Gaswirtschaft in Deutschland seit 1998) anlagenbezogene Daten nicht mehr in der bisher gewohnten Weise zu veröffentlichen. So wur- de die Betriebsmittelstatistik und die Unternehmensstatistik der VdEW seit Erscheinen der Jahrbücher 1996 (Betriebsmittel, vgl. VdEW 1996) und 1998 (Leistung und Arbeit, vgl. VdEW 1998) nicht mehr Seite 27 veröffentlicht. Aus diesem Grund ist es nicht möglich, für alle Teilsysteme Daten mit dem gleichen Detaillierungsgrad und mit der gewünschten Aktualität zusammenzustellen. 2.4 Übersicht über den Aufbau und Ablauf der Anal y se Im Folgenden wird zunächst der Ablauf der raumbezogen s überblicksartig dargestellt (vgl. Abbildung 1). Grundsätzlich werden drei Betrachtungsebenen untersch für die Bundesrepublik Deutschland in seiner Gesamtheit bildet die oberste Strukturebene. Die zweite Ebene wird durch eine vertikale Gliederung der obersten Ebene gebildet, indem geordnet nach Pri- märenergien jeweils die Prozesskette der Stromerzeugung von der Primärenergiegewinnung bis zur Stromeinspeisung ins Netz ab Kraftwerksausgang als eine Einheit zusammengefasst ist. Die dritte Ebene schließlich wird jeweils durch die einzelnen Elemente der Primärenergiebereitstellungskette und durch die Stromerzeugung gebildet. Die Analyse beginnt mit einer Zusammenstellung von Strukturdaten über den Kraftwerkspark und den Primärenergieeinsatz zur Stromversorgung der Bundesrepublik Deutschland. Derselbe Schritt wird für a enarien -Do- k jeweils e tung d ärenerg geben ( Abbildung I z b lusgewählte Regenerativ-Energie-Sz umentationen vollzogen. Damit wird er Stromerzeuger und über den Primvgl. Kapitel 2.4). 1 : Ablau f sch e m a für die Raumanaly se v o Auswahl und Beschreibung von Sys- temelementen des derzeitigen Stromversorgungssystems Beschreib nen durch rativ-Ener Zusammenstellung von Daten zur Flä- cheninanspruchnahme auf der Ebene von Anlagen- und Aktivitätstypen Raumstrukturanalyse des derzeitigen Energiesystems m Rahmen einer Einzelbetrachtung von Stromversorgun eugung eingesetzten Primärenergien werden für die ein zw. Brennstoffbereitstellung und zur Stromerzeugung D itative Beschreibungen sonstiger Raumwirkungsfaktorenen Analyse des Stromversorgungssystem ieden. Das System der Stromversorgunganhand einer Auswertung veröffentlichter Szenario in Überblick über die Gesamtkapazität, die Auslas ie- bzw. Brennstoffeinsatz zur Stromerzeugung gen Energies y s temen ung zukünftiger Stromversorgungsoptio- vergleichende Auswertung von Regene- gie-Szenarien Beschreibung von sonstigen Raumwir- kungsfaktoren auf der Ebene von Anla- gen- und Aktivitätstypen Analyse der Raumwirkungspotenziale von ausgewählten Regenerativ-Energie- Szenarien gsoptionen geordnet nach der zur Stromer- zelnen Prozeßschritte zur Primärenergie- aten zur Flächeninanspruchnahme und qua- wie z.B. Standortrestriktionen für die Errich- Seite 28 tung von Anlagen oder potenzielle Beeinträchtigungen der Nutzungen im Standortumfeld der jeweili- gen Anlagen durch anlagentypische Effekte (wie z.B. die Bodensenkung beim Steinkohlenbergbau) zusammengestellt. Weiterhin wird, soweit entsprechende Daten verfügbar sind, die Struktur der Anla- gentechnologien und Kapazitäten zur Stromerzeugung dargestellt. In einer Flächenbilanz werden die Einzeldaten zur Flächeninanspruchnahme für alle betrachteten Elemente auf der zweiten Strukturebene nach Primärenergien bzw. zur Stromerzeugung eingesetzten Brennstoffen (also z.B. für die Stromerzeugung aus Erdgas im derzeitigen Stromversorgungssystem) jeweils zu einer fiktiven Gesamt-Flächengrösse aggregiert. Die Flächenbilanz soll einen quantitativen und in Teilen auch qualitativen Vergleich der Flächeninan- spruchnahme der verfügbaren Optionen zur Stromerzeugung ermöglichen. Bei der Darstellung der Ergebnisse der Flächenbilanzierung werden wesentliche Unterschiede in der Art der Flächeninan- spruchnahme dargestellt (vgl. Kapitel 4). Die Ergebnisse der Analysen auf der Ebene der Anlagen und Aktivitäten und der Einsatzenergien zur Stromerzeugung werden schließlich zusammengefasst und zu einer Raumstrukturanalyse des ge- samten Stromversorgungssystems in seiner derzeitigen Ausprägung verdichtet. Auf dieser Basis wer- den dann die raumbezogenen Wirkungspotenziale einer langfristigen Umgestaltung des Stromversor- gungssystems auf der Basis ausgewählter Regenerativ-Energie-Szenarien beschrieben (vgl. Kapitel 5). Seite 29 3 Der Kraftwerks- und Energieträge rmix der Stromversorgung der Bundes- republik Deutschlan d in der Bestandsan al yse und in ausgewählten Klima- schutz-Szenarien Das folgende Kapitel stellt das Stromversorgungssystem der Bundesrepublik Deutschland in seinen Haupt-Strukturmerkmalen dar. Diese Darstellung bezieht sich einerseits auf den aktuellen Bestand und andererseits auf mögliche künftige Systemkonzepte, wie sie in den ausgewählten Regenerativ- Energieszenarien bezogen auf einen möglichen Ausbauzustand im Jahre 2050 beschrieben sind. Wie in der Statistik der Elektrizitätswirtschaft üblich sind auch bei der Ergebnis-Präsentation in den jeweiligen Szenario-Dokumentationen sämtliche Daten nach Primärenergien bzw. Brennstoffen, die zur Stromerzeugung eingesetzt werden, strukturiert. Diese Struktur wird auch für diese Arbeit über- nommen. Im Sinne der Zielsetzung der Arbeit konzentriert sich die Zusammenstellung der Systemdaten auf die raumrelevanten Aspekte der Stromversorgung. Aus diesem Grunde steht die technische Infrastruktur- ausstattung (Kraftwerke und Netze) einerseits sowie die Rohstoffbasis des Versorgungssystems (E- nergierohstoffe und Brennstoffe) bzw. die Ausschöpfung nicht stofflich gebundener regenerativer E- nergiepotenziale andererseits im Vordergrund der Betrachtungen. Zusätzlich ist die Stromnachfrage eine wichtige Basisgröße für die Charakterisierung von Stromversorgungssystemen, da der Strom- verbrauch den infrastrukturellen Aufwand und den Ressourcenverbrauch des Gesamtsystems in ent- scheidenendem Maße bestimmt. Dies gilt in besonderem Maße für Systeme mit einem hohen Anteil regenerativer Stromerzeugung, da sowohl die regenerativen Erzeugungspotenziale begrenzt sind als auch der spezifische Infrastrukturaufwand für die regenerative Strombereitstellung zum Teil erheblich ist. Nur vor dem Hintergrund des jeweils zu deckenden Strombedarfs können Stromversorgungssys- teme sinnvoll miteinander verglichen werden. Zu den genannten Themenfeldern liefern die Szenarien Modellergebnisse. Die aus raumanalytischer Sicht zusätzlich interessante Wirkung der durch die Szenarien beschriebene Entwicklung des Strom- versorgungssystems auf den Bedarf an Übertragungs- Transport- und Verteilungsnetzkapazitäten ist entweder von vornherein nicht unmittelbar Gegenstand der Energiesystemmodelle oder wird zumin- dest in den öffentlich zugänglichen Ergebnisberichten zu den Klimaschutz-Szenarien nicht dokumen- tiert, da der Netzausbau selbst nicht unmittelbar klimawirksam ist und in Folge dessen nicht als un- mittelbar bedeutsam im Sinne der Zielsetzung der Szenarienerstellung angesehen wurde. Da die Szenarien keine Zukunftsprojektionen für die Entwicklung der Stromnetze enthalten, werden sie für die Systembeschreibung an dieser Stelle zunächst noch ausgeklammert. Als wichtige, die jeweiligen Systeme kennzeichnenden Größen werden daher Kraftwerkskapazitäten, die jeweilige Jahres-Nettostromzeugung und die jährlichen Stromverbrauchsmengen dargestellt. Letz- tere sind – die Verfügbarkeit entsprechender Daten vorausgesetzt - weiter untergliedert nach End- energie-Stromverbräuchen, Verbräuchen im Umwandlungssektor sowie Netzverlusten. Die Systembeschreibung dient dazu, ein Mengengerüst für die weitere Raumanalyse auf der Ebene der Stromerzeugung gegliedert nach Einsatzenergien bereitzustellen (vgl. Kapitel 4). Dadurch werden zusätzlich Unterschiede zwischen dem derzeitigen Versorgungssystem einerseits und den in den Seite 30 Szenarien beschriebenen Regenerativ-Energiesystemen andererseits hinsichtlich des Primärenergie- mix herausgestellt, womit die Basis für die Auswahl von Schwerpunkten für die weitere Bearbeitung geschaffen wird. Das vorliegende Kapitel gliedert sich in eine Bestandsanalyse und eine Szenarienbeschreibung bei jeweils gleicher Binnenstruktur. Es werden die Ergebnisse ausgewählter aktueller Klimaschutz-Szena- rien - soweit diese sich an den oben genannten Zielsetzungen orientieren - parallel dargestellt, um die Bandbreite der möglichen Entwicklungen des Energiesystems unter diesen Prämissen erfassen zu können. 3.1 Bestandsanal ys e Das Basisjahr für das THG-Reduktionsziel, das den aktuellen langfristigen Klimaschutz-Szenarien zugrunde liegt, ist das Jahr 1990, auf den Klimagasausstoß dieses Basisjahres bezieht sich das Kli- magas-Reduktionsziel. Statistische Daten zur Entwicklung der Elektrizitätswirtschaft liegen bis zum Jahr 2000 vor, so dass die Zeitspanne von 1990 bis 2000 als Referenzzeitraum für die Beschreibung des derzeitigen Energiesystems als gut geeignet erscheint. Außerdem wurden mit Bezug auf das Jahr 1990 wurden nicht nur erstmals für die Bundesrepublik Deutschland nationale Klimaschutzziele for- muliert sondern auch auf der Basis der Empfehlungen der Enquete-Kommission „Schutz der Erdat- mosphäre“ erste Maßnahmen im Bereich der Klimaschutzpolitik eingeleitet (vgl. Enquete 1992). Im Folgenden wird zunächst die Entwicklung des Stromversorgungssystems der Bundesrepublik Deutschland in den Jahren 1990 bis 2000 im Hinblick auf o.g., aus raumanalytischer Sicht relevante, elektrizitätswirtschaftliche Grundparameter beschrieben. Der Zustand, den das Stromversorgungs- system im Jahr 2000 erreicht hat, soll als Basis für den Vergleich mit der durch die Klimaschutzszena- rien entworfenen langfristigen Entwicklung dienen und wird daher in der Darstellung hervorgehoben. 3 . 1 . 1 Die Stromnachfrage Die Stromnachfrage ist im Wesentlichen durch politische, kulturelle, demographische, wirtschaftliche und technische Einflüsse bestimmt. Zu Analysezwecken wird die Nachfrageentwicklung üblicherweise zu den wichtigsten Einflußparametern in Beziehung gesetzt, um auf diese Weise den Stromverbrauch verschiedener Staaten zu einem bestimmten Zeitpunkt oder die Stromverbräuche einer Volkswirt- schaft in der zeitlichen Entwicklung vergleichen zu können. Für übersektorale Analysen auf der natio- nalen Ebene eignet sich insbesondere das gesamtwirtschaftliche Wachstum als Vergleichgröße, um die Entwicklung der Stromnachfrage zu bewerten. Eine wichtige Kenngröße dafür ist die gesamtwirt- schaftliche Stromintensität (Bruttostromverbrauch/BIP). In den 90er Jahren hat es bereits eine deutliche Entkopplung von Wirtschaftwachstum und Energie- verbrauch gegeben. Dies trifft auch auf die Stromnachfrage zu. Wie Abbildung 2 zeigt, ist in dem Zeit- raum von 1990 bis 2000 die gesamtwirtschaftliche Stromintensität um gut 11 % zurückgegangen; der Bruttostromverbrauch ist also deutlich weniger gestiegen als das Bruttoinlandsprodukt. Der Kurven- verlauf zeigt auch, dass im Vergleich dazu die gesamtwirtschaftliche Energieintensität (Primärenergie- verbrauch/BIP) insbesondere seit der zweiten Hälfte der 90er Jahre noch stärker gesunken. Dies be- legt die zunehmende relative Bedeutung der Elektrizität im Verhältnis zu den übrigen Energieformen. Seite 31 Dieser Bedeutungszuwachs wird vor allem durch den steigenden Verbrauchsanteil neuer, stromspezi- fischer Energieanwendungen verursacht (z.B IuK). A b b i l d u n g 2 Ent wi cklun g des Bru ttoi n landspro d u k ts, des Bru ttos tromv erbrauchs s owi e der gesamt wi rts chaftlichen Strom- und Energieinte n sität in Deutschland 1 9 9 0 - 2000 Quelle: DIW 2001 Das im Verhältnis zum Rückgang der Stromintensität überproportionale Wirtschaftswachstum bewirkt, dass - abgesehen von dem deutlich erkennbaren „Vereinigungsknick“ zu Beginn der 90er Jahre - ab etwa 1993 der Bruttostromverbrauch absolut wieder steigt und im Jahre 2000 in etwa auf dem Niveau des Jahres 1990 liegt. Innerhalb der Verbrauchssektoren ist eine geringfügige Verschiebung des Industrieanteils am End- energieverbrauch Strom zugunsten der privaten Haushalte und des Sektors „Ge- werbe/Handel/Dienstleistungen“ festzustellen (vgl. Abbildung 3). Die Anteile der Netzverluste, des Pumpstromverbrauchs und des Kraftwerks-Eigenbedarfs am gesamten Bruttostromverbrauch betru- gen konstant etwa 4,5, 1 % bzw. 7 %. Seite 32 Abbildung 3 : Ent wi cklun g des Bru tto-Stromv e rbrauchs in der Bund esre p u b lik Deutsch land 1991 bis 20 0 0 0 100 200 300 400 500 600 19 91 19 92 19 93 19 94 19 95 19 96 19 97 19 98 19 99 20 00 B ru tt o st ro m ver b rau ch [T W h /a ] Eigenbedarf der Kraftwerke Pumpstromverbrauch Netzverluste und Nichterfaßtes Stromverbrauch im Umwandlungssektor Stromverbrauch im Sektor Industrie Stromverbrauch Gewerbe/Handel/Dienstleistungen Stromverbrauch private Haushalte Stromverbrauch im Verkehrssektor Quelle: VdEW 2002; BMWi/VWEW 2002 3.1.2 Kraftw erksbestand und Stromerzeugung Die Gesamtkapazität des derzeitigen Kraftwerksparks wird von Wärmekraftwerken dominiert, die mit fossilen und nuklearen Brennstoffen betrieben werden. Der Kapazitätsanteil dieser Anlagen betrug im Jahre 2000 insgesamt immerhin 85 % und bildete somit die Basis für die deutsche Stromversorgung. Allerdings wurde die Gesamt-Kapazität der fossilen Wärmekraftwerke innerhalb der 90er Jahre deut- lich reduziert, was sich auch auf den Kapazitätsanteil dieser Kraftwerke auswirkte. Während im Jahre 1990 fossile Wärmekraftwerke bezogen auf die installierte Bruttoleistung noch gut 70 % des Kraft- werksbestandes bildeten, verringerte sich dieser Anteil im Verlauf der 90er Jahre immerhin um 4 Pro- zent-Punkte bis auf zwei Drittel der installierten Leistung im Jahre 2000. Auch der Kernkraftwerks- Bestand verringerte sich, konnte aber durch Leistungserhöhungen bei den verbliebenden Kraftwerken weitgehend kompensiert werden. Diese Strukturveränderung war u.a. bedingt durch den Ersatz bzw. durch den Rückbau des alten Braunkohle- und Kernkraftwerksbestands der ehemaligen DDR zu Beginn der 90er Jahre und ande- rerseits durch den Zubau regenerativer Kapazitäten (vgl. Abbildung 5), die aber erst gegen Ende der 90er Jahre durch den starken Zuwachs der Windenergieanlagen einen spürbaren strukturellen Ein- fluss auf den Kraftwerkspark hatten. Der Ausbau der Windenergienutzung beeinflusste die mengen- mäßige Entwicklung der Gesamtkapazität im Verlauf 90er Jahre jedoch nur unwesentlich. Die Netto- Engpaßleistung des deutschen Kraftwerksparks stieg in dem Zeitraum von 1990 bis 2000 nur um ins- gesamt etwa 1,5 % (vgl. Abbildung 4). Seite 33 Abbildung 4 : Ent wi cklun g des Kra f twe rkska pa zitä ten nach Ein satzen e rgien 1990 bis 20 00 0 20.000 40.000 60.000 80.000 100.000 120.000 19 90 19 92 19 94 19 96 19 98 20 00 Net to -Le is tung [M W ] Sonstige Erdgas Kernenergie Heizöl Stk-Mischfeuerung Steinkohle Braunkohle Windenergie Wasserkraft Quelle: BMWi/VWEW 2002, VIK 2002 Die regenerativen Stromerzeuger haben in Bezug auf die installierte Leistung in den 90er Jahren ein steiles Wachstum erfahren. Die Photovoltaik hatte auf diese Gesamtentwicklung trotz für sich ge- nommen hoher Zuwachsraten bisher kaum einen Einfluß. Auch die mit Biomassebrennstoffen befeu- erten Kraftwerkskapazitäten erreichen im Vergleich mit der regenerativen Wasserkraft und den Wind- kraftanlagen immer noch geringe Anteile. Der in der Summe steile Anstieg der regenerativen Kapazi- täten im Zeitraum 1990 bis 2000 wird fast ausschließlich von der überproportionalen Zunahme der Windenergieleistung verursacht (vgl. Abbildung 5). Tabelle 2 zeigt die Netto-Gesamtkapazität der im Jahre 2000 installierten Anlagen zur Stromerzeu- gung (allgemeine Versorgung, DBAG und industrielle Kraftwirtschaft). Die Zusammenstellung verdeut- licht den mit knapp unter 10 % noch geringen Anteil der regenerativen Stromerzeuger an der Gesamt- Kapazität des Kraftwerkspark des Jahres 2000. Den größten Kapazitäts-Anteil unter den Regenerati- ven hatte im Jahr 2000 erstmals die Windenergie vor der regenerativen Wasserkraft (Lauf- und Spei- cherkraftwerke mit natürlichem Zulauf). Der Anteil stark fluktuierender Stromerzeuger (Wind und Pho- tovoltaik) an der installierten Gesamtkapazität lag bei 5,2 %. Seite 34 Abbildung 5 : Ent wi cklun g der regen e ra tiv e n Stromerze ugung s kapa z itä ten i n der Bund e s repu - blik Deutsch land 1990 bi s 2000 0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 19 90 19 91 19 92 19 93 19 94 19 95 19 96 19 97 19 98 19 99 20 00 N et to le is tu ng [M W ] Wasser Wind Biomasse Photovoltaik Quelle: Quaschning 2003/Staiß 2001 Tabelle 2: Nettoleis tun g im Kraft we rkspar k in der Bund esre publik Deu ts c hland 20 00 Pumpspeicher 4,3 3,7 Wasserkraft (natürl. Zulauf) 4,7 4,0 Windenergie 6,1 5,1 PV 0,1 0,1 Biomasse/-gas/Müll 1,4 1,2 Steinkohle 30,1 25,4 Braunkohle 20,1 16,9 Sonstige Brennstoffe 0,7 0,6 Erdgas/Öl/sonstige Gase 29,7 25,1 Kernenergie 21,3 18,0 Summe GW % 118,5 100,0 Quelle: BMWi/VWEW 2002, Meller et al. 2001, Staiß 2001, Enquete 2002, Fahl 2002, Quaschning 2003 Die Auslastung der Kraftwerke lag im Jahre 1990 bei durchschnittlich 4.200 und im Jahre 2000 bei durchschnittlich 4.500 Volllaststunden. Im Verlauf dieser Zeitspanne wurde vor allem die Auslastung der für den Grundlastbetrieb vorgesehenen Braunkohle- und Kernkraftwerke erhöht. Die sich dadurch ergebende Tendenz zur insgesamt höheren Auslastung des Kraftwerksparks konnte durch den Zu- wachs der Windenergiekapazitäten, die aufgrund des schwankenden Windenergie-Dargebots nur mit geringer Auslastung Strom erzeugen können, nicht kompensiert sondern nur geringfügig gebremst werden. Bedingt durch die hohe Auslastung beherrschten in den 90er Jahren die fossilen und nuklearen Wär- mekraftwerke die Stromerzeugung ebenso, wie dies in Bezug auf die Struktur des Kraftwerksparks der Fall war. Auch bei der Stromerzeugung ergaben sich allerdings im Verlauf der 90er Jahre geringe Verschiebungen. Der Anteil fossiler Netto-Stromerzeugung ging von 65 % im Jahre 1990 auf 60 % im Seite 35 Jahre 2000 und der Anteil der Netto-Stromerzeugung in fossil-nuklearen Wärmekraftwerken von 93 % auf 90 % zurück. Der Anteil der CO2-intensiven Kohlestromerzeugung verringerte sich von 56 % im Jahre 1990 auf 50 % im Jahre 2000, während der Anteil der Erdgasverstromung im gleichen Zeitraum von 7 % auf 9 % anstieg. Innerhalb der 90er Jahre hat auch der regenerative Stromerzeugungs-Anteil von knapp 3 % auf etwas mehr als 5 % zugenommen. Die Windenergie hatte auf die regenerative Stromerzeu- gung einen wachsenden Einfluß, blieb aber auch im Jahr 2000 noch immer deutlich hinter der Stro- merzeugung aus regenerativer Wasserkraft (Laufwasserkraftwerke und Speicherkraftwerke mit natür- lichem Zulauf) zurück (vgl. Abbildung 6). Abbildung 6 : Ent wi cklun g der regen e ra tiv e n Stromerze ugung i n der Bund e s republik De utsc h- lan d 1990 bi s 2000 0 5.000 10.000 15.000 20.000 25.000 30.000 35.000 19 90 19 91 19 92 19 93 19 94 19 95 19 96 19 97 19 98 19 99 20 00 N et to st ro m er ze ugung [ G W h ] Photovoltaik Biomasse Wind Wasser Quelle: Quaschning 2003 Seite 36 Abbildung 7 : Struktur der Bruttos trom e rze ugung n ach Einsatze nergien in Deuts c hland 2 000 Sonstige 4% Heizöl 1% Windkraft 2% Wasserkraft *) 5% Erdgas 9% Steinkohlen 25% Braunkohlen 25% Kernenergie 29% *) Wasserkraft einschl. Pumpstromerzeugung Quelle: Statistik der Kohlenwirtschaft 2002, Staiß 2001, Böhmer 2003 Die Bundesrepublik Deutschland war in den 90er Jahren von Stromimporten weitgehend unabhängig. Zwar entsprach der mittlere jährliche Stromimport in Höhe von 37 TWh/a innerhalb dieses Zeitraums einem Anteil von etwa 7 % des jährlichen Bruttostromverbrauchs in der Bundesrepublik Deutschland. Gleichzeitig wurden aber jeweils Strommengen in der gleichen Größenordnung exportiert, so dass sich in allen Jahren per Saldo eine in etwa ausgeglichene Stromaußenhandelsbilanz ergab (vgl. Abbildung 8). Für den Gesamt-Zeitraum von 1991 bis 2000 lässt sich in der Summe sogar ein kleiner Exportüberschuss in Höhe von 2,6 TWh errechnen. Abbildung 8 : Stromim- un d –expor te i n der Bund e s republik De utsc hland 19 91 - 200 0 -50.000 -30.000 -10.000 10.000 30.000 50.000 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 [G W h / a ] Stromeinfuhr Stromausfuhr Quelle: BMWi/VWEW 2002 Seite 37 3.1.3 Brennstoffeinsatz zur Stromerzeugung Wie bereits gezeigt wurde, wird der derzeitige deutsche Kraftwerkspark sowohl kapazitätsseitig als auch in Bezug auf die Stromerzeugung von Wärmekraftwerken dominiert. Wärmekraftwerke benötigen für ihren Betrieb Brennstoffe, deren Bereitstellung in erheblichem Maße raumwirksam sein kann. Der Brennstoffbedarf eines Kraftwerks hängt außer von der zu erzeugenden Strommenge auch von der Gesamteffizienz der Umwandlung der Brennstoffenergie in Strom ab. Der Kennwert, der diese Ge- samtumwandlungseffizienz beschreibt, ist der Nutzungsgrad. Soweit die Netto-Stromerzeugung als Endprodukt des Kraftwerksprozesses betrachtet wird, ist dementsprechend der Netto-Nutzungsgrad die relevante Kenngröße, die zur Anwendung kommt. Insgesamt war insbesondere der für die Stromerzeugung benötigte fossile Brennstoffenergiebedarf beträchtlich und beeinflusste je nach Art des Brennstoffs den Primärenergieverbrauch und den Roh- stoffbedarf der Bundesrepublik Deutschland nicht unerheblich. Die Auswertung der verfügbaren sta- tistischen Daten zum Brennstoffenergieeinsatz thermischer Kraftwerke einerseits und zur erzeugten Netto-Strommenge andererseits ergibt jedoch, dass der durchschnittliche Netto-Nutzungsgrad der deutschen fossilen Wärmekraftwerke, der im Jahre 1990 noch bei 34 % lag, bis zum Jahr 2000 vor allem durch den Ersatz älterer Kraftwerke in den neuen Bundesländern durch moderne Anlagen ins- gesamt auf 37 % erhöht werden konnte. Abbildung 9 : Ent wi cklun g des Bre nns toffeinsa tzes in Wärmekr a f twe rke n in der Bun d esr epu- blik Deutsch land 1995 – 2000 na ch Brenns toffen e rgie 2 0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 19 90 19 91 19 92 19 93 19 94 19 95 19 96 19 97 19 98 19 99 20 00 B ren n st o ff en er g ieei n sat z [P J/ a] übrige feste Brennstoffe Heizöl Sonstige Gase Erdgas Kernenergie Steinkohle Braunkohlen Quelle: VdEW 2002 2 Bewertung nach Heizwert, bei Kernbrennstoffen nach Wirkungsgradmethode Seite 38 Aufgrund der Verbesserung der Umwandlungseffizienz des Kraftwerksparks ging der gesamte Brenn- stoffenergieeinsatz für die Stromerzeugung von 1990 bis 2000 um etwa 3 % zurück, während die Brut- tostromerzeugung im gleichen Zeitraum um etwa 4 % zunahm. Abbildung 1 0 : Anteile der Energieträger am Bren n s toffe nergieein s atz in Wär m ekraft we rk e n der Bund esre p u b lik Deutsch land 2000 (Kernene rgie b e rechn e t na ch der Wirk u ngs- gadmethode ) B re nn s toff e i n s a tz z u r S trom e rz e u g u n g B R D 2 0 0 0 : 5 . 1 6 8 P J 7% 35% 1% 28% 25% 4% Braunkohle Steinkohle Heizöl Kernenergie Erdgas Sonstige BMWi/VWEW 2002 Im Jahre 2000 dominierte die Kernenergie mit 35 % den Brennstoffeinsatz in Wärmekraftwerken ge- folgt von Braunkohle mit 28 % (beides Energieträger, die zur Grundlastversorgung eingesetzt wer- den). Auch die Steinkohle trug mit einem Viertel zum gesamten Brennstoffenergieeinsatz der Stro- merzeugung bei. Bezogen auf den gesamten Primärenergieverbrauch aller Verbraucher in der Bun- desrepublik Deutschland betrug der Anteil des Brennstoffenergieverbrauchs der Wärmekraftwerke im Jahr 2000 immerhin 36 %. Gering war der Verbrauchsanteil der Kraftwerke bezogen auf den Mine- ralöl-Primärenergieverbrauch (unter 1 %) und bezogen auf den Erdgasverbrauch (etwa 12 %). Dage- gen lag der Anteil der Stromversorgung am Steinkohleenergieverbrauch bei 66 % und am Braunkoh- leenergieverbrauch bei immerhin 93 %. Kernbrennstoffe wurden in der Bundesrepublik Deutschland ausschließlich in Wärmekraftwerken eingesetzt. Bezogen auf die natürlichen Brennstoffmengenanteile dominiert im Jahr 2000 mit 173 Mio. t eindeutig die Braunkohle den Brennstoffverbrauch der Stromerzeugung. Die Masse der zur Stromerzeugung eingesetzten Steinkohle betrug mit 43 Mio. t nur etwa ein Viertel der Masse der zur Stromversorgung eingesetzten Braunkohle, obwohl die auf der Basis dieser Brennstoffe erzeugten Strommengen in etwa gleich waren. Aufgrund des spezifisch hohen Energiegehalts ist die Masse der Kernbrennstoffe im Verhältnis zur Masse der anderen festen Brennstoffe, die zur Stromerzeugung eingesetzt werden, mit etwa 4.000 tU verschwindend gering, was in der Geschichte der Stromversorgung der Bundesre- Seite 39 publik Deutschland einer der wesentlichen Gründe für die energiewirtschaftliche Attraktivität der Kern- energienutzung zur Stromerzeugung dargestellt hat (vgl. Tabelle 4). Tabelle 3: Primärenerg i emix Bunde srepublik De utsc hland 20 00 (err echn e t nach de r Wir- kungsg radm e thod e) Importanteil PJ % PJ % % Steinkohlen 1.920 13,6 1.011 27,6 47,3 Braunkohlen 1.542 10,9 1.527 41,7 1,0 Mineralöle 5.478 38,7 114 3,1 97,9 Naturgase 2.992 21,1 662 18,1 77,9 Wasserkraft/Windkraft 108 0,8 106 2,9 2,7 Kernenergie 1.849 13,1 0 0,0 100,0 Sonstige Energieträger 1) 275 1,9 243 6,6 11,7 1) Müll, Klärschlamm, Brennholz 100,0 74,1Gesamt 14.164 100,0 3.663 Verbrauch Gewinnung im Inland Quelle: Meller et al. 2001 Gasförmige sind mit festen Brennstoffen bzgl. der üblichen Heizwertangaben nicht direkt vergleichbar. Bei einer Norm-Dichte von Erdgas in Höhe von 0,75 kg/Nm3 (vgl. GEMIS 2003 für Erdgas H) ergibt sich rechnerisch ein Massenbedarf in Höhe von 8,5 Mio. t zzgl. 3,5 Mio. t für sonstige Gase. Dies ist im Verhältnis zum Kohle-Massenbedarf ein sehr geringer Wert. Vergleicht man allerdings umgekehrt den volumetrischen Energiegehalt des Erdgases (hier Erdgas H) in Höhe von etwa 36 MJ/Nm3 mit dem volumetrischen Energiegehalt beispielsweise von leichtem Heizöl in Höhe von etwa 36.000 MJ/m3 (bezogen auf eine Heizöl-Temperatur von 15 ºC), wird deutlich, dass die Erdgasversorgung für Transport- und Lagerung einen besonders hohen Energie- und Materialaufwand erfordert (vgl. Kapitel 4). Im Verhältnis zu den fossilen Brennstoffmengen sind die bisher zur Stromerzeugung genutzten Bio- masse-Brennstoffe trotz vergleichsweise schlechter Brennstoffausnutzung der Biomasse-Stromerzeu- ger mengenmäßig gering. So wurden im Jahr 2000 z.B. etwa 3,2 Mio. t Holz (das entspricht ca. 51 PJ/a) zur Strom- bzw. gekoppelten Strom- und Wärmeerzeugung eingesetzt (vgl. IE 2002). Nimmt man für die Müllverbrennung einen durchschnittlichen Umwandlungsnutzungsgrad von 15 % an (vgl. Leible et al. 2003), so wurde im Jahr 2000 für die Stromerzeugung in Müllverbrennungsanlagen (ins- gesamt etwa 1,8 TWh) eine Brennstoffenergie aus Müll in Höhe von etwa 43 PJ eingesetzt. 1999 wur- den etwa 9,7 Mio. t Hausmüll, Sperrmüll und hausmüllähnliche Gewerbeabfälle in MVA verbrannt (vgl. Leible et al. 2003). Seite 40 Tabelle 4: Brenn s toffv e rbrau c h un d Bruttos tromerzeu gung in Wärmekr aft we rk e n in der Bund esre p u b lik Deutsch land 2000 natürliche Mengen Energie- menge GWh tU Mio.t SKE PJ - Kernenergie 1) 169.606 4.000 63,217 1.853 - 33,0 Mio.t PJ MJ/kg % Braunkohle 2) 148.332 172,9 48,666 1.426 8,3 37,4 Steinkohle 143.164 43,3 43,328 1.270 29,3 40,6 Heizöl 3) 3.613 0,9 1,255 37 42,0 35,4 GWh Mrd. m3 PJ MJ/m3 % Erdgas 49.144 11,3 12,201 358 31,7 49,5 sonstige gasförmige Brennstoffe 12.262 3,5 3,842 113 31,7 39,2 GWh - PJ - - übrige 4) 12.367 - 3,822 112 - - 1) Für Kernenergie wurde der Brennstoffenergieverbrauch nach der Wirkungsgradmethode berechnet 2) Rohbraunkohle, Hartbraunkohle, Braunkohlenbrikettabrieb 3) Heizöle und Dieselkraftstoff 4) Müll, Windenergie, Photovoltaik, Biomassebrennstoffe, Ölschiefer, Abhitze, bezogener Dampf BrennstoffverbrauchBrutto- Stromer- zeugung mittlerer Brutto- Nutzungs- grad Energieträger Heizwert Quelle: BMWi/VWEW 2002, ATW 2003 3.2 Zukunfts-Energiesystem 2050 3.2.1 Entw icklung der Stromnachfrage Von besonderer Bedeutung für die Ausgestaltung der Klimaschutz- bzw. Nachhaltigkeitsszenarien sind die jeweils getroffenen Annahmen zur Entwicklung des Stromverbrauchs. Wie bereits in Kapitel 2.3 dargelegt, ist die Steigerung der Energieeffizienz ein wesentliches Element der Energiepolitik in Bezug auf die angestrebte Verminderung der Klimagasemissionen. Je nach Ausgestaltung der Szena- rien erfüllen Investitionen in die Effizienz der Stromanwendungstechniken denselben Zweck, wie In- vestitionen in neue emissionsarme Kraftwerke. Sollen entsprechende Bemühungen für sich genom- men bereits zu einer Verminderung der Klimagasemissionen führen, ist die technische Effizienz der Stromanwendungen so weit zu steigern, dass die dadurch erreichten Stromeinsparungen sogar eine steigende Nachfrage nach Elektrizitätsdienstleistungen überkompensieren können und somit insge- samt zu einem verminderten Stromverbrauch führen. Zusätzlich zu beachten ist bei Langfrist-Szenarien, die vor allem auf den Ausbau regenerativer Ener- gien als Option zur Verminderung von Klimagas-Emissionen in den Mittelpunkt stellen, dass auf der anderen Seite die Produktion von Wasserstoff aus regenerativ erzeugtem Strom zu einem erhöhten Stromverbrauch führen kann. Insofern ist bei einem Vergleich der Szenarien zusätzlich zu unterschei- den, ob das nationale Stromaufkommen als Endenergie oder im Umwandlungssektor zur Wasser- stoffproduktion verbraucht wird. Allen hier betrachteten Klimaschutz- bzw. Nachhaltigkeits-Szenarien ist gemeinsam, dass die Annah- men zur Entwicklung des gesamtwirtschaftlichen Wachstums gegenüber der prognostizierten Trend- entwicklung unverändert bleiben. Diese Trendentwicklung wurde, wie bereits in Kapitel 2.3 dargelegt, in Rahmen eines Referenzszenarios prognostiziert. Dazu war eine Energieprognose, die die Prognos Seite 41 AG in Zusammenarbeit mit dem EWI 1999 im Auftrag des Bundeswirtschaftsministeriums erstellt hatte und die den Zeithorizont bis zum Jahre 2020 abdeckte, bis zum Jahre 2050 fortgeschrieben worden. Den Klimaschutzszenarien liegt in Anlehnung an das Referenzszenario die Annahme zugrunde, dass das Wirtschaftswachstum in der Bundesrepublik Deutschland - gerechnet über den Zeitraum von 60 Jahren, auf den sich das THG-Reduktionsziel bezieht – durchschnittlich 1,4 % pro Jahr erreicht, so dass das Bruttoinlandsprodukt des Jahres 2050 dasjenige des Jahres 1990 um den Faktor 2,3 über- steigt. Da jedes Wirtschaftswachstum zwangsläufig mit einer Steigerung der Nachfrage nach Energie- dienstleistungen einhergeht, sind alle Anstrengungen zur Reduktion des Energieverbrauchs aus- schließlich durch eine diesen Anstieg überkompensierende Steigerung der technischen Energieeffi- zienz erreichbar. Schon in der prognostizierten Referenzentwicklung setzt sich der Rückgang der gesamtwirtschaftli- chen Stromintensität trendgemäß fort (vgl. Abbildung 2, Kapitel 3.1.1), so dass trotz des prognostizier- ten stetigen Wirtschaftswachstums pro Jahr der Endenergieverbrauch Strom mit 505 TWh im Jahre 2050 nur etwa 9 % höher liegt als im Jahr 1990 und den Endenergieverbrauch des Jahres 2000 nur um knapp 5 % übersteigt (vgl. Abbildung 11). Diese Entwicklung setzt eine Verringerung der gesamt- wirtschaftlichen Stromintensität um mehr als 50 % über einen Zeitraum von 60 Jahren voraus. In den hier betrachteten Klimaschutz-Szenarien werden in Bezug auf die langfristige Entwicklung des Stromverbrauchs stark unterschiedliche Annahmen getroffen. Alle diese Regenerativ-Energieszena- rien gehen jedoch für den gesamten Prognosezeitraum bis 2050 von einem signifikanten Rückgang des Stromverbrauchs gegenüber dem Jahr 2000 aus, der sich innerhalb einer Bandbreite von 10 bis 21 % bewegt. Abbildung 1 1 : Endenergiev e rbrau c h Str om, Wirt sch afts wa c h s tu m und Stromintensität im Re- fe renze n ergi e-Szenario d e r Enquete-Kommission „Na c hhal tige Energiev er - sorgung “ Quelle: Prognos 2002 0 50 100 150 200 250 1990 2000 2010 2020 2030 2040 2050 Bruttoinlandsprodukt Gesamtstromintensität Endenergieverbrauch Strom 1990 = 100 Seite 42 Bereich der Klim ung dieser Politik auf der Basis der jeweiligen prognostizierten demographischen, technischen und wirt- schaftlichen Entwicklung beschreibt, die auch den Klimaschutzszenarien zugrunde liegt (vgl. Abbildung 11). Die Gegenüberstellung mit der Referenzentwicklung macht deutlich, welche im Ver- gleich mit der heutigen Energiepolitik starken zusätzlichen Eingriffe in den Klimaschutzszenarien vor- ausgesetzt werden müssen, um eine Verringerung der Stromnachfrage in dem anvisierten Umfang zu erreichen. In Tabelle 5 sind die unterschiedlichen Annahmen zur Entwicklung des Endenergie- verbrauchs in den einzelnen Szenarien bezogen auf das Zieljahr 2050 dargestellt. Für alle Verbrauchssektoren außer für den Verkehrssektor wird für die Szenarien ein starker Rückgang unter- stellt. Die größte Verbrauchsminderung betrifft die privaten Haushalte. Verglichen mit den Annahmen zur Bevölkerungsentwicklung innerhalb des Szenariozeitraums (Rückgang von 81,5 Mio. Einwohnern im Jahre 2000 auf 67,8 Mio. Einwohner im Jahre 2050) reduziert sich der einwohnerspezifische Stromverbrauch der privaten Haushalte in den Regenerativ-Energie-Szenarien im gleichen Zeitraum von heute durchschnittlich 1.609 kWh/EW auf einen Verbrauch zwischen 717 und 1.397 kWh/EW im Jahre 2050. Die Stromintensität der Gesamtwirtschaft fällt ausgehend von einem Endenergie- verbrauch Strom n 126 MWh/DM BIP1995 im Jahre 2000 auf einen Wert zwischen 51 und 57 v - 184 8 9 Im Referenzszenario wird eine Entwicklung skizziert, die von dem heutigen Set an Maßnahmen im aschutz- Energie- und Technologiepolitik ausgeht und die Wirkung einer Fortsetz in Höhe vo MWh/DM BIP1995 im Jahre 2050. Tabelle 5: Endenergiev e rbrau c h Str om nach Ver b rauch sse ktoren in aktu e llen regene ra ti nicht-nuklea ren Energies zena rien (Bu ndesre publik Deu tschla nd 2050 ) 2000 Bestand RE F I E R RRO 1 I E R RRO 2 W I RR O 1 UBA N H TWh/a TWh/a TWh/a TWh/a TWh/a TWh/ Industrie 209 229 155 128 184 Gewerbe, Handel, Dienstleistungen 127 145 138 148 114 10 Private Haushalte 131 93 79 95 50 4 Verkeh a r 16 39 63 64 32 42 Endenergieverbrauch Strom gesamt 483 505 434 435 380 383 2050 Quelle: IER 2002, Wuppertal Institut 2002, DLR/WI 2002 Die Klimagas-Emissionen lassen sich in dem angestrebten Umfang nur dann reduzieren, w gelingt, die Nutzung fossiler Brennstoffe weitestgehend zu vermeiden. In Regenerativ-Energie-Szena- rien wird dies nicht nur durch Energieeinsparung sondern auch durch den massiven Einsatz regene- rativer Energien erreicht. Um fossile Brennstoffe in möglichst großem Umfang durch regenerative Energien ersetzen zu können, müssen die bestehenden Regenerativ-Energie-Potenziale weitestg hend ausgeschöpt werden. Die bezogen auf das Gebiet der Bundesrepublik Deutschland mengenmä- ßig größten Potenziale – nämlich solare Strahlungsenergie und Windenergie - sind nur dargebotsab- hängig verfügbar und zu einem großen Teil nur zur direkten Stromerzeugung nutzbar. Die Aufn kapazität des Stromnetzes für dargebotsabhängige fluktuierende Leistungen ist jedoch begrenzt. Die- se Grenze lässt sich ausweiten, in enn es e- ahme- dem ein Teil der fluktuierenden Stromerzeugung per Elektroyse in Wasserstoff umgewandelt wird. Der so erzeugte Wasserstoff kann entweder seinerseits wieder zur Stromproduktion eingesetzt werden und dabei zur Stabilisierung der Stromversorgung beitragen, weil Wasserstoff problemlos speicherbar ist und die Stromerzeugung aus Wasserstoff - z.B. in Brennstoff- zellen-Kraftwerken - der jeweiligen Netzlast weitgehend angepaßt werden kann, oder steht für mobile Seite 43 Anwendunge ls Kraftstoff zur Verfügung. Der Verkehrssektor ist eine für das gesamte Energiesys- chutzgründen wichtige Nutzungsoption für regenerativ erzeugten Wasserstoff n a tem aus Klimas , weil die Potenziale zur Bereitstellung von Kraftstoffen aus regenerativen Energien innerhalb der Bundesrepu- blik Deutschland vergleichsweise gering sind (vgl. Nitsch et al. 2004) und nur mit einem verhältnismä- ßig hohen Aufwand erschlossen werden können. In allen hier dargestellten Regenerativ-Energie-Szenarien ist die Wasserstoff-Produktion auf der Basis von regenerativ erzeugtem Strom vorgesehen. Ab dem Jahre 2030 gewinnt der Stromverbrauch für n gesamten Netto-Stromverbrauch in der - h mit - - die Wasserelektrolyse einen zunehmenden Einfluss auf de Bundesrepublik Deutschland. Im RRO-Szenario des Wuppertal-Instituts erreicht die Wasserstoffpro duktion bereits im Jahre 2030 einen Anteil in Höhe von 1 % am gesamten Netto-Stromverbrauch (ein- schließlich Stromverbrauch für Leitungsverluste, Pumpstromverbrauch und sonstigen Stromverbrauc im Umwandlungssektor), der bis zum Jahre 2050 immerhin auf mehr als 13 % ansteigt. Verglichen dem Endenergieverbrauch Strom beträgt der Stromverbrauch für die Wasserstofferzeugung im Jahre 2050 immerhin 17 %. Trotz des neuen Stromverbrauchers, der mit der Wasserstofferzeugung in das Stromversorgungssystem eingeführt wurde, sinkt jedoch der gesamte Netto-Stromverbrauch im RRO Szenario des Wuppertal-Instituts bis zum Jahre 2050 gegenüber dem Jahre 2000 um fast 11 %, da der sehr starke Rückgang des Strom-Endenergieverbrauchs die Zunahme des Nettostromverbrauchs durch den Strombedarf zur Wasserstoffproduktion überkompensiert (vgl. Abbildung 12). Abbildung 1 2 : Ent wi cklun g des Ne tto-S tromv e rbrauchs im Szen ario RRO de s Wupp e rta l - I n s ti tut s 300,0 350,0 2000 2010 2020 2030 2050 N et to -S tr o 400,0 450,0 500,0 550,0 mver br au ch [T W h/ a] Wasserstofferzeugung Leitungsverluste Pumpstromverbrauch Umwandlungssektor- Verbrauch Endenergieverbrauch Strom Quelle: WI 2002 Sehr ähnlich wie beim RRO-Szenario des Wuppertal-Instituts entwickelt sich der Netto-Strom- verbrauch im Szenario UBA-NH. In diesem Szenario sinkt der Verbrauch insgesamt sogar noch etwas stärker als im RRO-Szenario des Wuppertal-Instituts, obwohl bedingt durch den Stromeinsatz für die Wasserstoffproduktion das Stromversorgungssystem einen zusätzlichen Bedarf decken muss, weil im UBA-NH-Szenario mit 57 TWh im Jahre 2050 etwas weniger Strom für die Wasserstoffproduktion verbraucht wird, als im RRO-Szenario des Wuppertal-Instituts. Ebenso wie im RRO-Szenario des Seite 44 Wuppertal-Instituts sorgt der gleichzeitig sehr starke Rückgang des Endenergieverbrauchs für eine Überkompensation dieses zusätzlichen Bedarfs (vgl. Abbildung 13). Abbildung 1 3 : Ent wi cklun g des Ne tto-S tromv e rbrauchs im Szen ario UBA-NH des DL R un d des Wuppertal-Instituts 350 400 450 500 550 tt o -S tr o m ve rb ra u ch [T W h /a ] 300N e 2000 2010 2020 2030 2040 2050 Stromverbrauch Wasserstoffproduk- tion Stromverbrauch Umwandlungssektor/ Leitungsverluste Endenergieverbrauch Strom Quelle: DLR/WI 2002 Im Gegensatz zu den beiden oben dargestellten Entwicklungen steigt der Netto-Stromverbrauch in den Regenerativ-Energieszenarien des IER innerhalb des Betrachtungszeitraums um fast 8 % im Szenario RRO 1 und um 5 % im Szenario RRO 2, obwohl auch bei diesen Szenarien der Strom-En energieverbrauch im gleichen Zeitraum zurückgeht. Allerdings ist hier dieser Rückgang wesentlich weniger stark ausgeprägt als in den beiden anderen Szenarien. Zude d- m ist der Stromverbrauch für die Wasserstoffproduktion in beiden Regenerativ-Energieszenarien des IER deutlich höher als in dem Dabei ist der Stromverbrauch für die Wasserstoffproduktion im Szenario RRO 2 sogar etwas geringer als im Szenario RRO 1, weil für das Szenario RRO 2 laut Vorgabe der Enquete-Kommission zusätz- lich die Möglichkeit eingeräumt wurde, regenerativ erzeugten Wasserstoff zu importieren. Von dieser Möglichkeit wird ab dem Jahre 2030 zunehmend Gebrauch gemacht, wodurch die heimische Strom- produktion gegenüber dem RRO 1-Szenario etwas gedrosselt werden kann (vgl. IER 2002). Szenario des Wuppertal-Instituts und im UBA-NH-Szenario (vgl. Abbildung 14 und Abbildung 15). Seite 45 Abbildung 1 4 : Ent wi cklun g des Ne tto-S tromv e rbrauchs im Szen ario RRO de s IER 400 450N et to 500 550 -Str om ve rb ra uc h [T W 600 650 h/ a] 2000 2010 2020 2030 2040 2050 Stromverbrauch Wasserstoff Pumpstrom- verbrauch Leitungsverluste Stromverbr. lungss ektor Umwand Endenergie- Quelle: IER 2002 Abbildung 1 5 : Ent wi cklun g des Ne tto-S tromv e rbrauchs im Szen ario RRO 2 d es IER 400 420 440 460 480 500 520 540 560 580 2000 2010 2020 2030 2040 2050 N et to -S tr o m ve rb ra u ch [T W h /a ] Stromverbrauch Wasserstoff Stromverbr. Umwandlungs- sektor Pumpstrom- verbrauch Leitungsverluste Endenergie- verbrauch Strom Quelle: IER 2002 3.2.2 Entw icklung des Kraftw erksbest ands und des Stromerzeugungsmix Bedingt durch die recht großen Abweichungen hinsichtlich des Netto-Stromverbrauchs, der durch die Stromerzeugung in den einzelnen Szenarien zu decken ist, entwickelt sich auch die Netzhöchstlast und damit die Gesamtkapazität des Kraftwerksparks in den einzelnen Regenerativ-Energie-Szenarien recht unterschiedlich. Während das UBA-NH-Szenario und vor allem das RRO-Szenario des Wup- pertal-Instituts mit einer vergleichsweise geringen Gesamtkapazität auskommen, nimmt diese in den Seite 46 zu. Das Wuppertal-Institut greift zudem für das RRO-Szenario in stärkerem Maße, als dies im UBA-NH der Fall ist, einerseits auf regenerative Kraftwerkskapaziäten im Ausland und andererseits auf fossile Kraft- werke zurück, die dargebotsbedingt bzw. im Falle von Wärmekraftwerken aufgrund ihrer Steuerbarkeit weitaus besser auslastbar sind, so dass die gleiche Strommenge mit einer geringeren Kraftwerkska- pazität bereitgestellt werden kann. Die durch den im Vergleich zu allen anderen Szenarien höheren absoluten und relativen Beitrag fossiler Stromerzeugung entstehenden höheren Klimagasemissionen bei der Stromerzeugung werden im RRO-Szenario des Wuppertal-Instituts durch verstärkte Einspa- rungen im Verkehrssektor und im Wärmebereich kompensiert. Im Gegensatz zu den anderen Regenerativ-Energie-Szenarien können im Szenario RRO 2 vorgabe- bedingt ausschließlich regenerative Stromerzeuger oder Stromerzeuger eingesetzt werden, die mit regenerativ erzeugten Sekundärbrennstoffen betrieben werden. Aufgrund der Dargebotsabhängigkeit der Leistungsabgabe, die für die meisten regenerativen Stromerzeuger kennzeichnend sind, ist die durchschnittliche Auslastung der im RRO 2-Szenario genutzten Stromerzeuger vergleichsweise ge- ring, woraus sich bei einem gleichzeitig hohen Netto-Stromverbrauch eine im Vergleich zu den ande- ren Regenerativ-Energie-Szenarien überdurchschnittlich hohe Gesamtkapazität des Kraftwerksparks RO-1-Szenario des IER ist aufgrund des hohen Netto-Stromverbrauchs auf eine vergleichsweise hohe Kapazität des Kraftwerksparks angewiesen (vgl. Tabelle 6). 6 : RRO-Szenarien des IER im Verhältnis zum derzeitigen Kraftwerksbestand deutlich stärker ergibt. Auch das R T a b e l l e Der Kraft we rkspar k der Bundesr epubl ik Deutschla nd im Jahre 2050 im Ver- gleich der re genera tiv - nicht-nukle are n Klimaschu tz-Sze n arien I E R RRO 1 I ER RRO 2 W I RRO 1 UBA NH Pumpspeicher 4,5 4,5 4,5 4,5 Wasserkraft (natürlicher Zufluß) 6,2 6,8 5,8 5,2 Windenergie 58,3 58,3 35,0 42,5 PV 11,6 9,6 9,3 30,0 Geothermie 9,4 9,4 4,0 3,8 Biomasse/-gas/Müll 13,5 12,5 7,6 7,5 REG-Stromimportkapazität 24,1 37,9 19,2 14,8 Wasserstoff 17,0 48,6 0,0 0,0 Steinkohle 0,0 1,2 2,8 9,5 Braunkohle 0,0 0,2 2,2 0,0 Erdgas/Öl/sonstige Gase 29,9 7,4 35,0 38,5 Kraftw erke insge s a m t 174,6 1 9 6 , 4 1 2 5 , 5 1 5 6 , 2 1 0 6 , 3 1 4 1 , 4K raftw erke im Inland GW 1 5 0 , 5 1 5 8 , 5 GW GW GW Quelle: IER 2002, Fahl 2002, Wuppertal Institut 2002, DLR/WI 2002 g Der Anteil der Importkapazitäten liegt bei den Regenerativ-Energie-Szenarien zwischen 9 % (UBA- Nachhaltigkeitsszenario) und 19 % (IER RRO 2). Der Kapazitätsanteil regenerativer Stromerzeugun erreicht zwischen 60 und 67 % (ohne Anrechnung von Wasserstoff-betriebenen Brennstoffzellen mit Wasserstoff auf regenerativer Basis). Seite 47 Tabelle 7: Veränder u n g der Kra f twerksk apa z itä ten 20 00 – 2 050 in den re genera tiv ori e n ti ten Klimasc hutzs zena rie n für die Enq u ete - Kommission und d a e r- s U B A GW GW Summe Inland 1 0 3 , 3 - 6 6 , 5 Zubau Rückbau Zubau Rückbau Zubau Rückbau I E R RR O 1 I ER RRO 2 W I RRO 1 U BA N H Zubau Rückbau Pumpspeicher Wasserkraft (natürl. Zulauf) 1,5 2,1 1,1 0,5 Windenergie 52,2 52,2 28,9 36,4 PV 11,5 9,5 9,2 29,9 Geothermie 9,4 9,4 4,0 3,8 Biomasse/-gas/Müll 11,4 10,4 5,5 5,4 Wasserstoff 17,0 48,6 Steinkohle -30,1 -28,9 -27,3 -20,7 Braunkohle -20,1 -19,9 -17,8 -20,1 Erdgas/Öl/sonstige Gase 0,2 -22,3 5,3 8,8 Kernenergie -21,3 -21,3 -21,3 -21,3 REG-Stromimportkapazität 24,1 37,9 19,2 14,8 Gesamt 1 2 7 , 4 - 7 1 , 5 1 7 0 , 1 - 9 2 , 4 7 3 , 2 - 6 6 , 5 9 9 , 5 - 6 2 , 0 8 4 , 8 - 6 2 , 0- 7 1 , 5 1 3 2 , 2 - 9 2 , 4 5 4 , 0 K a p a z i täts-Verä n de rungen 200 0 - 2 0 5 0 GW GW GW GW GW GW Quelle: IER 2002, Fahl 2002, Wuppertal Institut 2002, DLR/WI 2002 it Standort im Inland in allen hier ie en Kraftwerkskapazität. In den Szenarien des IER stehen an le A lierende Anlage rf (RRO 2). Im UBA-Szenario dagegen erreicht der Kapazitätszuwachs der Photovoltaik fast die Größenord- nung des Zubaus an Windenergieanlagen. Im RRO-Szenario des Wuppertal Instituts ist ebenso wie im UBA-NH-Szenario keine Verstromung von Wasserstoff vorgesehen. Es werden innerhalb des Betrachtungszeitraums ausschließlich erdgasbe- triebene Brennstoffzellen zur gekoppelten Strom- und Wärmeerzeugung genutzt. Allerdings werden diese Anlagen wärmeseitig gegen Ende des Szenario-Zeitraums zunehmend durch regenerativ ge- stützte Nahwärmekonzepte verdrängt (vgl. Prognos 2002). In den IER-Szenarien wird auch die Rück- verstromung von Wasserstoff angenommen, der ganz (RRO 1) bzw. teilweise (RRO 2) in Deutschland aus fluktuierenden Energien gewonnen und im Sektor „Gewerbe, Handel Dienstleistungen“ sowie bei den privaten Haushalten in Brennstoffzellen zur kombinierten Strom- und Wärmeerzeugung eingesetzt wird (vgl. IER 2002). In den IER-Szenarien erreicht die Windstromerzeugung einen hohen Anteil im Erzeugungsmix, um dadurch die Vorgaben der Enquete-Kommission bzgl. der regenerativen Anteile möglichst kosten- r an den Erzeugungskosten ori- Gegenüber dem heutigen Kraftwerksbestand erreichen Kraftwerke m dargestellten Szenarien den höchste Kapazitätszuwachs. Gegliedert nach Einsatzenergien wächst d Kapazität der Windenergieanlagen in allen hier vorgestellten regenerativ-nicht-nuklearen Klimaschutz- szenarien bezogen auf den Zeitraum 2000 bis 2050 am stärksten und erreicht außerdem im Zieljahr 2050 den größten Anteil an der gesamt zweiter Stel nlagen zur Wasserstoffverstromung (RRO 1) bzw. außerhalb Deutschlands zu instal- n zur Bereitstellung von regenerativem Importstrom für den deutschen Beda günstig erfüllen zu können, wie es dem gewählten Modellansatz eine entierten Optimierungsrechnung entspricht. Auch die Potenziale für eine Stromerzeugung aus Bio- masse werden aus diesem Grunde weitgehend ausgeschöpft. Umgekehrt trägt aus dem gleichen Grund auch die Photovoltaik trotz sehr großer inländischer Erzeugungspotenziale nur zu einem gerin- Seite 48 - rien (Bu ndesre publik Deu tschla nd 2050 ) S u m m e N e tto- S trom e rze u g u n g 570, 2 555, 5 4 75, 3480, 5 gen Anteil zur Stromerzeugung bei. Die vergleichsweise hohen Kosten einer Stromerzeugung aus Geothermie werden in Kauf genommen, um mit der Steuerbarkeit dieser Anlagen zur Stabilisierung der Stromversorgung beitragen zu können. Aus dem gleichen Grund ist auch der Anteil des Wasser- stoffs an der Gesamt-Stromerzeugung vor allem im Szenario RRO 2 relativ hoch (vgl. Tabelle 8). Tabelle 8: Vergleich de r Nettos trom erze ugung u nd des Stro mmix in aktuellen regene ra ti v nicht-nuklea ren Energies zena I E R R R O 1 I E R RRO 2 W I RRO 1 U BA NH Wasserkraft 25,7 29,2 25,4 25,4 Windenergie 137,3 137,2 84,0 106,8 PV 11,0 9,1 9,1 29,5 Geothermie 41,3 41,3 28,0 26,3 Biomasse/-gas/Müll 59,1 58,8 37,0 35,5 REG-Stromimport 98,9 155,7 96,2 82,5 Wasserstoff 35,3 124,2 0,0 0,0 Steinkohle 0,0 0,0 12,5 33,9 Braunkohle 0,0 0,0 14,4 0,0 Erdgas/Öl/sonstige G TWh/a TWh/a TWh/a TWh/a ase 161,6 0,0 173,9 135,4 zeu Brennstoffeinsatz fü Leider finden sich in den Dokumentationen zu den Regenerativ-Energie-Szenarien allenfalls Angaben zu den Brennstoffenergiemengen, die zur Stromerzeugung eingesetzt werden, Daten zu den entspre- chenden natürlichen Brennstoff-Mengen (Massen bzw. Volumina) fehlen jedoch gänzlich. Aufgrund der unverhältnismäßig großen Vielfalt möglicher Brennstoffarten und –qualitäten, die im Bereich der biogenen Brennstoffe zur Stromerzeugung potenziell geeignet wären, führt dies dazu, dass ohne grundlegende eigene Annahmen keine Aussagen zu den erforderlichen natürlichen Mengen biogener Brennstoffe möglich sind. Deshalb mussten die öffentlich zugänglich dokumentierten Szenario-Daten auf der Basis von Literatur-Recherchen zu fortschrittlichen Umwandlungstechnologien und zu Brenn- stoffarten und -bereitstellungsketten interpretiert und ergänzt werden. In Kapitel 4.5.1 sind die Überle- es Brennstoffdatengerüstes geführt ha- ben, das nachfolgend in Tabelle 9 und Tabelle 10 dargestellt ist. Quelle: IER 2002, Wuppertal Institut 2002, DLR/WI 2002 3.2.3 Entw icklung des Brennstoffbedarfs zur Stromerzeugung Durch den Ausstieg aus der Kernenergienutzung und durch die Substitution fossiler Brennstoffe verla- gert sich der Brennstoffeinsatz für die Stromerzeugung in den Regenerativ-Energie-Szenarien hin zu biogenen Brennstoffen bzw. hin zu Wasserstoff als Sekundärbrennstoff, der seinerseits aus regenera- tiven Energien gewonnen wird. Da die Bereitstellung solcher Brennstoffe unter Umständen ebenso wie die künftige Vermeidung der Aufwendungen für die Bereitstellung fossiler und nuklearer Brenn- stoffe raumbedeutsam sein kann, soll hier versucht werden, die jeweiligen Brennstoffenergiemengen und auf dieser Basis auch die natürlichen Mengen abzuschätzen, die den Szenarien entsprechend für die Stromer gung bezogen auf das Jahr 2050 angenommen worden sind, und mit dem derzeitigen r die Stromerzeugung zu vergleichen. gungen und Annahmen beschrieben, die zu der Erstellung d Seite 49 T a b e l l e Brenn s toffe n ergiebe d ar f für die Stro mv ersorgun g der Bund e s re p u land 2050 (o hne K W K - W ä rmegut schr i ft) 9 : b l i k D e utsc h- IER RRO 1 IER RRO 2 WI RRO 1 UBA NH PJ PJ PJ PJ Biomasse/Energiepflanzen/andere Brennstoffe 799 908 342 323 Biogas 76 74 70 67 Müll 150 150 45 58 Wasserstoff 254 894 0 0 Steinkohle 0 0 77 287 Braunkohle 0 0 122 0 Erdgas/sonstige Gase 935 0 1.084 829 Heizöl 0 0 19 39 S u m m e B re n n s tof f b e d a rf f ü r S trom e rz e u g u n g 2 . 2 1 4 1 . 9 7 2 1 . 7 1 6 1 . 6 0 3 Quelle: IER 2002, Wuppertal Institut 2002, DLR/WI 2002, eigene Annahmen Gegenüber dem Stromversorgungssystem des Jahres 2000 reduziert sich der Brennstoffenergieein- satz für die Stromerzeugung um 57 % (IER RRO 1) bis zu 69 % (UBA-NH). Im Szenario RRO 2 wer- den vorgabegemäß keine fossilen und nuklearen Brennstoffe mehr benötigt, während Erdgas in a drei anderen Regenerativ-Energie-Szenarien noch eine bedeutende Rolle für die Stromerzeugung spielt. Daneben fällt auf, dass der Brennstoffenergiebedarf für die Steinkohleverstromung im UBA-NH- Szenario fast noch genauso hoch ist, wie für die Biomasse-Verstromung. In den Szenarien des IER übertrifft die jeweils im Jahre 2050 zur Verstromung eingesetzte natürliche Wasserstoffmenge die heute verstromten natürlichen Erdgasmengen bei Weitem, was entsprechend Konsequenzen für den Infrastrukturbedarf für den Transport, die V llen e erteilung und die Speicherung von fester Biomasse esetzten Streinkohlemassen. In keinem der dargestellten Regenerativ-Energie-Szenarien wird allerdings die durch die enormen Braunkohle- mengen dominierte Gesamt-Masse fester Brennstoffe, die heute zur Stromerzeugung benötigt wird, auch nur annähernd erreicht. Aus diesem Grunde führt die Substitution der derzeitigen Stromerzeu- gung durch regenerative Energien unter der Perspektive der Brennstoffmengen in jedem Fall zu einer Entlastung. Wasserstoff hat. Ebenfalls in den Szenarien des IER übertrifft auch die erforderliche natürliche Menge brennstoffe die heute zur Verstromung eing Seite 50 Tabelle 10: Ent wi cklun g des Bed a rfs an fossilen Brenn s toffen und Kern b rennstoffen zur Stromer z eug ung in den Regener a tiv - Energie-S z en arien 200 0 – 2050 Mehr- bedarf Minder- bedarf Mehr- bedarf Minder- bedarf Mehr- bedarf Minder- bedarf Mehr- bedarf Minder- bedarf Misch-Abfall Mio.t 9,7 4,0 4,0 -5,6 -4,4 Biomasse Mio.t 1,4 70,0 81,6 30,0 25,5 Biogas Mrd. m3 0,9 2,6 2,6 2,4 2,2 Wasserstoff Mrd. m3 0 23,5 82,8 Erdgas Mrd. m3 14,8 14,6 -14,8 15,7 8,5 Kernbrennst WI R R O 1 U BA NH B e d a rf s - Ve rä nd e run g e n 2000 - 205 0Brenn- stoff- einsatz 2000 I E R RR O 1 I E R RR O 2 5 Heizöl/Diesel Mio. t 0,9 -0,9 -0,9 offe tU 4.000 -4.000 -4.000 -4.000 -4.000 Braunkohle Mio. t 172,9 -172,9 -172,9 -158,1 -172,9 Steinkohle Mio. t 43,3 -43,3 -43,3 -40,7 -33, Quelle: BMWi/VWEW 2002, IER 2002, Wuppertal Institut 2002, DLR/WI 2002 3.2.4 Zusammenfassende Ausw ertung de r Szenarioergebnisse im Hinblick auf die Aus wahl von Szenarien und sachlichen Sch werpunkte n für die raumbezogene Anal y s e Das RRO-Szenario des Wuppertal Instituts und das UBA-NH-Szenario einerseits unterscheiden sich von den Szenarien des IER andererseits grundsätzlich durch die verschiedene Gewichtung nachfrag- seitiger und angebotsseitiger Klimaschutzmaßnahmen. Während das Wuppertal Institut und das DLR in sehr starkem Maße Effizienzsteigerungen sowohl bei der Stromerzeugung, vor allem aber außer- dem auch bei der Stromanwendung als Potenzial für den Klimaschutz und zur Substitution der Kern- sbau eines klimaneut- ralen Kraftwerksparks. O-Sz Umbau des des Stromve r die Umwandlungseffizienz im Kraftwerksbe- ngseffizienz der Kraftwerke ausgeht, werden beim Szenario des Wuppertal energie begreifen, vertraut das IER in seinen Szenarien viel stärker auf den Au Das RR enario des Wuppertal-Instituts erfordert den geringsten infrastrukturellen Aufwand für den Kraftwerksparks. Gründe dafür sind die sehr optimistischen Annahmen zur Entwicklung rbrauchs und zu den Steigerungsraten fü reich. Durch die stärkere Betonung der Energieeffizienz als klimaschutzpolitisches Handlungsfeld verlagert sich der Aufwand für die Umgestaltung des Stromversorgungssystems von einem mengen- mäßigen Ausbau der technischen Infrastruktur hin zu verstärkten Anstrengungen für Forschung und Entwicklung im Bereich der Kraftwerkstechnik und vor allem hin zu einer Steuerung der Stromnach- frage durch politische Maßnahmen. Im Vergleich zum UBA-NH-Szenario, das von ähnlichen Annahmen zur Entwicklung der Stromnach- frage und der Umwandlu Instituts außerdem auch bis zum Ende des Szenario-Zeitraums zu einem höheren Anteil weiterhin fossile Kraftwerke zur Stromerzeugung eingesetzt. Die sich dadurch zwangsläufig ergebenden höhe- ren Klimagasemissioen im Stromsektor werden vor allem durch verstärkte Klimaschutz-Anstrengun- gen im Verkehrsbereich ausgeglichen. Demgegenüber sind die Szenarien des IER von einer wesentlich größeren Skepsis in Bezug auf die Erreichbarkeit einer weitgehenden Dämpfung der zukünftigen Stromnachfrageentwicklung geprägt. Seite 51 Daher sind die IER-Szenarien in viel stärkerem Maße angebotsorientiert, wodurch sie im Falle der Umsetzung in größerem Umfang raumbedeutsame Umstrukturierungen des Stromversorgungssys- ti- e erungen realisieren zu können, eher realistisch zu sein, als s Rahmen dieser Arbeit als Datenbasis für die Beschreibung von möglichen s en ünftig politisch stärker an Einfluss gewinnen sollten. NH-Szenario und das RRO 2 Szenario des IER vor. Da die beiden Szenarien sich zudem , ergienutzung, den alle betrachteten Regenerativ-Energie-Szena- tungseffekte ergeben. Daher scheint es sinnvoll zu sein, das bestehende System der Kernenergienut- tems verlangen würden. Für einen Nachfragrückgang in dem in den Szenarien des Wuppertal Instituts und des DLR wird ar- gumentiert, dass gerade Effizienzpotenziale zu den am ehesten auch unter betriebswirtschaftlich-ra onalem Kalkül umsetzbaren Kimaschutzoptionen gehören (vgl. DLR/WI 2002). Demzufolge scheint di Annahme, trotz eines – wie vorausgesetzt - stetig steigendem Wirtschaftswachstums langfristig in größerem Umfang auch Verbrauchsmind die Nutzung großer Regenerativ-Energie-Potenziale vorauszusetzen. Allerdings ist zu bedenken, das möglicherweise Erfolge im Bereich der technischen Stromanwendungs-Effizienz durch die Zunahme der Stromanwendungen in stärkerem Umfang kompensiert werden könnten, als die Szenarien des Wuppertal-Institus und des DLR dies nahelegen. Für die weitere Nutzung im langfristigen Entwicklungen des Stromversorgungssystems können zunächst vor allem Szenarien al interessant angesehen werden, die einen höheren kapazitätsseitigen Infrastrukturausbau vorsehen, da die Umsetzung solcher Zukunftsentwürfe die meisten spezifisch raumplanerischen flankierenden Aktivitäten erforderlich machen würden und zudem die planerisch größten Konfliktpotenziale erwart liessen. Für die Einschätzung der Akzeptanz weitgehender Klimaschutzziele ist weiterhin zu beachten, dass möglicherweise in den Industrieländern zukünftig noch größere Klimagas-Emissionsminderungen für erforderlich und durchsetzbar gehalten werden könnten, wenn Klimaänderungen stärker als bisher wirksam werden und Klimaschutzforderungen zuk Aus dieser Perspektive betrachtet bietet vor allem das RRO-2-Szenario durch die aus heutiger Sicht sehr weitgehende Zielstellung einer „solaren Vollversorgung“ innerhalb eines Umsetzungszeitraums von knapp 50 Jahren einen Spielraum für weitergehende politische Reaktionen auf eventuelle ver- stärkte Klimaschutzerfordernisse. Die detailliertesten, auch durch Daten hinterfütterten Beschreibungen der Zukunftsentwürfe liegen für das UBA- relativ deutlich hinsichtlich der Zielsetzung einerseits und in der Konzeption andererseits unterschei- den, werden sie hier für weitergehende raumbezogene Betrachtungen ausgewählt. In Hinblick auf den Gegenstand für eine weitere vertiefte raumbezogene Analyse scheint es geboten vor allem die Teile des technischen Systems der Stromversorgung unter dem Gesichtspunkt der Raumwirkungspotenziale in den Vordergrund zu rücken, die durch die Umgestaltung nach dem Mus- ter der Regenerativ-Energie-Szenarien die stärksten Änderungen erfahren. In Tabelle 11 ist der Grad der Änderungen zusammenfassend qualitativ noch einmal dargestellt. Durch den Ausstieg aus der Kernen rien voraussetzen, entfallen Aufwendungen für die Bereitstellung der Kernbrennelemente und die Stromerzeugung durch Kernenergie vollständig. Daraus können sich aus räumlicher Sicht Entlas- Seite 52 tark verringertem r zung in die weitere Analyse mit einzubeziehen. In ähnlichem Umfang gilt dies auch für die Stromer- zeugung aus Braunkohle. Die Steinkohleverstromung wird im Szenario UBA-NH in s Umfang weitergeführt, im Szenario RRO 2 des IER aber komplett zurückgefahren, so dass auch hier eine weitere Betrachtung möglicher Entlastungseffekte, die durch die Demontage des Systems de Steinkohleverstromung entstehen könnten, lohnenswert erscheint. Auch die Erdgasverstromung spielt zumindest als Übergangsenergieträger eine wichtige Rolle für die Regenerativ-Energie-Szenarien und sollte daher in die Analyse mit einbezogen werden. Tabelle 11: Übersicht über Änderungsinten sität im Stromversor gungss ystem durch lang- fristige Klimaschutzstrategie und Kernenergieausstieg Brennstoffbereitstellung Kraftwerksanlagen Kernenergie +++ +++ Steinkohle ++ ++ Braunkohle +++ +++ Heizöl ○ ○ Erdgas ++ ++ Wasserkraft - + Windenergie - ++ Solare Strahlungsenergie - +++ Geothermie - +++ Biomasse/Müll +++ +++ REG-Stromimport - +++ +: relevante Änd ng; ○: keine oder nur unwesentliche Änderung; -: kommt nicht vor eru Für die Stromerzeugung aus Wasserkraft gilt, dass sie in den Szenarien zwar ausgebaut werden soll. D aber aus Gründen de pften erhalb D vor allem durch Reaktivierung Modernisierung des Anla stands, so dass hier a ung der Wasserkraftnutzung verzichtet wird, auc n dadurch eventuell e e Zubauten von Wasserkraftwerk potenziellen zukünftigen Stromlieferländern ausge- b , da der Schwerpunkt der Analyse auf potenzielle Raumwirk n gelegt werden soll, d utschlands auftreten. F en, die sich zur Stromerzeugung eig ilt, dass sie in mehr o sem Umfang erst neu in das System der Stromversorgu griert werden müssen u ngen erst bei größe Durchdringung des Gesa ems entfalten. Daher ies geschieht r weitg ausgeschöehend Stando ale innnrt-Potenzi eutschlands und genbe uf eine vertiefte Betracht h wen rforderlich e nn i lendet werden u eng ie innerhalb De ür alle anderen regenerativen Energi nen, g der weniger gros ng inte nd dass ihre Raumwirku rer mtsyst sind sie allesamt für eine weitere Analyse von Interesse. Seite 53 4 Rauminanspruchnahme durch energi etechnische Infrastruktur – technolo- gieorientierte Einzelbetrachtung fü r ausge wählte Stromversorgungssys- teme Im Folgenden werden die verschiedenen Optionen des heutigen sowie Optionen potenzieller zukünfti- ger regenerativer Stromversorgungssysteme für die Stromerzeugung unter raumanalytischen Ge- sichtspunkten näher betrachtet. Brennstoffbasierte Subsysteme werden jeweils in den Teilelementen Brennstoffbereitstellung und Stromerzeugung dargestellt, während für Erzeugungsoptionen, die auf Basis von Primärenergieströmen arbeiten (vor allem Windenergie und solare Strahlungsenergie) le- diglich der Stromerzeuger selbst bechrieben wird. Bei der Beschreibung der Stromerzeugung aus Geothermie wird die Förderung der Erdwärme in die Systembetrachtung mit einbezogen. Den Be- schreibungen der raumrelevanten Merkmale der brennstoffbasierten Systeme ist jeweils ein kurzer Überblick über das gesamte Subsystem vorangestellt, in dem auch bezogen auf den Einsatz zur Stromerzeugung der jeweilige Brennstoffbedarf für die einzelnen Stufen der Bereitstellungskette quan- tifiziert wird. Des weiteren werden Literaturdaten zur prognostizierten technischen Weiterentwicklung bezogen auf den Betrachtungszeitraum ausgewertet und mit Daten zur Flächeninanspruchnahme verknüpft, so weit die entsprechende Technologie innerhalb der Regenerativ-Energie-Szenarien für die zukünftige Stromerzeugung von Bedeutung ist. Wie bereits dargelegt, werden in diesem Kapitel auch Stromerzeugungsoptionen betrachtet, die zwar im aktuellen Versorgungssystem eine wichtige Bedeutung haben, in den Regenerativ-Energie-Szena- rien aus klimaschutz- und umweltpolitischen Gründen oder – wie im Falle der Kernenergie - zur Ver- meidung spezieller Gefährdungspotenziale substituiert werden sollen. Dabei wird kein Umweltver- gleich zwischen diesen Optionen durchgeführt. Stattdessen soll lediglich verdeutlicht werden, welche Ausgangssituation in räumlicher Hinsicht für die Weiterentwicklung bzw. Umgestaltung des derzeitigen Stromversorgungssystems besteht und welche zusätzlichen Belastungen einerseits und welche Ent- lastungen andererseits durch die langfristige Umgestaltung des Systems in räumlicher Hinsicht her- vorgerufen werden können. 4.1 Stromerzeugung aus Kernenergie Den folgenden Ausführungen liegt die Annahme zugrunde, dass die Vereinbarung zwischen der Bun- desregierung und den Stromversorgungsunternehmen vom 14. Juni 2000 (vgl. Vereinbarung 2000) umgesetzt wird und das Atomgesetz in dieser Hinsicht in seiner derzeit gültigen Fassung weiterhin Bestand hat. Daher werden technische Weiterentwicklungen für die Kernenergienutzung zur Strom- und oder Wärmeerzeugung, so weit diese den Neubau von Anlagen betreffen, nicht in die Betrachtung einbezogen. Insoweit dienen die folgenden Überlegungen lediglich dazu, die derzeitigen Raumwir- kungspotenziale des Gesamtsystems der Kernenergieverstromung zu analysieren. Dies schließt die Wirkungen ein, die von einem Weiterbetrieb in dem Umfang, wie ihn die Vereinbarung zulässt, sowie von der ordnungsgemäßen Beendigung der Kernenergienutzung während des Szenariozeitraums potenziell ausgehen. Seite 54 . 1 In Deu kraftw e im Leistungsbetrieb, von denen dreizehn zum Typ der Druckwasserreaktoren (DWR) - - ). m r- b ie in Tabelle 12 : Kern kra f twe rke in Deu ts c hland 20 00 4 . 1 Überblick über das Gesamt-System tschland befanden sich bis zur Stillegung des KKW Stade im Jahre 2003 insgesamt 19 Kern- erkblöck und sechs zum Typ der Siedewasserreaktoren (SWR) zählen. Die durchschnittliche Netto-Leistung aller deutscher Kernkraftwerksblöcke betrug etwa 1.120 MW. Damit zählen die Kernkraftwerke bezo gen auf die Blockleistung derzeit zu den mit Abstand größten Stromerzeugern im Kraftwerkspark der Bundesrepublik Deutschland. Alle Anlagen werden im Grundlastbereich betrieben, obwohl die Druck wasserreaktoren der jüngsten Baureihe auch für den Lastfolgebetrieb ausgelegt sind (vgl. Tabelle 12 Gemäß Vereinbarung zwischen der Bundesregierung und den Energieversorgungsunternehmen vo 14. Juni 2000 wird die Gesamtnutzungsdauer der Kernkraftwerke auf Regellaufzeit von 32 Kalende jahren begrenzt (vgl. Vereinbarung 2000). Für die Restnutzungsdauer der Anlagen wird gerechnet a dem 01.01.2000 eine Stromerzeugung in Höhe von insgesamt 2.516 TWh (davon 1.815 TWh für d Druckwasserreaktoren und 701 TWh für die Siedewasserreaktoren) zugelassen. Dies ergibt bezogen auf die gesamte Betriebsdauer von 32 Jahren eine Stromerzeugung in Höhe von 5.032 TWh (davon 3.617 TWh in DWR und 1.415 TWh in SWR) bzw. einer durchschnittlichen Jahresstromerzeugung Höhe von 157 TWh (davon 113 TWh/a in DWR und 44 TWh/a in SWR). St rom e r- z e u g u n g Vol llas t- stu nden MW GWh/a h/a DWR 13 14.912 112.421 7.539 SWR 6 6.371 45.764 7.183 Summe 19 An z a h l An l a g e n e l ek tris c h e Nett o- Le i s tun g A n l a g e nt y p Ja h res - Dur chsch n it t 199 8 - 20 00 21.283 158.185 7.432 r Uran wird auf dem Weltmarkt sowohl durch Bergbau als auch aus Sekundärquellen (Lagerbestände, Kernwaffenuran, recycliertes Uran aus der Wiederaufarbeitung) bereitgestellt. In den vergangenen Jahren betrug der Anteil primärer Uranquellen an der Brennstoffversorgung weltweit etwa 50 bis 60 % Quelle: Jahrbuch Atomwirtschaft 2001 Zum Betrieb von Kernkraftwerken werden Brennelemente benötigt, die ebenso wie die für die Brenn- elementproduktion erforderlichen Rohstoffe bereitgestellt werden müssen. Zudem entstehen bei der Stromerzeugung Abfälle, die entweder durch Ablagerung entsorgt oder in den Brennstoffkreislauf zu Wiederaufbereitung zurückgeführt werden. In Abbildung 16 ist die Prozesskette der Stromerzeugung aus Kernspaltung im Überblick dargestellt. Als Kernbrennstoffe für Leichtwasserreaktoren kommen sowohl angereichertes Urandioxid als auch Mischoxid (Mischung aus Urandioxid und Plutoniumdioxid) in Frage. In der Bundesrepublik Deutsch- land sind insgesamt zehn Druckwasserreaktorblöcke und zwei Siedewasserreaktorblöcke für den Be- trieb mit MOX-Brennelementen zugelassen (vgl. atw 1998 und Philippzcyk et al. 2001). Seite 55 (im Jah 0 56 %, vgl. atw 2003). Mittel- bis langfristig sol verlieren (vgl. BGR 2003). Ab den Jahren 2006/2007 wird vo r 200 len die sekundären Quellen an Bedeutung raussichtlich der Anteil primärer Quellen r kraftwerke selbst sowie von der Qualität der Brennstoffe bzw. der Brennelemente ab, die auch bei zur Stromerzeugung - durch Steigerung der Uranproduktion in bestehenden Bergwerken bzw. durch die Erschließung neue Minen erhöht werden müssen (vgl. Max/Kwasny 2001). Im Folgenden soll ausschließlich auf die bergmännische Urangewinnung Bezug genommen werden, da raumrelevante Informationen zu Se- kundärquellen nicht verfügbar sind. Der Bedarf an Natururan beeinflusst in erheblichem Maße die Stoffströme in den der Stromerzeugung vor- und nachgelagerten Prozessstufen. Er hängt im Wesentlichen von Betriebsparametern der Kern- konstantem Anlagenbestand im Verlauf des Anlagenbetriebs zum Teil erheblichen Veränderungen unterworfen sein können. Als wichtigste Parameter sind zu nennen: der elektrische Netto-Nutzungs- grad, die Arbeitsausnutzung und die elektrische Nettokapazität der Kernkraftwerke, der Abbrand der Brennelemente und der Anteil wieder aufgearbeiteten Urans bzw. von MOX-Brennelementen sowie der Anreicherungsgrad des Brennstoffs in Verbindung mit der Abreicherungskonzentration im Uranan- reicherungsprozeß. Diese Faktoren wirken sich zum Teil gegenläufig auf den Brennstoffbedarf aus. Die Daten über Vergangenheitsentwicklung dieser Einflussparameter sind in der Literatur nicht voll- ständig verfügbar und zum Teil widersprüchlich. Abbildung 16: Prozesskette der Kern energienutzung Quelle: eigene Darstellung Vollständige und konsistente Daten zu den Stoffströmen entlang der Prozesskette der Brennstoffbe reitstellung, Wiederaufarbeitung und Entsorgung liefert die Öko-Inventarstudie des Ecoinvent-Projek- Urangewinnung Uranerzaufbereitung Uranerz Urankonzentrat (U3O8) Konversion Uranhexafluorid (UF6nat) Anreicherung angereichertes Uranhexafluorid (UF6ang) Brennelement-Fertigung Brennelemente auf Urandioxid-Bas (UO2) is Brennelemente mit abgereichertem Uranoxid, Plutonium und Spaltprodukten Stromerzeugung durch Kernspaltung Wiederaufarbeitung abgebrannter Brennelemente Brennelement-Zwischenlagerung Konditionierung Uranylnitrat Plutoniumdioxid (PuO2) Endlagerung Prozesse Produkte (stofflich) Mischoxid- Brennelemente lagerfähige Gebinde Seite 56 eu- n esetzt wird. In Tabelle 13 sind die Eingangsdaten zusammenge- s- it - den Jahresverbrauch in den einzelnen Staaten (vgl. sst. R SWR tes (vgl. ETH 1996). Die dort publizierten Daten beziehen sich allerdings auf den technischen Stand der Jahre um 1990. Außerdem basiert die Modellierung der Prozesse, die der Stromerzeugung nach- geordnet sind, auf dem schweizerischen Entsorgungskonzept (Stand: 1995) und sind daher nur be- grenzt auf die deutsche Situation übertragbar. Die Ermittlung des bezogen auf die Netto-Stromerz gung spezifischen Natururanbedarfs beruht auf der Annahme, dass kein wieder aufgearbeitetes Ura für die Brennelement-Produktion eing stellt, die im Rahmen des Ecoinvent-Projektes für die Berechnung der Brennstoffbereitstellung genutzt wurden. Werden die genannten spezifischen Bedarfsdaten der einzelnen Stufen der Brennstoffbereitstellung kette auf die Jahres-Nettostromerzeugung der deutschen Kernkraftwerke des Jahres 2000 bezogen (vgl. Tabelle 13) ergibt sich - gerechnet ab Bergwerk - ein Gesamt-Uranbedarf in Höhe von 4.213 tU und eine entsprechende Nachfrage für die Zwischenstufen der Brennstoffbereitstellung. Verglichen m aktuellen veröffentlichten statistischen Angaben der NEA/IAEO zum Uranbezug der deutschen Kern- kraftwerksbetreiber in Höhe von 3.350 tU (vgl. atw 2003) liegt der gemäß Ecoinvent-Projekt berech- nete Wert um etwa 26 % höher. Diese Differenz muss jedoch nicht zwangsläufig dahingehend inter- pretiert werden, dass der berechnete Bedarf zu hoch liegt. Die NEA/IAEO-Daten beziehen sich näm lich nur auf den Handel mit Uran, nicht jedoch auf NEA/IAEO 2000). So ist z.B. die Nutzung von Lagerbeständen in der Statistik nicht erfa Tabelle 13: Zusammenstellung der Basisdaten fü r die Berech nung des sp ezifischen Natur - uranbe dar f s für deu tsc he Kernkr aft we rke im Rahm en des Ecoi nv ent-Projek tes (S tan d : 19 90 ) Einheit DW Mittlerer Netto-Nutzungsgrad KKW % 31 31 Mittlerer Abbrand MWdth/kgU 42,5 40 Anreichungskonzentration der Nachlade-Brennelemente % 3,7 3,4 Abreicherungskonzentration der Tails % 0,28 0,28 Konversion: Uran-Masseverluste % 0,1 Aufbereitung: Uran-Masseverluste % 4,8 Quelle: ETH 1996 Im Zeitraum von 1990 bis 2000 ist die installierte Kernkraftwerks-Brutto-Leistung durch nachträgliche technische Verbesserungen von 21,7 auf 22,37 GW gestiegen (vgl. Philippczyk et al. 2001). Gleich- zeitig wurden Maßnahmen ergriffen, den Nutzungsgrad der Stromerzeugung zu erhöhen. Nach Hoff- meyer et al. 1996 betrug beispielsweise der Nutzungsgrad des Druckwasserreaktors Isar-2 Mitte der 90er Jahre bereits 34 %. Der Berechnung dieses Nutzungsgrades liegt ein Abbrand in Höhe von 46 MWd/kgSM zugrunde. Generell versuchen Kraftwerksbetreiber in Zusammenarbeit mit Brennelemente-Herstellern, den Ab- brand und damit die Gesamt-Effizienz der Stromerzeugung zu erhöhen, soweit dadurch die Stromge- stehungskosten reduziert werden können (vgl. Beer et al. 1999). Nach Angaben des Bundesministeri- ums für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit lag der mittlere Entladeabbrand der Brennele- mente bezogen auf alle deutschen Leistungsreaktoren (Druckwasser- und Siedewasserreaktoren) in Seite 57 der Zeit vor 1997 bei etwa 40 GWd/tSM, während für die Jahre 1997 bis 2001 eine Steigerung auf 45 GWd/tSM unterstellt wird (vgl. BMU 2003). Parallel zur Erhöhung des mittleren Abbrandes wurden (und werden) Anstrengungen unternommen, den Anreicherungsgrad des eingesetzten Urandioxids zu steigern. Angestrebt werden Anreicherungs- grade in der Größenordnung von bis zu 5 %. Für viele Kernkraftwerke liegen bereits Genehmigunge für den Einsatz von Brennelementen mit einer Anfangsanreicherung von bis zu 4,6 % vor. Unter der Annahme, dass die übrigen Kernkraftwerke Brennstoff mit einer Anfangsanreicherung ver- wenden, wie sie im Ecoinvent-Projekt angegeben werden (vgl. Tabelle 13), ergibt sich leistungsge- wichtet ei n ne durchschnittliche Anreicherungskonzentration der Brennstoffe für alle Kernkraftwerke in Höhe von 4 %. Bei Annahme eines durchschnittlichen Nettonutzungsgrad der Stromerzeugung in Höhe von 34 % bezogen auf den technischen Zustand der Kernkraftwerke im Jahre 2000 und gegen- über den Basiswerten des Ecoinvent-Projekts unveränderten Abreicherungskonzentrationen der Tails sowie unveränderten Masseverlusten bei der Konversion und der Uranerzaufbereitung ergibt sich für das Jahr 2000 ein Natururanbedarf für alle deutschen Kernkraftwerke in Höhe von insgesamt 4.007 t/U (vgl. Tabelle 14). Tabelle 14: Bedarfsdaten für die Brennstoff bereitstellung bezogen auf die Jahresstromer- zeugung des deutschen Kernkraftwerksparks 2000 DWR SWR Gesamt Uranmine (Output) tU/a 2.823 1.185 4.007 Uranerzauf reitung (Output) tU/a 2.687 1.128 3.815 be Konversion (Output) tU/a 2.684 1.127 3.811 Anreicherung (Tre zität) tUTA/a 1.709 715 2.424 nnarbeitskapa Brennelemente-Herstellung tU/a 307 130 438 Q lle: BMU 2003, Philippczyk et al. 2001, Hoffmeyer 1996; Be ng nach: ETH 1996 D und den statistischen Daten Ura h auf den Einsatz von MOX-Brennelementen and Sekun den Rückgriff der Kernkraftwerksbetreiber auf Lag estände zurückgeführt werden. der Brennstoffentsorgung gibt das „Gesetz über die friedliche Verwendung der stehen Verträge zur Nutzung von Wiederaufarbeitungskapazitäten für abge- uelle: eigene Berechnung; Datenque - rechnungsga ie verbleibende Differenz zwischen diesen Rechenwerten zum n- andel gemäß NEA/IAEA kann einerseits (bzw. erer därquellen) und andererseits auf erb Für die Gestaltung Kernenergie und den Schutz gegen ihre Gefahren“ (Atomgesetz, AtG) den Rechtsrahmen vor. Seit der neunten Novelle vom 21. August 2002 ist gemäß § 9a Abs. 1 nach Ablauf einer Übergangsfrist am 01. Juli 2005, bis zu der bestrahlte Kernbrennstoffe an die Betreiber von Wiederaufarbeitungsanlagen abgegeben werden dürfen, die direkte Endlagerung der einzig zulässige Entsorgungsweg. Nach altem Recht war auch die Wiederaufarbeitung zugelassen und bis 1994 sogar als vorrangig zu behandeln. Seit den 70er Jahren be brannte Brennelemente aus deutschen Kernkraftwerken zwischen den Kernkraftwerksbetreibern und den Betreibern von Wiederaufarbeitungsanlagen im Ausland. Insgesamt wurden seit Beginn der kommerziellen Kernenergienutzung in der Bundesrepublik Deutschland bis zum 31.12.2001 abge- Seite 58 - Kernkraftwerke in die Wiederaufarbeitung gelangt sind lung“ ande- - i- er Forschung oder z.B. auch aus medizinischen und industriellen Anwendun- gen. Bis Ende 2000 m wärmeentwickelnde Ab- fälle und 76.000 m3 Abfälle mit vernachlässigbarer W rmeentwi angefa r Kateg wärmeentwickelnden Abfälle werden konditionierte bestrahlte Brennelemente aus Leichtwasserreakto- re rvolumen in Höhe von 6.412 m konditioni aktive Wiederauf tu olumen in Höhe von 3 zugerechnet. Die restliche Menge stammt a chnischen Anlagen sowie aus hungsreaktoren. Innerh Kate d eentwicklun en 23.0 er E sc beitskreis Auswahlverfahren Endlager“ (AkEnd) entsp nd we äs- erung und Uranerzaufbereitung s • Gewinnung als Beiprodukt. Tiefbau-Anteil zwischen 31 und 51 %. Der Anteil des Lösungsbergbaus und der Beiproduktgewinnung brannte Brennelemente mit einem Brennstoffinventar in Höhe von insgesamt 4.704 tSM nach La Ha gue und in Höhe von 681 tSM nach Sellafield verbracht (vgl. BMU 2003). Diese vertraglichen Ver- pflichtungen zugrunde gelegt ergibt sich eine Gesamt-Brennstoffmenge in Höhe von 6.877 tSM, die innerhalb der Gesamtlaufzeit der deutschen bzw. gelangen werden. Bezogen auf 32 Betriebsjahre bedeutet dies, dass im Durchschnitt 215 tSM/a aus Brennelementen deutscher Kernkraftwerke einer Wiederaufarbeitung zugeführt werden. Dem Entsorgungskonzept der Bundesregierung entsprechend sind die Abfälle in die Kategorien „wärmeentwickelnde Abfälle“ einerseits und „Abfälle mit vernachlässigbarer Wärmeentwick rerseits eingeteilt. Aus der Wärmeentwicklung und der Strahlung der Abfälle resultieren besondere Anforderungen an das Wirtsgestein bei einer Ablagerung in geologischen Formationen, die das End lagerkonzept für alle radioaktiven Abfälle gleichermaßen vorsieht. Die wärmeentwickelnden Abfälle stammen fast ausschließlich aus der Elektrizitätswirtschaft. Sie enthalten etwa 99 % der Radioaktiv tät, stellen jedoch nur 10 % des Gesamtvolumens dar. Die wärmeentwickelnden Abfälle bestehen zum größten Teil aus langlebigen Radionukliden (vor allem abgebrannte Brennelemente und Abfälle aus der Wiederaufarbeitung) . Abfälle mit vernachlässigbarer Wärmeentwicklung sind alle übrigen schwach- bis mittelaktiven Abfälle und stammen z.B. aus dem Betrieb und der Stilllegung von Kern- kraftwerken sowie aus d sind in der Bundesrepublik Deutschland insgesamt 8.400 3 ä cklung llen. De orie der n mit einem Behälte 3 und erte hoch arbei- ngsabfälle mit einem Behälterv 84 m us stillgelegten kernte Forsc alb der gorie er Abfälle mit vernachlässigbarer Wärm g stamm 00 m3 aus d lektrizitätswirt- haft. Einer Prognose des „Ar reche rden bis zum Jahre 2040 insgesamt 24.000 m3 wärmeentwickelnde und 297.000 m3 Abfälle mit vernachl sigbarer Wärmeentwicklung anfallen (vgl. AkEnd 2002). Der Prognose liegt die Annahme zugrunde, dass bis 2040 alle Kernkraftwerke zurückgebaut sind, wenn die Vereinbarung zwischen der Bundes- regierung und der Elektrizitätswirtschaft vom 14. Juni 2000 umgesetzt wird. 4.1.2 Uranförd Die Abbau- und Gewinnungsmethoden beeinflussen wesentlich die Förderkosten und sind ihrerseit abhängig von den geologischen Lagerstättenparametern. Es werden vier Verfahren unterschieden: • Tagebau • Tiefbau • Lösungsbergbau (ISL) und Der Anteil der Tagebaugewinnung schwankte in den letzten zehn Jahren zwischen 28 und 40, der Seite 59 lag jeweils in einer Größenordnung von etwa 15 % (BGR 2003). Der Lösungsbergbau wird als Ge nungsverfahren vor allem in den GUS-Staaten und den USA angewandt, wo der überwiegende An der Produktion mittlerweile aus In-Situ-Laugung stammt (vgl. Akin et al. 1996b). Im Jahre 2000 wurde in 21 Ländern Uran gefördert. Dabei hatten die 10 Förderländer Australien, K nada, Kasachstan, Namibia, Niger, Russland, Südafrika, Ukraine, USA und Usbekistan gemeinsam einen Produktionsanteil von 90 % (vgl. atw 2003). Die Urangewinnung in europäischen Ländern ist seit Beginn der 90er Jahre mit der Einstellung der Förderung in der ehemaligen DDR stark zurück gegangen und hat ihren früheren hohen Anteil an der weltweiten Uranversorgung weitgehend win- teil a- verlo- he - Haldenflächen en Aussagen zu eit nur mit Ein- e ren. Im Zeitraum von 1946 bis 1992 hatten die europäischen Länder insgesamt einen Anteil in Hö von 30 % an der kumulierten weltweiten Gesamtförderung. Dabei lag der Schwerpunkt mit 14 % in der ehemaligen DDR; die restliche europäische Produktion entfiel auf osteuropäische Länder und Frank- reich (vgl. Diehl 1995). Die Anteile der Uranförderländer an der Versorgung deutscher Kernkraftwerke bezogen auf den Zeit raum von 1999 bis 2003 zeigt Abbildung 17. Für die Beschreibung der Urangewinnung unter dem Gesichtspunkt der Flächeninanspruchnahme sind im Wesentlichen folgende Flächennutzungen zu unterscheiden: • Abbauflächen • Flächen für Infrastruktur • • durch den Bergbau indirekt beeinflusste Flächen im Umfeld des Bergwerks. Hinzu kommen noch die Flächennutzungen für die Uranerz-Aufbereitung, die verfahrenstechnisch und meist auch räumlich in unmittelbarem Zusammenhang mit der Gewinnung steht. Die Aufbereitung des Uranerzes dient dazu, das Uran mittels chemischer Prozesse von dem tauben Muttergestein zu tren- nen. Die Uranerzaufbereitung entfällt als Verfahrensschritt beim Lösungsbergbau, da dort kein Erz gefördert werden muss, wodurch auch der Flächenbedarf und die spezifischen Umweltbelastungen der Erzaufbereitung bei diesem Gewinnungsverfahren nicht zum Tragen kommen. Für die Beschreibung der raumbezogenen Wirkungspotenziale sind neben der Bergbautätigkeit auch vorbereitende Maßnahmen und Altlastenprobleme bzw. Sanierungsmöglichkeiten und –restriktionen zu beachten. Aufgrund der Vielfalt der Abbaubedingungen und der Abbautechniken ist die Ableitung von Kenndaten zur Flächeninanspruchnahme und von verallgemeinerungsfähig raumbezogenen Wirkungspotenzialen der Urangewinnung im Rahmen dieser Arb schränkung n möglich. Seite 60 ü r Abbildung 17: Anteile v on Uran förd erländern an der Versorgung deutscher Kernkraft wer k e f die Jahre 19 99 - 200 3 Südafrika Sonstige (Spot- Markt) Australien 8% GUS-Staaten 15% China 6% 18% 13% Kanada 40% Quelle: Bundesregierung 2001 Ein sdaten zwischen Tagebau- und Tiefbaubergwerken anhand von Beispiel- pro te , dass der Tagebau relativ bezogen auf die Fördermasse deutlich grö ch nimmt als der Tiefbau. Raumbezogene Daten zur Flächeninanspruch- nah aren Umfang nicht vor. innung zugeordnet in- eduzierung durch den Einsatz von recycliertem Uran). Vergleich der Nutzung jek n zeigt erwartungsgemäß ßere Flächen in Anspru me des Lösungsbergbaus und der Beiproduktgewinnung liegen in einem verwertb Im Ecoinvent-Projekt wurde als eine Referenzfläche für die Urangewinnung im Tagebaubetrieb die Key Lake Mine in Saskatchewan, Kanada ausgewählt. Die Fläche beinhaltet die eigentlichen Minen, die Misch-Erz- und die Abraumhalden sowie zugehörige Gebäudekomplexe (ETH 1996, vgl. Abbildung 18). Die so abgegrenzte Gesamtfläche der Key Lake Mine, die unmittelbar der Urangew werden kann, beträgt nach Angaben in ETH 1996 ca. 11 km2. Während der 16-jährigen Betriebszeit sollten nach Berechnungen der Bergwerksbetreiber auf dieser Fläche bis Ende 1999 insgesamt 74.000 tU gewonnen werden können. Dies ergibt eine durchschnittliche Jahresförderung in Höhe von 4.625 tU. Diese Fördermenge entspricht in der Größenordnung in etwa dem gesamten jährlichen U- ranbedarf der Kernkraftwerke der Bundesrepublik Deutschland zu Beginn der 90er Jahre (ohne E rechnung einer Bedarfsr Seite 61 Abbildung 1 8 : Lageplan d e s Werk sgelä ndes der T a gebaumine Ke y Lake, Saska tch e wa n, Ka- nada Quelle: Young et al. 1982 Die eigentliche von den Minenbetreibern in Anspruch genommene Grundstücksfläche ist erheblich größer als die überbaute bzw. die für die Bergbauaktivitäten unmittelbar genutzte Fläche. Leider feh- len hierzu für die Key Lake Mine entsprechende Referenz-Daten. Das US-amerikanische Energiemi- nisterium hat 1981 Flächenbedarfswerte für eine andere Referenzmine veröffentlicht, wonach der s- der g inklusive Bau und Rückbau der Anlagen in Höhe von 4 m *a/kgU angenommen. Dabei wurde nur die überbaute bzw. die unmittelbar für die Bergbauaktivitäten in Anspruch genom- Anteil der überbauten bzw. für die Abbautätigkeit unmittelbar in Anspruch genommenen Grundstück fläche bei etwa 31 % liegt (vgl. ETH 1996). Als Referenzgröße wird im Ecoinvent-Projekt eine Flä- cheninanspruchnahmedauer für die Urangewinnung im Tagebau bezogen auf die Gesamtzeit Flächenbelegun 2 mene Fläche berücksichtigt. Bei Umrechnung auf die gesamte Grundstücksfläche, die während der Belegung durch den Bergbau für Dritte nicht zugänglich ist, ergibt sich eine Flächeninanspruchnah- medauer in Höhe von 12,9 m2*a/kgU (vgl. Tabelle 15). Seite 62 m E c oin v ent-Proj ekt n auf Bergbaubetrieb m2*a/kgU k.A. k.A. 32,0 k.A. 12 , 9 Gesamtproduktion während Betriebszeit Tabelle 15: Daten zur direkten Flächeninanspru ch nahme der Urange wi n n u ng im Tageb a u a u s d e Referenz- wert Eco- invent '96 hier genutzter Rechenwert Bezeichnung der Mine Key Lake k.A. k.A. geographische Lage der Mine Kanada (Nord- Saskatchewan) USA USA beanspruchte Fläche (Betriebsgelände) ha k.A. k.A. 22 beanspruchte Fläche (nur Betriebsgebäude, Abbaufläche und Halden) ha 1.115 120 7 tU 74.000 16.000 153 massenspezifische Flächeninanspruchnahme bezogen auf die kumulierte Gesamtförderung und die für Betriebsgebäude, Abbauflächen und Halden beanspruchte Fläche m2/kgU 0,15 0,08 0,45 massenspezifische Flächeninanspruchnahme bezogen auf die kumulierte Gesamtförderung und die Grundstücksfläche m2/kgU k.A. k.A. 1,46 Zeitdauer der Bauphase vor Förderbeginn a 3 k.A. k.A. Betriebszeit a 16 20 20 Zeitdauer der Rückbauphase a 2 2 2 Gesamtzeit der Flächenbelegung durch den Bergbau a 21 22 22 Renaturierungszeit nach Rückbau und Rückgabe des Geländes a 50 50 50 Flächeninanspuchnahmedauer bezogen auf Gesamtzeit der Belegung durch den Bergbaubetrieb und die für Betriebsgebäude, Abbauflächen und Halden beanspruchte Fläche m2*a/kgU 3,2 1,7 9,9 4 Flächeninanspuchnahmedauer bezoge Gesamtzeit der Belegung durch den und die Grundstücksfläche r - rer Bearbeitungsschritt innerhalb der Brenn- stoff-Bereitstellungskette folgende Uranerzaufbereitung hat für die Beurteilung der Raumwirkungen und der Flächeninanspruchnahme der Kernbrennstoffbereitstellung eine besondere Bedeutung. Die Aufbereitungsanlagen befinden sich in der Regel auf dem Gelände der Uranminen, um weite Trans- portwege zu vermeiden, und sind daher bei der Ermittlung der grundstücksbezogenen Flächenkenn- werte für den Tage- bzw. Tiefbau bereits berücksichtigt (vgl.Tabelle 16). Die Flächen werden für die Aufbereitungsanlage, die Deponierung von Produktionsrückständen (Schlämme), für Wasserreservoir, für die Abwasserbehandlungsanlage und für Strassen benötigt. Die Teiche werden durch einen Damm abgeschlossen, der im Fall der Aufbereitungsanlage auf der Mine „Ambrosia Lake“ etwa 20 m hoch ist. Quelle: ETH 1996 Bei der Urangewinnung im Tiefbau werden über Tage unmittelbar Flächen für Erz- und Abraumhal- den, diverse Betriebseinrichtungen und Zufahrtsstrassen in Anspruch genommen. Auf der Basis de Auswertung der Daten für so abgegrenzte Flächen verschiedener Tiefbauprojekte wird im Ecoinvent- Projekt mit einer zeitlich gewichteten durchschnittlichen Flächeninanspruchnahme in Höhe von 0,1 m2*a/kgU gerechnet. Die Datenlage zu den von den Bergbaubetrieben in Anspruch genommenen Grundstücksflächen ist vergleichsweise unsicher. Projektdaten zu einem US-amerikanischen Minen gebiet bestehend aus mehreren Einzelminen lassen auf einen Anteil der überbauten Flächen an der Grundstücksfläche in Höhe von nur 2 % schließen (vgl. ETH 1996). Auf dieser Basis lässt sich eine Flächeninanspruchnahmedauer in Höhe von 4,3 m2*a/kgU errechnen (vgl. Tabelle 16) Die der Urangewinnung im Tage- oder Tiefbau als weite Seite 63 Tabelle 16: Daten zur direkten Flächeninan spru ch nahme der Urange wi n n u ng im Tiefbau aus dem Ec oin v ent-Proj ekt Referenz- wert Eco- invent '96 hier genutzter Rechenwert Bezeichnung der Mine k.A. Ambrosia Lake Mine geographische Lage der Mine USA Newmexiko, USA beanspruchte Fläche (Betriebsgelände) ha k.A. 1.300 beanspruchte Fläche (nur Betriebsgebäude, Abbaufläche und Halden) ha 20 30 tU 22.000 39.000 massenspezifische Flächeninanspruchnahme bezogen auf die kumulierte Gesamtförderung und die für Betriebsgebäude, Abbauflächen und Halden m2/kgU 0,009 0,008 massenspezifische Flächeninanspruchnahme bezogen auf die kumulierte Gesamtförderung und die Grundstücksfläche m2/kgU k.A. 0,333 Zeitdauer der Bauphase vor Förderbeginn a 1 k.A. Betriebszeit a 7 20 Zeitdauer der Rückbauphase a 1 k.A. Gesamtzeit der Flächenbelegung durch den Bergbau a 9 20 Renaturierungszeit nach Rückbau und Rückgabe des Geländes a 50 50 Flächeninanspuchnahmedauer bezogen auf Gesamtzeit der Belegu und die für Betriebsgeb ng durch den Bergbaubetrieb äude, Abbauflächen und Halden beanspruchte Fläche m2*a/kgU 0,08 0,15 0,1 Gesamtproduktion während Betriebszeit Flächeninanspuchnahmedauer bezogen auf Gesamtzeit der Belegung durch den Bergbaubetrieb und die Grundstücksfläche m2*a/kgU k.A. 6,67 4 , 3 - g t- der Regene- Quelle: ETH 1996 Für die Radonbelastung durch Schlammteiche ist mit einer sehr langen Halbwertzeit zu rechnen. Da her sind die Stoffe, die auf diesen Flächen abgelagert sind, über einen langen Zeitraum gegenüber der Umwelt abzuschirmen. Nach Diehl 1995 stabilisiert sich die Strahlung der Schlämme nach 1 Mio. Jahren auf dem 33-fachen Pegel von unbelastetem Material. In ETH 1996 werden für die Rückführun der belasteten Flächen in den Ausgangszustand 80.000 Jahre angenommen. Aus diesen langen Zei räumen der Gefährdung ergeben sich unter der Voraussetzung, dass auch der Zeitraum rationsphase in die Berechnung mit einbezogen wird, extrem hohe spezifische Flächeninanspruch- nahmedauern, auch wenn die Überdeckungsflächen der Schlammteiche selbst gemessen an der Stromerzeugung aus Kernenergie nicht übermäßig groß sind. Ein 1.000 MW Kernkraftwerk mit einer Nutzungsdauer von 40 Jahren und einer durchschnittlichen Auslastung von 80 % benötigt rund 40 ha Land für die Langzeitlagerung von Aufbereitungsrückstän- den in Schlammteichen (vgl. ETH 1996). Wird die Zeitdauer der Gefährdung, die von der Schlamm- teichfläche ausgeht, mit 80.000 Jahren bemessen, ergibt sich gemäß ETH 1996 eine Flächeninan- spruchnahmedauer in Höhe von 3.900 m2a/kgU bezogen auf die Phase der Regeneration der Fläche nach Beendigung der Nutzungs- und Rückbauphase (vgl. Tabelle 17). Seite 64 m Tabelle 17: Daten zur direkten Flächeninanspru ch nahme der Uraner zau f ber e itung au s d e Ecoinv ent-Projekt Referenz- wert Eco- invent '96 Bezeichnung der Mine Key Lake Highland Uranium k.A. k.A. geographische Lage der Mine Kanada (Nord- Saskatchewan) USA USA USA beanspruchte Fläche (Aufbereitungsanlage, Schlammteiche, Wasserreservoirs, Abwasserbehandlungsanlage und Strassen) ha 220 110 k.A. 150 davon Fläche für Schlammteiche ha 53 100 k.A. 100 Gesamtproduktion während Betriebszeit tU 71.000 18.000 k.A. 7400 massenspezifische Flächeninanspruchnahme bezogen auf die Gesamt-Anlagenfläche und die kumulierte Gesamtproduktion m2/kgU 0,03 0,06 k.A. 0,20 massenspezifische Flächeninanspruchnahme bezogen auf die Schlammteich-Fläche und die kumulierte Gesamtproduktion m2/kgU 0,01 0,06 0,07 0,14 Zeitdauer der Bauphase vor Betriebsbeginn a 2 2 2 5 Betriebszeit a 16 20 20 15 Zeitdauer der Rückbauphase a 2 2 2 2 Gesamtzeit der Flächenbelegung durch die Anlage a 20 24 24 22 Renaturierungszeit nach Rückbau und Rückgabe des Geländes a 80.000 80.000 80.000 80.000 Flächeninanspuchnahme bezogen auf Gesamtzeit der Belegung durch den Bergbaubetrieb m 2*a/kgU 0,6 1,5 4,5 1 Flächeninanspuchnahme bezogen auf Renaturierungszeit m 2*a/kgU 597 4.444 5.520 10.811 3900 Quelle: ETH 1996 Zu den Umweltwirkungen des Uran-Tagebaus am Beispiel der weltgrößten Mine Rössing in Namibia finden sich Hinweise bei Packeiser 1996. Der Autor weist darauf hin, dass die durch die zur Lockerung des Deckgebirges und des Erzes durchgeführten Sprengungen freigesetzten radioaktiven Zerfallspro- über Hunderte von Kilometern transportiert werden (vgl. Packeiser 1996). gspotenziale der Urangewinnung und –aufbereitung feststellen: dukte mit dem Wind Für den Tagebau in der Key-Lake-Grube mussten vor Beginn der Konstruktionsphase sieben Seen mit einem Gesamtwassergehalt von 28 Mio m3 Wasser und zusätzlich eine Grundwassermenge in Höhe von 25 Mio. m3 abgepumpt werden (vgl. Young et al. 1982). Im Zuge der Vorbereitung der Sanierung der ehemaligen Urangewinnungs- und Aufbereitungsanlagen und der angrenzenden Gebiete in der ehemaligen DDR wurden 34 Gebiete mit einer Fläche von ins- gesamt 250 km2 als Verdachtsfläche für erhöhte Radioaktivität definiert und untersucht. Es wurden 165 Mio. t Aufbereitungsrückstände in industriellen Absetzanlagen identifiziert (vgl. Wismut 2002). Zusammenfassend lassen sich folgende umweltbezogene Wirkun • Absenkung des Grundwasserspiegels, zum Teil zusätzlich das Abpumpen von Oberflächen- gewässern, • radioaktive Auswürfe aus Wetterschächten und in Staubabwehungen von Halden und Be- triebsflächen, • Devastierung von Wald-, Wiesen- und Ackerflächen, Seite 65 • Land haftsbildbeeinträchtigung und radioaktive sowie chemische Kontaminationen durch und Absetzanlagen, sc Halden • Dauerhafte Entwertung für eine Nachnutzung der Flächen durch Kontamination, die von Ab- setzanlagen der Uranerzaufbereitung belegt sind, • Grundwassergefährdungen durch potenzielle radioaktive und toxische Stoffeinträge vor allem durch Lösungsbergbau (vgl. Akin et al. 1996b). Von Bedeutung ist dabei, dass, wie im Falle der Sanierungsarbeiten der Wismut GmbH festgestellt werden musste, bestimmte Auswirkungen bergbaulicher Maßnahmen nicht renaturierbar sind, wie beispielsweise eine vollständige untertägige Rückführung des Bergbauhalden-Materials oder die voll- ständige Wiederherstellung der ursprünglich land- und forstwirtschaftlich genutzten Flächen. Allerdings kann die Einhaltung von Umweltstandards bei Planung und Durchführung bergbaulicher Maßnahmen dazu führen, dass Umweltbelastungen und Gesundheitsgefährdungen durch optimierte Verfahren der Urangewinnung und –aufbereitung verringert werden, wie dies die neuere Umweltge- setzgebung und das Bergrecht in Kanada vorsehen (vgl. Akin et al. 1996a). Aus Sicht der Raumentwicklung zeigt der Uranbergbau, soweit er in sehr peripher gelegenen und strukturschwachen Regionen durchgeführt wird, wirtschafts- und sozialstrukturelle Wirkungen, die insgesamt für Bergbauprojekte typisch sind. Zunächst führt der Bergbau zu einem Boom und oft auch zu einer allerdings nur temporär wirksamen Siedlungsentwicklung. Oft werden auch nur reine Arbei- gionale Ausstrahlung und Verflechtung errichtet, wie das Beispiel Namibia mit ake, r ransportwiderstände, so dass ein Weltmarkt für Konversionsleistungen bes t anlagen in Frankrei h (ca. 30 %), Großbritannien und Kanada (jeweils ca. 25 %) sowie zu jeweils 10 % Anlagen in den GUS und den USA (vgl. Hoffmeyer et al. 1996). Die Kapa onsanlagen streut in einer Bandbreite von unter 100 bis hin zu 20.000 tU/a. Die größten Anlagen werden in Frankreich, den USA und Russland betrieben (vgl. Tabelle 18). In Fra ßen räumlich zusammenhängenden tersiedlungen ohne re der „Arbeiterstadt Arandis“ zeigt (vgl. Packeiser 1996). Nach Ausbeutung der Lagerstätten erlischt auch der Entwicklungsimpuls und hinterlässt Strukturprobleme. So wurde der Bergbau-Stadt Uranium City durch Stilllegung der ehemaligen Uran-Erzgrube „Beaverlodge“ im Norden von Saskatchewan (Kanada) die Existenzgrundlage entzogen. Für die Uran-Gewinnung in den Bergwerken Rabbit L Key Lake und Cluff Lake im nördlichen Saskatchewan musste zunächst eine Verkehrserschließung hergestellt werden. Die Bevölkerungsdichte lag noch Anfang der 80er Jahre bei 0,1 Einwohner/km2 (vgl. Young et al. 1982). 4.1.3 Konversion Konversionsanlagen finden sich in allen Staaten, die an der Urangewinnung beteiligt sind bzw. waren und/oder in größerem Umfang Kernkraftwerke betreiben. Allerdings ist der gesamte weltweite Anla- genbestand vergleichsweise klein. Aufgrund der hohen Energiedichte von Kernbrennstoffen und ihre Vorprodukte bestehen trotz der erforderlichen Sicherheitsvorkehrungen und der Einstufung als Ge- fahrgut keine nennenswerten T teh . In der ersten Hälfte der 90er Jahre nutzten deutsche Kernkraftwerksbetreiber Konversions- c zität der Konversi nkreich sind die Konversionsanlagen Bestandteil eines gro Seite 66 Industri werken T a b e 20.000 Kanada 10.500 R Land t ekomplexes bestehend aus Anlagen zur Bereitstellung von Kernbrennstoffen und Kernkraft- . e l l 1 8 : Uran kon z en trat-UF 6 -Ko n versionskapazitäten w e l twe i t 2000 Betreiber Anlagenbezeichnung/Standor Kapazität tU/a Ekaterinburg 4.000 Angarsk Cameco Port Hope, Ontario Minatomussland USA Honeywell Metropolis, Illinois 14.000 Pierrelatte 1 14.000 Pierrelatte 2 350 Großbritannien BNFL Springfields, Lancashire 6.000 China CNNC Lanzhou 400 Iran AEOI Isfahan 193 Frankreich Comurhex Brasilien IPEN Sao Paulo 90 Quelle: WISE 2004 Anders als bei der Flächeninanspruchnahme für Bergbauaktivitäten kann das Betriebsgelände und d baulichen Einrichtungen von stationären Anlagen wie z.B. einer Konversions ie anlage prinzipiell nach n- - Urankonzentrat in Uranhexafluorid in Konversionsanlagen entstehen Uran- Massenverluste in einer Größenordnung von 0,1 %. Dies entspricht einem Masseverlust in Höhe von eugung in einem deutschen Kernkraftwerk. Diese Menge Uran toßabsorbierenden und wärmeiso- rn- Ablauf der wirtschaftlich-technischen Nutzungsdauer durch Austausch der Anlage oder von Anlage teilen langfristig weitergenutzt werden. Die in Anspruch genommen Flächen werden also anders als im Falle einer bergbaulichen Flächeninanspruchnahme durch die bestimmungsgemäße betriebliche Nutzung nicht für eine gleichartige Folgenutzung entwertet. Im Falle von kerntechnischen Einrichtun gen hängt der Zeitaufwand für den Rückbau der Anlagen von den radioaktiven bzw. toxischen Belas- tungen der Grundstücksflächen, der Gebäude und der Anlagen ab. Für Konversionsanlagen wird im Eco-Inventprojekt eine Zeitspanne für den Rückbau von drei Jahren angegeben. Insgesamt ergibt sich gemäß ETH 1996 auf Basis der überbauten und versiegelten Grundstücksflächenanteile eine Flä- cheninanspruchnahmedauer in Höhe von 0,04 m2/kgU/a. Bezogen auf die gesamte Grundstücksfläche lässt sich auf der Basis der in ETH 1996 angegebenen Daten zu Referenzanlagen ein Kennwert in Höhe von 0,56 m2/kgU/a ermitteln(vgl. Tabelle 19). Bei der Umwandlung von 0,025 kgU pro GWhel Nettostromerz verbleibt in der Abluft, dem Abwasser und in festen Produktionsrückständen der Konversionsanlage. Radioaktive Schlämme entstehen in der Größenordnung von 0,85 kg/kgUOutput und müssen nach vor- heriger Trocknung, die meist auf dem Betriebsgelände erfolgt, zur Zwischenlagerung in speziellen Sammelstellen bzw. zur Endlagerung abtransportiert werden (vgl. ETH 1996). Uranhexafluorid wird im Ferntransport per Schiff und im Binnentransport hauptsächlich per LKW be- fördert. Für die Lagerung und den Transport von Uranhexafluorid sind aufgrund des Gefährdungspo- tenzials durch die Bildung giftiger Dämpfe bei Kontakt des Stoffes mit Luftfeuchtigkeit Spezialbehälter erforderlich. Zum Transport müssen diese Behälter zusätzlich mit s lierenden Außenverpackungen versehen werden. Gemäß Transportdatenerhebung des Bundesamtes für Strahlenschutz wurden 1986 in der Bundesrepublik Deutschland im Zusammenhang mit der Ke Seite 67 brennstoffbereitstellung insgesamt 525 Transporte mit natürlichem Uran in Form von Erz, Urankon- zentrat oder Uranhexafluorid durchgeführt (vgl. Schwarz 1997). i on s a n l a g e n Tabelle 19: Daten zur direkten Flächeninanspru ch nahme durch Konv e rs Referenz- wert Eco- invent '96 hier genutzter Rechenwert Bezeichnung der Anlage Metropolis Sequoyah k.A. Standort der Anlage USA USA USA beanspruchte Fläche (Betriebsgelände) ha 360 470 k.A. davon überbaute Fläche ha 40 30 27 max. Anlagenkapazität tU/a 12.700 9.070 5.000 Gesamtproduktion während der Betriebszeit tU 480.000 320.000 100.000 Zeitdauer der Bauphase vor Betriebsbeginn a 3 3 3 Betriebszeit a 54 40 20 Zeitdauer der Rückbauphase a 3 3 3 Gesamtzeit der Flächenbelegung durch die Anlage Flächeninanspuchnahme a 60 46 26 dauer bezogen auf das Betriebsgelände und die Gesamtzeit der Belegung durch die Anlage m2*a/kgU 0,45 0,68 k.A. 0,5 6 Flächeninanspuchnahmedauer bezogen auf die überbaute Grundstücksfläche und die Gesamtzeit der Belegung durch die Anlage m2*a/kgU 0,05 0,04 0,07 0,04 eit von 5 bis 11.000 tUTA/a. Die größten Anlagen g SA, 21 % in Russland uran auch andere Uranquellen wie z.B. aufgearbeitete Brennelemente verarbeiten (vgl. ETH 1996). Quelle: ETH 1996 4.1.4 Anreicher ung Der Markt für Anreicherungsdienstleistungen ist international. Der Transport von angereichertem U- ranhexafluorid ist zwar aufwändiger als der Transport von Uranhexafluorid mit natürlichem Uran-235- Gehalt. Trotzdem sind die Transportkosten aufgrund der hohen Energiedichte im Verhältnis zu den Gesamtkosten der Stromerzeugung aus Kernenergie immer noch gering. Die Transportmittel un- terscheiden sich nicht, wobei die Transportkapazität aufgrund der geringeren zulässigen Transportgut- Masse pro Behälter bei angereichertem UF6 etwas geringer ist. Die Kapazität der Anreicherungsanlagen reicht weltw befinden sich in den USA und in Frankreich (vgl. Tabelle 20). Bis Anfang der 80er Jahre war die USA zunächst der einzige Lieferant für den Bedarf der westlichen Verbraucherländer. Seitdem wurden in Erwartung eines starken Wachstums der Kernenergienutzun zur Stromerzeugung in Frankreich, Großbritannien, Deutschland und den Niederlanden neue Kapazi- täten aufgebaut. In der ersten Hälfte der 90er Jahre wurden 6 % des angereicherten Uranhexafluorids (UF6), das als Ausgangsprodukt für die Herstellung von Brennelementen bezogen auf den Bedarf deutscher Kernkraftwerke benötigt wird, in Frankreich hergestellt, 14 % in den U und 59 % in Deutschland, den Niederlanden und Großbritannien (vgl. ETH 1996). Nach Angaben mit Stand 1990 werden in deutschen Kernkraftwerken 83 % der eingesetzten Kern- brennelemente mit dem Zentrifugenverfahren und lediglich 17 % mit der Gasdiffusionstechnik ange- reichert (vgl. Hoffmeyer et al. 1996). Der Zentrifugentechnologie werden größere technische Entwick- lungspotenziale sowie aufgrund hoher technischer Reife und breiter internationaler Erfahrungen bes- sere Marktdurchsetzungschancen zugesprochen. Zudem können Zentrifugenanlagen neben Natur- Seite 68 500 Hanzhong 500 Frankreich Gasdiffusion Eurodif Tricastin 10.800 Paducah, Kentucky 11.300 Portsmouth, Ohio 7.400 Deutschland Gronau 1.463 Niederlande Almelo 1.950 Großbritannien Capenhurst 2.438 JNC Ningyo Toge 200 JNFL Rokkasko-mura 1.050 Pakistan Zentrifuge PAEC Kahuta 5 UEIE, Novouralsk 7.000 SKhK, Seversk 4.000 ECP, Zelenogorsk 3.000 AEKhK, Angarsk 1.000 zeichnung/ MinatomZentrifugeRussland Land Verfahren Betreiber Zentrifuge Urenco Japan Zentrifuge Lanzhou China Zentrifuge CNNC USA Gasdiffusion USEC Tabelle 20 : Anreic herun g skap azi täte n we l twe i t 2 004 Anlagenbe Kapazität tUTA/a Gasdiffusion 900 Standort Quelle: WISE 2004 Die Fa. Urenco Deutschland GmbH betreibt seit 1985 in Gronau eine Gaszentrifugenanlage. Der rde in den 70er Jahren im Hinblick auf den Endausbauzustand für eine Kapazität t, zunächst jedoch in einer ersten Stufe auf zunächst nur 400 orid, die zwischengelagert und entwe- - Standort Gronau wu von 5.000 tUTA/a Trennarbeit ausgeleg tUTA/a ausgebaut. Der Ausbauzustand der Anlage im Jahre 1998 entspricht einer Anlagenkapazität in Höhe von 1.000 tUTA/a. Derzeit erfolgt eine Kapazitätserhöhung auf 1.800 tUTA/a, die voraussichtlich 2004 abgeschlossen werden soll. Ein Genehmigungsverfahren für den weiteren Ausbau auf 4.500 tUTA/a Trennarbeit ist im Gange. Im angestrebten Endausbauzustand wird die Anlage in Gronau somit den Gesamtbedarf deutscher Kernkraftwerke in Höhe von etwa 2.400 tUTA/a bei weitem überschrei- ten. Bei einer Anreicherung auf 4 % U-235 wurden im Jahre 2002 aus 2.475 tU in Form von Uranhexafluo- rid eine Masse von 275 tU/a angereichertes UF6 produziert (vgl. Urenco 2003). Bei dem Produktions- prozess entstehen große Mengen abgereichertes Uranhexaflu der einer weiteren Verwendung zugeführt oder entsorgt werden müssen. Die Zwischenlagerung von abgereichertem Uranhexafluorid erfolgt bei der Anlage in Gronau auf dem Betriebsgelände. Dort besteht eine Lagerkapazität für 50.000 t Urandioxid, deren Nutzung allerdings voraussetzt, dass das UF6 vor der Einlagerung zunächst in externen Anlagen in das chemisch stabi- lere Urandioxid umgewandelt werden muß (vgl. Urenco 2003). Das abgereicherte Uran wird nach Russland sowie nach Frankreich, Großbritannien und in andere EU-Länder geliefert. Tabelle 21 zeigt anhand von Beispieldaten die spezifische Flächeninanspruchnahme für die Uranan- reicherung. Laut Ecoinvent-Projekt beträgt die Flächeninanspruchnahmedauer bezogen auf die über- baute und versiegelte Grundstücksfläche 0,25 m2a/kgU (vgl. ETH 1996). Bezogen auf die gesamte Grundstücksfläche beträgt die Flächeninanspruchnahmedauer - berechnet auf der Basis des überbau ten Grundstücksflächenanteils der Referenzanlage in Gronau - 0,9 m2a/kgU. Seite 69 Tabelle 21: Daten zur direkten Flächenin anspru ch n a h m e d u rc h A n re i c h e rungsanlagen Referenz- wert Eco- invent '96 hier genutzter Rechenwert Verfahren Bezeichnung der Anlage EURODIF USEC Urenco k.A. Standort der Anlage Frankreich USA BRD USA beanspruchte Fläche (Betriebsgelände) ha k.A. k.A. 78 k.A. davon überbaute Fläche ha 275 120 19 120 Anlagenkapazität tUTA/a 10.800 9.000 4500*) 8.000 Gesamtproduktion während der Betriebszeit tUTA 320.000 270.000 50.000 160.000 Zeitdauer der Bauphase vor Betriebsbeginn a 7 6 4 7 Betriebszeit a 30 30 30 20 Zeitdauer der Rückbauphase a 3 3 1 3 Gesamtzeit der Flächenbelegung durch die Anlage a 40 39 35 30 Flächeninanspuchnahmedauer bezogen auf das Betriebsgelände und die Gesamtzeit der Belegung durch die Anlage m2*a/kgU k.A. k.A. 0,55 k.A. 0,90 Flächeninanspuchnahmedauer bezogen auf die überbaute Grundstücksfläche und die Gesamtzeit der Belegung durch die Anlage m2*a/kgU 0,34 0,17 0,13 0,23 0,25 Diffusion Zentrifuge Quelle: ETH 1996, Urenco 2003 B - pa e e apazitäten zur Herstellung von Mischoxid-Brennelementen betragen weltweit etwa 400 tSM/a. - se geringe Ausnutzung der o- n Grund- stücksflächenanteil in Höhe von 0,24 m a/kgU angegeben (vgl. ETH 1996). In Ermangelung besserer r 4.1.5 Brennelementherstellung Anlagen zur rennelement-Fertigung werden bevorzugt in Ländern errichtet, in denen aus Kernener gie Strom erzeugt wird. Mehr als ein Viertel der Gesamtkapazität in Höhe von 13.400 t/U weltweit be- findet sich in Euro . Daran haben Frankreich und Belgien, in denen auch die meisten Kernkraftwerk betrieben werden, den größten Anteil. Die Kapazität der zurzeit nur noch einzigen deutschen Anlag mit Standort in Lingen übersteigt mit 650 tU/a den Gesamtbedarf deutscher Kernkraftwerke um den Faktor 1,5. Die K Davon sind insgesamt etwas mehr als die Hälfte in den europäischen Ländern Großbritannien (128 tSM/a), Frankreich (40 tSM/a) und Belgien (37 tSM/a) angesiedelt (vgl. WISE 2004). Das Betriebsgelände der in ETH 1996 als Referenzanlage ausgewählten Columbia-Brennelementfab rik ist nach Angabe der Autoren nur zu einem Anteil von 5 % überbaut. Die Grundstücksfläche ist sicher nicht als repräsentativ für diesen Anlagentyp anzusehen. Allerdings be- steht ein nicht unbeträchtliches Gefährdungspotenzial durch den Anlagenbetrieb, was der Störfall in der japanischen Anlage Tokai-Mura zeigt (vgl. WISE 2004), so dass gewisse Mindestabstände der Anlagen zur jeweiligen Grundstücksgrenze durchaus wünschenswert sein können. Im Ecoinventpr jekt wird eine Flächeninanspruchnahmedauer bezogen auf den überbauten und versiegelte 2 Daten wird in dieser Arbeit mit einer Grundstücksausnutzung von nur 5 % gerechnet und auf Basis de Referenzwerte in ETH 1996 eine grundstücksbezogene Flächeninanspruchnahmedauer in Höhe von 2,77 m2a/kgU ermittelt (vgl. Tabelle 23). Seite 70 0 Yibin 100 Lynchburg, Virginia 400 Richland, Washington 700 Columbia, S.-Carolina 1.150 Nuclear Fuels Industries Framatome ANP Frankreich Japan Land Betreiber Anlagenbezeichnung/Standort Russland JSC TVEL Tabelle 22 : Kapa zitäte n zur Hers tellu ng v on Uran -Br e nneleme nten für LW R we lt we it 2 0 0 Kapazität tU/a Belgien FBFC Dessel 750 FBFC Romans-sur-Isère 820 SICN Veurey-Voroise 150 Deutschland ANF Lingen 650 Großbritannien BNFL Springfields, Lancashire 330 Schweden BNFL/Westinghouse Atom Västeras 600 Spanien ENUSA Juzbado 300 Elektrostal 1.020 Novosibirsk 1.000 Kasachstan Ulba Metallurgical Kamenogorsk 2.000 Indien Nuclear Fuel Complex Hyderabad 25 Süd-Korea KNFC Taejon 400 Japan Nuclear Fuel Co Yokosuka City 750 Mitsubishi Nuclear Fuel Tokai-Mura 440 Kumatori 284 Tokai-Mura 200 China CNNC Westinghouse USA Global Nuclear Fuel Wilmington, N.-Carolina 1.200 Brasilien FEC Resende 100 Quelle: WISE 2004 Tabelle 23: Daten zur direkten Flächeninanspru ch nahme durch Anlagen zur Bren nele- mente-Fer tig ung Referenz- wert Eco- invent '96 hier genutzter Rechenwert Bezeichnung der Anlage Columbia k.A. Standort der Anlage USA USA beanspruchte Fläche (Betriebsgelände) ha 470 k.A. davon überbaute Fläche ha 24 3 Anlagenkapazität tU/a 1.200 900 Gesamtproduktion während der Betriebszeit tU 36.000 18.000 Zeitdauer der Bauphase vor Betriebsbeginn a 3 3 Betriebszeit a 30 20 Zeitdauer der Rückbauphase a 3 3 Gesamtzeit der Flächenbelegung durch die Anlage a 36 26 Flächeninanspuchnahmedauer bezogen auf das Betriebsgelände und die Gesamtzeit der Belegung durch die Anlage m2*a/kgU 4,7 k.A. 2 , 7 7 Flächeninanspuchnahmedauer bezogen auf die überbaute Grundstücksfläche und die Gesamtzeit der Belegung durch die Anlage m2*a/kgU 0,24 0,04 0,24 Quelle: ETH 1996 Seite 71 4.1.6 romerzeugung in Kernkraftwerken St Wie eingangs bereits dargestellt, wurden in Deutschland im Jahre 2000 insgesamt 19 Kernkraftwerks- blöcke im kommerziellen Leistungsbetrieb eingesetzt. Von diesen 19 Kraftwerksblöcken waren insge- samt 10 Blöcke jeweils paarweise an fünf Standorten aufgestellt, so dass in der Bundesrepublik Deutschland insgesamt an 14 Kraftwerksstandorten Strom erzeugt wurde. Alle Doppelblockanlagen erreichten Netto-Kapazitäten von jeweils mehr als 2.000 MW, während die Netto-Leistungen der Ein- zelblockanlagen zwischen 340 und 1.370 MW betrugen. Die Versorgungsunternehmen bevorzugten den Bau von Mehrblockanlagen in der Hoffnung, dadurch die Probleme bei der Standortsuche und im meist sehr aufwändigen Genehmigungsverfahren so weit wie möglich begrenzen zu können. War erst einmal ein Kraftwerk gebaut, schien eine spätere Kapa- zitätserweiterung am gleichen Standort leichter durchsetzbar als der Bau eines neuen Kraftwerks an einem neuen Standort. Andererseits war auch dem Kapazitäts-Größenwachstum der Kraftwerks- standorte Grenzen gesetzt. Bei der Konzentration von sehr großen Leistungen an einem Standort wäre die Bereitstellung von Kühlwasser in ausreichender Menge problematisch gewesen, da bei einer hohen Leistungskonzentration die bei Durchlauf- oder selbst bei Naßkühlung unakzeptabel hohen Belastungen des Vorfluters nur durch eine sehr kostspielige und die Kraftwerkseffizienz beeinträchti- gende Trockenkühlung hätte vermieden werden können. Obwohl das technische Prinzip der Trocken- kühlung schon längst erprobt war, blieb das bisher einzige deutsche Kernkraftwerk mit Trockenküh- mm/Üntrop. Kraftwerksstandorte mit mehr als zwei Blöcken pro Standort wurden fg ehen (vgl. Danzmann Wichtig für die Standortwahl der deutschen Kernkraftwerke waren neben der Gewährleistung einer ausreichenden Kühlkapazität vor allem auch Sicherheits- bzw. Strahlenschutzaspekte. Brennstoff- transportkosten spielten dagegen aufgrund geringer Transportmassen und –volumina keine Rolle. Wie in den „Bewertungsdaten für Kernkraftwerksstandorte“ ausgeführt, die von der damaligen Bundesre- gierung im Jahre 1975 publiziert worden waren und sowohl für eine planerische Standortvorauswahl genutzt werden sollten als auch in atomrechtlichen Genehmigungsverfahren eine Rolle spielten, wur- den Standorte mit einer möglichst geringen Bevölkerungsdichte im räumlichen Umfeld der Anlagen bevorzugt (<= 83 Einwohner/km2 im unmittelbaren Umkreis der Anlage innerhalb eines Radius von 2 km bzw. <= 372 Einwohner/km2 in einem äußeren Kreisring, der durch einen Abstandsbereich zwi- schen 10 und 20 km definiert war, vgl. Bewertungsdaten 1975). Andererseits war es aus elektrizitäts- wirtschaftlicher Sicht wichtig, zur Minimierung der Stromtransportkosten Kraftwerke so dicht wie mög- lich an Verbrauchsschwerpunkte heran zu bauen. Dieser Zielkonflikt wurde zum Teil durch die An- siedlung großer industrieller Verbraucher in der unmittelbaren Nachbarschaft von Kernkraftwerken gelöst (z.B. beim Kernkraftwerk Stade). Auch wurde versucht, Kraftwerksstandorte zu finden, die ei- nerseits im unmittelbaren Standortumfeld dünn besiedelt waren, andererseits aber trotzdem in mög- lichst geringer Entfernung zu Großstädten oder Ballungsräumen lagen. Die durchschnittliche wirtschaftliche Nutzungsdauer von Kernkraftwerken wird allgemein mit 40 Jahren angegeben (vgl. z.B. ETH 1996). Zurzeit ist in der Bundesrepublik Deutschland die Betriebsdauer per Gesetz auf 32 Jahre begrenzt. Für den Bau und den Rückbau von Kernkraftwerken muss aus Sicher- lung der THTR in Ha außerdem au rund der dann zu hohen Jod-131-Emissionen als nicht genehmigungsfähig anges /Kellermann 1976). Seite 72 den nders viel Zeit aufgewendet werden. lagen (Druckwasserreaktoren der 4. Gene- r en n Fachwissen und den Detailkenntnissen der Anlage auch für - - e- nd außerdem zu zwei heitsgrün im Vergleich zu anderen Wärmekraftwerken beso Für die Berechnung der Flächeninanspruchnahme ist es bei Kernkraftwerken aus diesem Grund sinn- voll, die Flächeninanspruchnahmedauer zu berücksichtigen und dabei insbesondere auch die Zeit- dauer der Flächenbelegung nach Stilllegung der Anlage in die Rechnung einzubeziehen. Bei dem mittlerweile stillgelegten SWR Würgassen betrug die Bauzeit 4 Jahre (vgl. Vennemann 1969, BMU 2001). Ein ebenso langer Zeitraum wurde für den Bau des Kernkraftwerkes Stade benötigt (vgl. E.ON 2002). Die IKARUS-Datenbank nennt für Konvoi-An ration) eine Bauzeit von 56 bis 58 Monaten (entspricht 4,7 bis 4,8 Jahre, vgl. Wehowsky et al. 1994). Für den Umgang mit kerntechnischen Anlagen nach der Stilllegung kommen in der Bundesrepublik Deutschland zwei folgenden Vorgehensweisen in Betracht: 1. Unmittelbarer Abbau: Bei dieser Option wird eine kerntechnische Anlage unmittelbar nach de endgültigen Abschaltung abgebaut. Für den Rückbau eines großen Leistungsreaktors wird ein Zeitraum von etwa 10 Jahren benötigt (vgl. BFS 2004 und Wehowsky et al. 1994) 2. Sicherer Einschluss: Bei dieser Option wird eine kerntechnische Anlage nach der endgültig Abschaltung zunächst entleert und dann in einen praktisch wartungsfreien Zustand überführt, in dem sie für eine bestimmte Zeit (z.B. 30 bis z.T. über 100 Jahre) verbleibt, um anschlie- ßend abgebaut zu werden (vgl. BMU 2003 und BFS 2004). Als Konzept für die Behandlung stillgelegter Kernkraftwerke wird, wie die Beispiele Würgassen und Stade zeigen, in jüngerer Zeit offenbar der unmittelbare Abbau bevorzugt, da in diesem Fall das Be- triebspersonal mit seinem spezifische den Abbau eingesetzt werden kann (vgl. E.ON 2002). Ältere kerntechnische Einrichtungen wurden aber nach ihrer Stilllegung oft auch in den sicheren Einschluß gebracht (z.B. die Kernkraftwerke Lin gen A und Gundremmingen A) so dass einige Anlagen, die bereits in den 70er Jahren außer Betrieb genommen wurden, immer noch nicht demontiert worden sind (vgl. Philippczyk et al. 2001 und BMU 2003). Angaben zur Bandbreite der Flächeninanspruchnahme deutscher Kernkraftwerke, die auf der Basis von Erfahrungswerten der Firma Siemens/KWU zusammengestellt wurden, finden sich ebenfalls bei Wehowsky et al 1994. Das Kernkraftwerk Unterweser beansprucht mit 55 ha absolut gesehen die größte Fläche. Bei einer Netto-Engpaßleistung in Höhe von 1.345 MWel entspricht dies einer spezifi schen Flächeninanspruchnahme in Höhe von 409 m2/MWelNetto. Ursprünglich war am Standort Unter- weser eine Mehrblockanlage geplant, das Kraftwerksgelände wurde dementsprechend großzügig dimensioniert. Tatsächlich gebaut wurde aber nur eine Monoblock-Anlage, so dass innerhalb des B triebsgeländes erhebliche Flächenreserven verfügbar sind. Das deutsche Kernkraftwerk mit der zur- zeit absolut und relativ geringsten Flächeninanspruchnahme ist der Siedewasserreaktor Krümmel (9 ha und 71 m2/MWelNetto) (vgl. Wehowsky et al. 1994). In Tabelle 24 sind beispielhaft Flächendaten zu zwei weiteren Monoblock- u Duoblock-Anlagen zusammengestellt. Die beiden Monoblockanlagen beanspruchen erwartungsge- mäß die spezifisch größeren Flächen. Während die Flächengröße des Betriebsgeländes bei den Mo- noblockanlagen etwa 173 m2/MWel beträgt, benötigen die beiden Duoblockanlagen im Schnitt nur ein Seite 73 Grundstück mit einer Fläche von durchschnittlich 112 m2/MWel. Der Durchschnitt der beanspruchten Grundstücksflächen über alle vier Anlagen beträgt 142 m2/MWel. Wird neben der Betriebszeit die Bau- und Rückbauzeit berücksichtigt und die während des so ermit telten Gesamtzeitraums beanspruchte Fläche auf die installierte Netto-Leistung bezogen, - lässt sich beansp Anlage Gesam B b TWhel 350 315 478 592 Z Betrieb Betrieb Zeitdaue Gesam a 46 46 46 46 eine Flächeninanspruchnahmedauer für die betrachteten Kernkraftwerke in Höhe von durchschnittlich 204 m2a/MWel berechnen. Tabelle 24: Flächeninan spruch nahm e durch Ker n kraft werke in der Bundesrepublik Deu tschland anhand v on Beispielanlagen Mittel- wert Bezeichnung/Standort der Anlage Isar 2 Grafen- rheinfeld Biblis A und B Gundrem- mingen B und C ruchte Fläche (Betriebsgelände) ha 25 21,2 23,1 32,6 nkapazität MW 1.400 1.275 2.407 2.572 tproduktion während der etrie szeit eitdauer der Bauphase vor sbeginn a 4 4 4 4 szeit a 32 32 32 32 r der Rückbauphase a 10 10 10 10 tzeit der Flächenbelegung durch die Anlage Flächeninanspruchnahme bezogen auf das Betriebsgelände und die Anlagenkapazität m2/MWel 179 166 96 127 142 Flächeninanspruchnahmedauer bezogen auf das Betriebsgelände und die Anlagenkapazität m2a/MWel 257 239 138 182 204 Flächeninanspuchnahmedauer bezogen auf das Betriebsgelände und die Gesamtzeit der Belegung durch die Anlage m2a/MWhel 0,033 0,031 0,022 0,025 0,028 n en ie Eignungshöffigkeit des Salzstocks Gorleben - Quelle (Flächen- und Kapazitätsdaten): atw, verschiedene Jahrgänge 4.1.7 Wiederaufarbeitung und Entsorgung Wie bereits eingangs dargestellt, war bis zur Novelle des Atomgesetzes im Jahre 1994 die Wieder- aufarbeitung der zu bevorzugende Entsorgungsweg für abgebrannte Brennelemente aus deutsche Kernkraftwerken. Seit Inkrafttreten der jüngsten Atomrechtsnovelle ist dagegen die direkte Endlage- rung zwingend vorgeschrieben. Das aktuelle Entsorgungskonzept der Bundesregierung sieht vor, ausgehend von einer sogenannt „weißen Deutschlandkarte“ ein ergebnisoffenens Standortsuchverfahren für Endlager durchzuführen, um spätestens ab 2030 ein Endlager betriebsbereit zu haben. Dort sollen alle radioaktiven Abfälle gemeinsam abgelagert werden. Vorgesehen ist eine permanente statt einer rückholbaren Endlage- rung. Die laufenden Erkundungsarbeiten, mit denen d festgestellt werden sollte, wurden unterbrochen, um zunächst grundsätzliche konzeptionelle und si cherheitstechnische Fragen klären zu können. Um Transporte für abgebrannte Brennelemente so weit wie möglich zu vermeiden, wurden bzw. wer- den Zwischenlager an den Kraftwerksstandorten errichtet, die Transportbehälterlager in Gorleben und Seite 74 Strahlung und Wärmeentwicklung - schaft entwickelt worden war, in der Bundesrepublik Deutschland ei- af- fen, konnte aufg zt werden. Bereits im Jahre 1976 wur- den drei zunächst in Betracht gezogene niedersächsische Standorte für eine integrierte Wieder- aufarbeitung und Endlagerung in Salzstöcken seitens der Bundesregierung lange vor Abschluß der Erkundungsarbeiten aufgegeben, da die Planungen vor Ort auf erheblichen Widerstand gestossen waren (vgl. Thomauske 2004). Das parallel auf Basis eines Standortvorschlags der niedersächsischen Landesregierung für eine Fläche über dem Salzstock Gorleben konzipierte nukleare Entsorgungszent- rum sollte neben der Wiederaufarbeitung und dem Endlager eine Brennelementlagerung, eine Uran- verarbeitungsanlage, eine Plutonium-Brennelement-Herstellung und eine Konditionierungsanlage für die Endlagerung radioaktiver Abfälle umfassen. Die Gesamtanlage war für die Verarbeitung einer Brennelement-Kapazität ausgelegt, die etwa dem 3,2-fachen Jahresoutput des heutigen bundesdeut- schen Kernkraftwerkparks entspricht. Für den Anlagenkomplex mit einer Gesamtfläche von 12 km2 war eine Planungs- und Bauzeit von insgesamt achtzehn Jahren vorgesehen. Die Standortwahl im Landkreis Lüchow-Dannenberg wurde vor allem mit Sicherheits-Vorteilen begründet, die aus der ge- ringen Bevölkerungsdichte abgeleitet wurden. Auch strukturpolitische Gründe wurden genannt, für den Betrieb der Anlage sollten 3.000 bis 4.000 Mitarbeiter beschäftigt werden (vgl. DWK 1977). Das Konzept des nuklearen Entsorgungszentrums wurde nach 1979 durch das Konzept der soge- nannten „integrierten Entsorgung“ abgelöst. Dazu sollte am Standort Gorleben die Erkundung der rmeentwickelnde Abfälle auf- genommen werden, während parallel dazu bundesweit nach einem separaten Standort für den Bau iede radioaktive Abfälle war die separate bau aufgegeben worden war und regionale Strukturprobleme fest- önnen. Die Flächeninanspruchnahme für die geplante Wiederaufarbeitungsanlage Wackersdorf sollte 120 ha für das gesamte Betriebsgelände betragen (vgl. atw 1985). Ähnlich wie im Falle der Kernkraftwerke hat auch für die Wiederaufarbeitung die Pha- Ahaus sind als Reserve vorgesehen (vgl. BMU 2003). Die Zwischenlager müssen zum Teil auch nach Stilllegung der Kernkraftwerke noch weitergenutzt werden, da die der Brennelemente vor der Konditionierung für die Endlagerung zunächst abklingen müssen. Der Be trieb der Zwischenlager ist genehmigungsrechtlich bis 2043 begrenzt (vgl. AkEnd 2002). Das ursprüngliche Entsorgungskonzept, das Anfang der 70er Jahre von der Bundesregierung zu- sammen mit der Elektrizitätswirt gene Wiederaufarbeitungskapazitäten als Bestandteil eines nuklearen Entsorgungszentrums zu sch rund politischer Widerstände nicht durchgeset Standorteignung für ein nationales Endlager für hochradioaktive und wä einer W raufarbeitungsanlage gesucht wurde. Für schwach Endlagerung in dem ehemaligen Salzbergwerk Schacht Konrad vorgesehen. Nachdem zunächst einige Standortalternativen geprüft worden waren, fiel für den Bau einer Wieder- aufarbeitungsanlage die Wahl auf den Standort Wackersdorf, wo kurz zuvor wegen Erschöpfung der Lagerstätten der Braunkohlentage zustellen waren (vgl. Linse et al. 1988). Trotz des Versprechens, mit dem Bau der Wiederaufarbei- tungsanlage in Wackersdorf neue wirtschaftliche Impulse zu schaffen, scheiterte auch dieser Plan zunächst am Widerstand der Bevölkerung, wurde dann aber auch betreiberseitig aus betriebswirt- schaftlichen Erwägungen heraus nicht weiter verfolgt (vgl. Straßburg 1989). Die Wiederaufarbeitungsanlage Wackersdorf war als Demonstrationsanlage konzipiert und daher mit einer anfänglichen Jahreskapazität in Höhe von 350 tSM vergleichsweise klein dimensioniert, sollte allerdings auf bis zu 500 tU/a erweitert werden k Seite 75 se vor Betriebsbeginn und nach Stilllegung der Anlage einen erheblichen Einfluss auf die Gesamt- dauer der Flächeninanspruchnahme. Im Ecoinvent-Projekt wird bei einer betrieblichen Nutzungsdauer in Höhe von 30 bis 40 Jahren eine Phase des sicheren Einschlusses nach Stilllegung der Anlage mit einer Zeitdauer von nochmals 30 Jahren angenommen. Die Zeitdauer der Bauphase wird mit 5 bis 10 Jahren angegeben. Basierend auf diesen und weiteren Daten aus dem Ecoinvent-Projekt wird hier mit einem grundstücksbezogenen Kennwert in Höhe von 3,2 m 25). 2a/kgU gerechnet (vgl. Tabelle Tabelle 25 : Daten zur direkte n Fläche n inanspru ch nahme durc h Wieder aufarbeitu ngsa n la- gen Referenz- wert Eco- invent '96 hier genutzter Rechenwert Bezeichnung der Anlage THORP DOE WAW Standort der Anlage GB US A BRD beanspruchte Fläche (Betriebsgelände) ha 100 k.A. 120 davon überbaute Fläche ha 50 110 k.A. Anlagenkapazität tU/a 1.200 2.000 500 Gesamtproduktion während der Betriebszeit tU 36.000 60.000 20.000 Zeitdauer der Bauphase vor Betriebsbeginn a 10 4 5 Betriebszeit a 30 30 40 Zeitdauer der Rückbauphase a 30 34 30 Gesamtzeit der Flächenbelegung durch die Anlage a 70 68 75 Flächeninanspuchnahmedauer bezogen auf das Betriebsgelände und die Gesamtzeit der Belegung durch die Anlage m2*a/kgU 1,9 k.A. 4,50 3, 2 2 Flächeninanspuchnahmedauer bezogen auf die überbaute Grundstücksfläche und die Gesamtzeit der Belegung durch die Anlage m2*a/kgU 0,97 1,25 k.A. 1,40 . und Maßnahmen für - 82 s von 11 Jahren wurden Quelle: ETH 1996, verändert nach Angaben aus atw 1985 bzgl. Flächeninanspruchnahme Auch bei der Endlagerung spielt die Zeitdauer der Flächeninanspruchnahme eine wesentliche Rolle Gesicherte Anlagen- und Projektdaten für die Endlagerung für wärmeentwickelnde hochradioaktive Abfälle liegen nicht vor, da bisher weder in der Bundesrepublik Deutschland noch international ein Endlager betriebsbereit ist oder eine genehmigte Projektplanung vorliegt. Im Folgenden sollen die verfügbaren Informationen am Beispiel der bereits durchgeführten Planungen das Erkundungsbergwerk Gorleben zusammengestellt werden, das nach Plänen der Bunderegierung bis zum Regierungswechsel im Jahre 1998 als Endlagerstandort für wärmeentwickelnde hochradioak- tive Abfälle ausgebaut werden sollte. Für die Erkundung des potenziellen Endlagerstandortes in Gorleben wurden erste bergrechtliche Be triebspläne 1977 eingereicht. Die ersten Erkundungsbohrungen zur Untersuchung des Deckgebirges wurden 1979 aufgenommen. Die übertägige Erkundung des Salzstockes Gorleben konnte Ende 19 weitgehend abgeschlossen werden (vgl. Kind 1983). Innerhalb eines Zeitraum ab 1985 Schächte abgeteuft. Im Jahre 1998 wurde dann die Errichtung des untertägigen Infrastruktur- bereichs abgeschlossen (vgl. Thomauske 2004). Weitere noch zu vollziehende Schritte auf dem Weg Seite 76 - n- üb ür ein Endlager am Standort Gorleben oder an einem anderen Standort in Deutschland bezogen auf die Art und Menge des gemäß Endlagerkonzept der Bundesregierung einzulagernden wärmeentwickeln- den Abfalls sind nicht verfügbar. In ETH 1996 werden Daten für das Schweizerische Entsorgungskon- zept der 90er Jahre zusammengestellt. Dort waren getrennte Lager für schwach- und kurzlebige mit- telaktive Abfälle einerseits und für hochaktive und langlebige mittelaktive Abfälle andererseits vorge- sehen. Bezogen auf ein Endlager für hochaktive und langlebige mittelaktive Abfälle mit einem Ge- samtvolumen von 11.100 m3 wird eine Zeitdauer für den Bau des Endlagers in Höhe von 26 Jahren, für den Einlagerungsbetrieb von 50 Jahren und ein Zeitraum für die Versiegelung in Höhe von weite- ren 5 Jahren angegeben. Die Betriebsfläche für die übertägigen Einrichtungen des Bergwerks ist mit 4 ha angegeben. Bezogen auf eine einzulagernde Menge von 11.100 m3 hochradioaktiven sowie lang- lebigen mittelaktiven Abfällen und einer Gesamtdauer aus Bau-, Betriebs- und Versiegelungszeit in Höhe von insgesamt 81 Jahren ergibt sich eine Flächeninanspruchnahmedauer in Höhe von 292 m2a/m3 Abfall. Für die übrigen schwachaktiven und nicht langlebigen mittelaktiven Abfälle wird zusätz- lich mit einer Flächeninanspruchnahmedauer in Höhe von 10,8 m2a/m3 Abfall gerechnet (vgl. ETH 1996). 4.1.8 Flächeninanspruchnahme und räumliche Wirkungspotenziale der e i- g. rnenergieanteil indirekt hohe Stromverbräuche be- zu einem betriebsbereiten Endlager am Standort Gorleben wären der Abschluß der untertägigen Er kundung, das Genehmigungsverfahren und die Errichtung des Endlagers selbst. Mit Stand 1998 hatte das Bundesamt für Strahlenschutz den voraussichtlichen Zeitpunkt für die pla mäßige Inbetriebnahme des Endlagers Gorleben für das Jahr 2013 (vgl. Bröskamp et al. 2004) bzw. 2015 (vgl. Thomauske 2004) angegeben. Unter der Voraussetzung, dass die Erkundung der Eignungshöffigkeit ohne Unterbrechung wie geplant hätte fortgesetzt werden können und dann für den ausgewählten Standort zu einem positiven Ergebnis führen würde, würde das Verfahren von der An- tragstellung bis zur Fertigstellung des Endlagers 36 bis 38 Jahre dauern. Zeitangaben er die Gesamtdauer des Einlagerungsbetriebs und die anschließende Versiegelung f Stromerzeugung durch Kernspaltung Insgesamt ist die räumliche Organisation der Stromerzeugung aus Kernenergie durch die extrem hoh Energiedichte der Kernbrennstoffe geprägt. Diese Brennstoffeigenschaft ermöglicht eine hohe räuml che Konzentration der Kapazitäten kerntechnischer Einrichtungen. Zudem ist die Standortwahl der technischen Infrastruktur von Roh- bzw. Brennstofftransportkosten beinahe vollkommen unabhängi Durch die Kernenergienutzung ist eine Anpassung an fast jede beliebige Bedarfsentwicklung prob- lemlos möglich. Aufgrund des hohen Investititonskostenanteils an den Stromgestehungskosten wer- den allerdings bevorzugt große Kernkraftwerkseinheiten gebaut und mit Vollauslastung betrieben, wodurch Stromversorgungssysteme mit hohem Ke günstigen. Bedingt durch die hohe räumliche Konzentration der Stromerzeugung in Kernkraftwerken ist die Stromerzeugung aus Kernenergie insbesondere auch zur Deckung einer räumlich hoch kon- zentrierten Nachfrage geeignet. Ein weiteres Kennzeichen der Strombereitstellung aus Kernenergie ist die vergleichsweise sehr lange Bereitstellungs- und Entsorgungskette mit zahlreichen Kettengliedern und Rückkopplungsmöglichkei- Seite 77 ten. Bis auf die Stromerzeugung selbst sind die Standorte der Infrastrukturen geographisch global bzw. international verteilt. Deutschland ist - abgesehen von den Altlasten des Wismut-Bergbaus - trot seines hohen Kernenergieanteils an der heimischen Stromversorgung einem Groß z teil der belastenden se zusätzlich auch die struktur zu Beginn der - - werken, die mit fossilen oder biogenen Brennstoffen betrieben werden, kaum oder nur einge- schränkt nutzbar sind. Andererseits waren Kernkraftwerke in der Vergangenheit oft Kristallisations- pu- blik Deutschl ampf oder Prozesswärme an Industrie- en - , t, enen Anlagen und dadurch zu einem Kumulationseffekt in Bezug auf die Quantität des Flächenentzugs. In Tabelle 26 ist die Flächeninanspruchnahme der Strombereitstel- Raumwirkungen insbesondere im Bereich der Brennstoffbereitstellung für die Deckung des laufenden Bedarfs nicht ausgesetzt. Diese Belastungen entstehen u.a. durch den weiträumigen Transport radio- aktiver Zerfallsprodukte über den Luftpfad bzw. durch Beeinträchtigungen von Grund- und Oberflä- chengewässern als Folge von Sümpfungsmaßnahmen ausgehend insbesondere von Tagebaubetrie- ben, sowie durch radioaktive Emissionen auf dem Luft- und Wasserpfad entlang der gesamten Kern- energie-Bereitstellungs- und Nutzungskette. In Bergbauregionen wird teilwei Siedlungsentwicklung durch Ansiedlung von Arbeitskräften und sozialer Infra Bergbautätigkeit sowie durch Rückgang der Beschäftigung, der Bevölkerung bzw. der Kaufkraft nach Stilllegung der Minen zyklisch beeinflusst. Wichtig für die räumlichen Charakterisierung der technischen Infrastruktur der Strombereitstellung aus Kernenergie sind auch die hohen und sehr langfristigen Gefährdungspotenziale, die durch den Betrieb von technischen Anlagen zur Brennstoffbereitstellung, zur Stromerzeugung, zur Wiederaufarbeitung oder zur Entsorgung sowie von den zahlreichen toxischen und radioaktiven Rückständen aus der Brennstoffbereitstellung, der Stromerzeugung sowie von stillgelegter kerntechnischer Infrastruktur ausgehen. Dies führt zu der Notwendigkeit, einerseits bei der Standortwahl für kerntechnische Anla- gen in besonderem Masse Sicherheitsapekte zu berücksichtigen und andererseits Reststoffe über einen sehr langen Zeitraum wirksam von der Umwelt zu isolieren. Grundsätzlich sind die in Anspruch genommenen Flächen mindestens während der Bau-, Betriebs- und Rückbauphase aus Sicherheits gründen einer etwaigen Sekundärnutzung durch betriebsfremde Personen vollständig entzogen. Die Standortwahl für Kernkraftwerke in eher dünn besiedelten Gebieten führt dazu, dass Agglomerati- onsvorteile durch Auskopplung von Fernwärme zur Siedlungswärmeversorgung anders als bei Wär mekraft punkte für die Ansiedlung von energieintensiven Industrien, wobei aber zumindest in der Bundesre and Kernkraftwerke nur vereinzelt auch Prozessd betriebe geliefert haben, vermutlich um die Stromausbeute durch Wärmeauskopplung nicht zu beein- trächtigen. Soweit die Entsorgung radioaktiver Abfälle nicht durch untertägige Ablagerung erfolgen kann, müss oberirdische Lagerflächen über einen unüberschaubar langen Zeitraum in Anspruch genommen wer- den. Auch der Rückbau von kerntechnischen Anlagen ist zum Teil aus Sicherheitsgründen sehr auf wändig und erhöht dadurch die Flächeninanspruchnahmedauern. Dies gilt insbesondere für Anlagen die nach Stilllegung im sicheren Einschluß verbleiben, bis die Radioaktivität so weit abgeklungen is dass ein weitgehend gefahrloser Rückbau möglich ist. Bei stetiger Fortführung der Kernenergienutzung führen lange Planungs- Bau-, Regenerations- und Rückbauphasen zu zeitlichen Überlagerungen in Bezug auf die Dauer der Flächeninanspruchnahme auch für die nacheinander betrieb Seite 78 d lung aus Kernspaltung in Bezug auf die durchschnittliche Jahres-Stromerzeugung innerhalb der ge- setzlich vorgegebenen 32 Betriebsjahre der Kernkraftwerke der Bundesrepublik Deutschland darge- stellt. Etwas mehr als 80 % der Fläche wird durch die Brennstoffbereitstellung in Anspruch genom- men. Den größten Anteil an der gesamten Flächeninanspruchnahme hat der Bergbau mit weitem Ab- stand gefolgt von den Kernkraftwerken. Nur etwa mehr als ein Fünftel der in Anspruch genommenen Fläche liegt innerhalb der Bundesrepublik Deutschland. Tabelle 26: Flächeninan spruch nahm e für die Str omerzeugun g aus Kernenergie in der Bun- desrep ublik Deu tschland - bezog e n auf die durch schnittliche Jahres- stromer z eug ung auf Basi s v on 32 Betriebsjahren laut Vereinb a rung v om Juni 2000 davon im Inlan m 2 / kgU / a m 2 /kg U T A /a m 2 / m 3 / a m 2 /G W h e l /a k m 2 k m Uranbergbau und Unranerzaufbereitung *) 7,99 203,7 32,0 Konversion 0,56 13,6 2,1 Anreicherung Flächeninanspruchnahme bezogen auf die durchschnittliche Jahresstromerzeugung während 32 Betriebsjahren 2 0,90 13,8 2,2 2,2 ,8 Brennelemente-Herstellung 2,77 7,7 1,2 1,2 B re n n e l e m e ntbe re its te l l u n g ge sa mt 11 ,33 0 , 9 0 2 3 8 , 9 3 7 , 6 3 , 4 Kernkraftwerke 27,9 4,4 4,4 Wiederaufarbeitung 9,0 1,4 Endlager 302,7 13,2 2,1 2,1 St romb erei ts te llu n g g e s a m t 28 8,9 4 5,4 9 *) ohne Berücksichtigung des Renaturierungszeitraums für Schlammteiche er- in nischer Systeme ist aufgrund der weiträumigen Verteilung der Belastung kaum noch Quelle: ETH 1996, Jahrbuch der Atomwirtschaft 2001, Vereinbarung 2000, eigene Berechnungen Nicht berücksichtigt ist bei oben stehender Berechnung die sehr lange Inanspruchnahmedauer der Flächen für die Absetzteiche der Uranerzaufbereitung. Werden hier 80.000 Jahre für die Rekultivie- rung dieser Flächen eingerechnet (vgl. ETH 1996), ergibt sich insgesamt rechnerisch eine Flächenin- anspruchnahmedauer in Höhe von mehr als 12.000 km2a bezogen auf die derzeitige Jahresstrom zeugung aus Kernenergie in der Bundesrepublik Deutschland. Umstritten ist, inwieweit die stetigen radioaktiven Emissionen kleiner Dosis im Zusammenspiel mit einzelnen Freisetzungen großer Mengen im Zuge von Atomwaffentests oder Störfällen kerntechni- scher Anlagen langfristig allmählich dazu führen, dass die Hintergrundbelastung mit Radioaktivität e Niveau erreicht, das für die menschliche Gesundheit und das menschliche Erbgut als gefährlich ein- zustufen ist, da aufgrund der langen Halbwertszeiten die Radioaktivität zum Teil nur sehr langsam abklingt und daher die Belastung stetig zunimmt (vgl. Rabl/Dreicer 1999). Diese Art der Folgewirkung energietech Standorten von technischen Anlagen räumlich zuzuordnen, so dass die Umweltbelastung mit radioak- tiven und toxischen Stoffen und Strahlungen ähnlich wie die anthropogene Klimabeeinflussung zum Teil auch als ein globales Problem mit lokaler Ursache zu betrachten ist. Seite 79 4.2 Stromerzeugung aus Braunkohle 4.2.1 Überblick über das technische Gesamt-S ystem der Braunkohl e - Ve r- stromung Die Prozesskette für die Bereitstellung von Strom aus Braunkohlekraftwerken ist vergleichsweise ei fach strukturiert. Im Tagebau wird Rohbraunkohle abgebaut, die über Güterzüge oder Bandtransport- systeme direkt zu den Kraftwerken transportiert wird, um auf dem Betriebsgelände des Kraftwerks getrocknet und gemahlen zu werden, bevor sie in den Da n- mpfkesseln der Kraftwerke verfeuert wird. ko Braunkohlenkra Asche aus der B ohleverbrennung in Kraftwerken wird meist zusammen mit REA-Abwasser, das zur Aschebefeuchtung verwendet wird, und zusätzlich mit Fehlchargen des REA-Gipses als Stabilat in den Tagebaugruben deponiert. Ein beträchtlicher Teil der Reststoffe der Braunkohlenverstromung wird einer Verwertung zugeführt (vgl. Rentz et al. 2002). Die Gesamt-Bruttokapazität aller deutscher Braunkohlenkraftwerke beträgt 22 GW. Der Schwerpunkt bei der Größenverteilung der Kraftwerksanlagen liegt heute eindeutig bei Kraftwerken mit einer Brutto- Leistung von mehr als 2.000 MW (vgl. Tabelle 27). Das größte Braunkohlekraftwerk, das zurzeit in der Bundesrepublik Deutschland in Betrieb ist, hat eine Gesamt-Bruttoleistung von über 3.800 MW. Tabelle 27: Struktur der Braun k ohlekraft wer ke in der Bun d esr epublik Deu tschland 2 0 0 3 nach Anzahl und Brutto -Leistun g der Kraft wer ke 387 980 Wie bei Stein hlekraftwerken entstehen als Reststoffe bei der Verbrennung von Braunkohle in ftwerken Abgase, Abwässer, Asche und Gips aus der Rauchgasentschwefelung. Die raunk Anzahl kumuliert durchschnittlich elektrische Leistung MW MW 1 - 10 5 34 7 über 10 - 50 12 333 28 über 50 - 150 8 708 89 über 150 - 300 4 742 186 über 300 - 500 1 387 über 500 - 1.000 1 980 über 1.000 8 19.164 2.396 Gesamt 39 22.348 573 Quelle: DEBRIV 2004 Da Braunkohlekraftwerke meist aus mehreren Blöcken bestehen, ist die Leistung der Gesamtanlagen bezogen auf einen Anlagenstandort i. d. R. erheblich höher als die jeweilige Blockleistung. Im Durch schnitt bestehen die Braunkohlenkraftwerke aus 2,1 Blöcken. Vor allem ältere große Anlagen sind modulartig aus mehreren Blöcken mit jeweils vergleichsweise kleiner Blockleistung aufgebaut (z.B Kraftwerk Frimmersdorf mit 14 Blöcken bei einer durchschnittlichen Blockleistung von 170 MW). Die durchschnittliche Blockleistung aller Braunkohlenkraftwerke im Jahre 2003 betrug 274 MW - . l. Tabelle 28). Die zurzeit größte Blockleistung erreicht mit 950 MW der neue Block K des Braunkohlenkraftwerks Niederaußem. el. Die Leis- tung der Kraftwerksblöcke lag im Jahre 2000 zwischen 5 und 680 MW (vg Seite 80 i n d e r B u n d esr epublik Deu tschland 2 0 0 0 e r Kraft we rksb löcke Tabelle 28: Struktur der Braun k ohlekraft wer k e nach Anzahl und Brutto -Leistun g d Anzahl kumuliert durchschnittlich elektrische Leistung MW MW 1 - 10 7 38 5 über 10 - 50 12 288 24 über 50 - 150 21 2.365 113 über 150 - 300 8 1.581 198 über 300 - 500 22 8.848 402 über 500 - 1.000 11 8.123 738 über 1.000 0 0 0 Gesamt 81 21.243 262 Quelle: BMWi/VWEW 2002 Die durchschnittliche Auslastung der Braunkohlenkraftwerke betrug im Jahre 2000 bezogen auf die Nennleistung immerhin 6.800 h/a, ein überwiegender Teil der Kraftwerke wird für die Grundlast- stromerzeugung eingesetzt. Der Brennstoffbedarf der Kraftwerke hängt außer von der Kraftwerksleistung und der Auslastung der Kraftwerke vor allem vom elektrischen Brutto-Nutzungsgrad der Stromerzeugung ab. Zur Stromerzeu- gung wurden im Jahre 2000 etwa 173 Mio. Tonnen Braunkohlenbrennstoffe verfeuert (vgl. Kapitel 3.1.3). Bei einem durchschnittlichen Heizwert für den Brennstoffmix des Jahres 2000 aus Rohbraun- aun 2) s wurde im Jahre 2000 insgesamt eine Brutto-Strommenge in Höhe von 148,3 TWh erzeugt. Der durch- schnittliche Netto-Wirkungsgrad für mit Braunkohle betriebene Kondensationskraftwerke in Deutsch- land betrug demnach 36 %, mit dem heutigen Stand der Kraftwerkstechnik sind Wirkungsgrade in Höhe von 43 bis 45 % erreichbar (vgl. Rentz et al. 2002). Braunkohlenkraftwerke werden in der Bundesrepublik Deutschland in größerem Umfang auch zur Fernwärmeversorgung eingesetzt. Dabei dominieren Großkraftwerke, die im Entnahme-Kondensati- onsbetrieb gefahren werden, die Fernwärmeversorgung aus Heizkraftwerken auf Braunkohlenbasis. Diese Anlagen erreichen im Kondensationsbetrieb hohe elektrische Wirkungsgrade (z.B. Kraftwerk inem Netto-Wirkungsgrad in Höhe von 40 % und Kraftwerk Lippendorf mit ei- Die drei größten Reviere, das rheinische Revier, das Lausitzer und das mitteldeutsche Revier, er- reichten zusammen einen Förderanteil in Höhe von 98 % (vgl. DEBRIV 2004). kohle, Hartbr kohle und Braunkohlenbrikettabrieb in Höhe von 8,25 GJ/t (vgl. BMWi/VWEW 200 entspricht die einer Brennstoffenergiemenge in Höhe von 1.426 PJ. Aus dieser Brennstoffenergie Schwarze Pumpe mit e nem Netto-Wirkungsgrad in Höhe von 42 %, vgl. AGFW 2000). 4.2.2 Bereitstellung von Braunkohle als Brennstoff zur Stromerzeugung Braunkohle wird in der Bundesrepublik Deutschland ausschließlich im Tagebau gewonnen. Die in deutschen Kraftwerken verfeuerte Braunkohle stammt fast ausschließlich aus kraftwerksnahen Tage- baubetrieben. Das größte Braunkohlenrevier ist das rheinische Revier mit einem massebezogenen Anteil an der Jahres-Gesamtförderung der letzten 10 Jahre in der Bundesrepublik Deutschland in Höhe von 53 %. Seite 81 Der Braunko ntagebau ist durch eine besonders umfangreiche und intensive Flächeninanspruch- eichnet. Durch den Tagebau kommt es zu einer Zerstörung d hle nahme gekennz es gewachsenen Bo- denprofils sowie zu weiträumigen Grundwasserveränderungen und damit verbunden zu einer Zerstö- rung der ursprünglichen Ökosysteme. Der Eisensulfitgehalt des Abraums führt in Verbindung mit Luft- Sauerstoff zu einer Versauerung sowohl von Böden als auch von Grund- und Oberflächengewässern. Durch den Abbau entstehen aufgrund der Masseverluste Tagebau-Restlöcher, die nach Auskohlung der Lagerstätten allmählich geflutet werden müssen. Über Kippenflächen können Säurebildner in die Flutungswässer gelangen, so dass die entstehenden Restseen oft biologisch tot und weder für eine fischerei- noch wasserwirtschaftliche Nutzung geeignet sind (vgl. Peine 1998). Vielfach sind die Randböschungen der Restseen durch Rutschungen geotechnisch gefährdet, so dass aus Sicher- istig ein Pumpbetrieb aufrecht erhalten werden muss, um den Wasser- ). nd für n Baumarten als feindlich zu betrachten und behindern das Wachstum der Baumwurzeln. Untersuchungen haben ergeben, dass sich die Eigenschaften der Kippenböden r- Aufgrund des vorherrschenden kontinuierlichen Abbauverfahrens, bei dem während des laufenden d Tabelle 29: Berechnu ng der in Abbau stehende n Fläche fü r den Braunkoh lentag ebau i n der 1.000 t t/m heitsgründen zum Teil langfr stand im Tagebausee unter einem vorgegebenen Niveau zu regulieren (vgl. Slaby/Drebenstedt 2003 Die durch die Versauerung beeinflussten Bodenverhältnisse in den Bergbaufolgelandschaften si die meisten mitteleuropäische auch über einen Zeitraum von mehreren Jahrzehnten nur langsam denen der gewachsenen Böden annähern (vgl. Hüttl/Gerwin 2003). Fliessgewässer, deren Verlauf durch den Abbau berührt sind, müssen verlegt werden. So wurde im rheinischen Revier das Bett der Erft mehrfach den Tagebaue fordernissen durch Verlegung angepasst (vgl. Dewitz 1984). Durch Sümpfungsmaßnahmen entstehen Grundwasserabsenkungen, die sich auf Gebiete erstrecken, die weit über die eigentlichen Abbauflä- chen hinausgehen. Im Niederlausitzer Braunkohlenrevier war beispielsweise mit maximal 2.100 km2 eine an die Größe des Saarlandes heranreichende Fläche von der Grundwasserabsenkung betroffen (vgl. Hüttl/Gerwin 2003). Bergbaubedingte Umsiedlungen zerstören gewachsene Siedlungsstrukturen (vgl. Masuhr et al. 1992 und Friedrich/Krewitt 1997). Abbaubetriebs ständig bereits ausgekohlte Flächen wieder mit Abraum überdeckt und anschließen rekultiviert werden, sind für die quantitative Bestimmung der Flächeninanspruchnahme mehrere Be- rechnungsmethoden auf der Grundlage unterschiedlicher Definitionen der Inanspruchnahme in räum- licher und zeitlicher Hinsicht möglich. Diese Methoden können durchaus zu sehr unterschiedlichen Ergebnissen bei der Quantifizierung der in Anspruch genommenen Flächengröße führen. Bund esre p u b lik Deutsch land 2001 Braunkohlerevier Tonnage Schüttdichte Volumen- äquivalent durchschn. Abbaumäch- tigkeit Flächen äquivalent - 3 m3 m km 2 Rheinland 94.349 1,3 72.576.154 35 2,074 1 13 10 0,005 7,612 Lausitz 57.503 1,3 44.233.077 11 4,02 Mitteldeutschland 19.215 1,3 14.780.769 11 1,344 Helmstedt 4.073 1,3 3.133.385 20 0,157 Hessen 165 1,3 127.000 10 0,0 Bayern 59 1,3 45.615 Gesamt 175.365 134.896.000 Quelle: Gwosdz/Röhling 2003 Seite 82 e erg- zur er r - e Tabelle 30: Durch d e n Braunko h lentagebau bean spruch te un d wi ed er nu tzbar g e mach te 55,6 Lausitz 42,4 46.101 57,6 Mitteldeutschland 47.483 16.583 34,9 30.900 65,1 BRD insgesamt 163.523 60.861 37,2 102.662 62,8 Nach Gwosdz/Röhling 2003 beträgt die Gesamtfläche, die durch den Braunkohlenbergbau im Jahre 2001 in Anspruch genommen wurde, 7,6 km2. Diese rechnerisch ermittelte Flächeninanspruchnahm bezieht sich ausschließlich auf eine anhand der Schüttdichte und der Abbaumächtigkeit errechnete so genannte „Verhiebfläche“ (lotrechte Projektion der Grundfläche des abgebauten Flözes auf die Erd- oberfläche, vgl. Weyer 2001). Nicht einbezogen sind Böschungsflächen, Kippenflächen und die ei- gentlichen Betriebsflächen wie Gebäudeflächen für Verwaltung, Lagerung, Werkstätten und Sozialge- bäude sowie Montageflächen, Lagerplätze, Verkehrsflächen und Ver- und Entsorgungsflächen (vgl. Weyer 2001). Auch die Zeitdauer der Flächeninanspruchnahme bleibt unberücksichtigt. Ganz andere Flächengrößen ergeben sich aus der Statistik, die von den Verbänden des Kohlenb baus herausgegeben wird. Die „Statistik der Kohlenwirtschaft e.V.“ veröffentlicht regelmäßig Daten „Landinanspruchnahme“ durch den Braunkohlentagebau in der Bundesrepublik Deutschland. In dies Statistik wird eine so genannte „Betriebsfläche“ ermittelt, die sich jeweils auf die Flächeninanspruch- nahme während eines Kalenderjahres bezieht. Um diese Betriebsfläche zu berechnen, wird zunächst die gesamte bergbauliche Flächeninanspruchnahme seit Beginn des Braunkohlebergbaus aufsum- miert – und zwar bezogen auf den gesamten Braunkohlenbergbau in der Bundesrepublik Deutsch- land, bezogen auf ein bestimmtes Revier oder bezogen auf ein bestimmtes Tagebauvorhaben. Diese Gesamtfläche wird der Teil der bergbaulichen Fläche gegenübergestellt, der jeweils innerhalb des gleichen Gesamtzeitraums wieder nutzbar gemacht worden ist. Aus der Differenz zwischen der insge samt beanspruchten und der wieder nutzbar gemachten Fläche ergibt sich die im jeweiligen Bezugs- jahr aktuelle bergbaulich beanspruchte Fläche für den Abbau, den Abraum und die Kippe (vgl. Tabell 30). Dieser Logik folgend beträgt die Gesamt-Fläche, die für den Braunkohlentagebau im Jahre 2001 in Anspruch genommen wurde, etwa 609 km2, wenn die Daten der Kohlenstatistik zugrunde gelegt werden. Flächen in d e r Bund esre publik Deu ts c hland (Stan d : 31.12.2 0 0 1 ) Landinanspruch- nahme insge- samt (= 100 %) ha ha % ha % Rheinland 28.179 9.147 32,5 19.032 Helmstedt 2.602 1.156 44,4 1.446 Betriebsfläche (Abraum, Kohle, Kippe) Wieder nutzbar gemachte Flächen insgesamt 67,5 Hessen 3.458 73 2,1 3.385 97,9 Bayern 1.803 5 0,3 1.798 99,7 79.998 33.897 Quelle: Statistik der Kohlenwirtschaft 2001 Die „Betriebsfläche“ gemäß Kohlenstatistik ist damit immerhin 80mal so groß, wie die reine „Verhiebfläche“ nach den Berechnungen von Gwosdz/Röhling 2003. Der enorme Unterschied in den dargestellten Ansätzen zur Flächenberechnung resultiert nicht in erster Linie aus einer unterschiedli- chen Abgrenzung der Nutzungsarten sondern vor allem auf der Tatsache, dass in der Statistik der Kohlenwirtschaft im Unterschied zum Ansatz von Gwosdz/Röhling 2003 die Zeitdauer der Flächenin- sichtigt wird. In der Berechnung der „Betriebsfläche“ gemäß Kohlen-anspruchnahme indirekt berück Seite 83 statistik sind Mehrfachzählungen enthalten, weil sowohl die Abbaufläche zum Zeitpunkt der vorberei- tenden Maßnahmen wie Aufschluß, Rodung und Abbraum bis zum Flöz, der Braunkohlegewinnung selbst als auch die selbe Fläche als ausgekohlte Abbaufläche im Zustand nach der Verkippung ge- zählt wird, die so lange noch als „Betriebsfläche“ gilt, bis sie wieder für eine Folgenutzung verfügbar gemacht worden ist. Bis zu dem Zeitpunkt der Flächenrückgabe ist das Gelände betriebsfremden P sonen nicht zugänglich, die in Anspruch genommenen Flächen sind eingezäunt. Aus dem Braunkohlenplan zum Tagebauvorhaben Garzweiler II (textliche Darstellung und Erläute- rungsbericht) geht hervor, dass im Verlauf des Abbauprozesses im Bereich des Tagebau er- s Garzweiler 2 - ungen der Kohlenwirtschaft nicht definiert werden, ergibt sich aus dem Kontext der Begriffsverwendung, dass mit diesem Begriffspaar die Verfügungsgewalt der Bergbauberechtigten en In dieser Betrachtung aber nicht berücksichtigt sind offenbar Betriebsflächen für Gebäude, Verkehrs- anlagen sowie möglicherweise ebenfalls nicht Flächen für die betrieblichen Ver- und Entsorgungsein- richtungen des Braunkohlenbergbaus. Nicht berücksichtigt wird außerdem die Vorbereitungszeit vor Beginn der Maßnahmen. So werden spätestens mit Inkrafttreten des Braunkohleplans bestehende Flächennutzungen im Bereich des Tagebauvorhabens auf dem Wege der Veränderungssperre fest- geschrieben. Des Weiteren ergibt sich durch den vorzeitigen Beginn von Sümpfungsmaßnahmen ei- nerseits und die langfristige Vorbereitung ggf. erforderlicher Umsiedlungen ein zeitlicher Vorlauf, der zusätzliche Restriktionen in Bezug auf die Flächenverfügbarkeit mit sich bringt und durch den vorab bereits Flächen außerhalb des Bergbaugeländes in Anspruch genommen werden müssen. So müs- edlung von Dörfern bzw. von im Zusammenhang bebauten hner noch - - II über einen Zeitraum von 40 Jahren „eine offene Grube mit einer Größe zwischen 20 km2 und 25 km von Ost nach West wandert“ (vgl. Bezirksregierung Köln 1994). Diese Beschreibung illustriert beson- ders gut die Art und Dynamik der Flächeninanspruchnahme durch den Tagebau, wie sie auch durch die Flächenstatistik zum Ausdruck gebracht werden. Die durchschnittlich geringe Flözmächtigkeit führt im Lausitzer Revier zu einem Abbaufortschritt in der Größenordnung von 350 bis 700 m bezogen auf die aktive Strossenlänge des jeweiligen Tagebaus (vgl. Abresch et al. 2000). Im Vergleich dazu beträgt der Abbaufortschritt im rheinischen Revier auf- grund insgesamt größerer Flözmächtigkeit nur 250 bis 300 m pro Jahr (vgl. Kleinebeckel 1986). Da- durch ergibt sich für das Lausitzer Revier eine deutlich höhere Beanspruchung an jeweils aktiver Ab bau-Fläche. Aus den vorstehenden Erläuterungen ergibt sich, dass die Berechnung der Flächeninanspruchnahme auch von der Definition der Begriffe „Landinanspruchnahme“ und „Wieder nutzbar machen“ abhängt. Obwohl die Begriffe „Landinanspruchnahme“ und „wieder nutzbar gemachte Fläche“ in den statisti- schen Veröffentlich über die für d Tagebau benötigte Fläche räumlich und zeitlich umrissen ist. sen im Falle einer gemeinschaftlichen Umsi Ortteilen rechtzeitig neue Wohngebiete erschlossen und bebaut werden, während die Bewo in ihrer bisherigen Siedlung wohnen bleiben (vgl. Abbildung 19). Da jedoch die Intensität der Flächen- inanspruchnahme, die sich durch eine Veränderungssperre ergibt, nicht mit der Intensität der Flächen inanspruchnahme während der aktiven Abbauphase vergleichbar ist und der Umfang von Umsied- lungsmaßnahmen jeweils vom konkreten Einzelfall abhängt, müssen diese Aspekte bei einer Quantifi zierung unberücksichtigt bleiben. Seite 84 Abbildung 19: Zeitplan für die gemeinsame Umsi ed lung dreier Dörfer im Bereich des Br aun- kohlentageb a us Gar z we il er II lentagebau ermittelt werden. Innerhalb des Jahres 2001 sind insgesamt etwa 175 Mio. t Rohbraunkohle gefördert worden. Bei einem durchschnittlichen Heizwert in Höhe von 9,1 GJ/t ergibt Quelle: Rheinbraun 1992 Zusammenfassend kann aus den vorgenannten Daten die spezifische Flächeninanspruchnahme für den Braunkoh sich eine Rohbraunkohle-Jahres-Förderleistung in Höhe von insgesamt 445 TWh/a. In Bezug auf die „Betriebsfläche“ gemäß Kohlenstatistik ergibt sich eine durchschnittliche Jahresenergiespezifische Flächeninanspruchnahme durch die Braunkohlenförderung in Höhe von 1.368 m2/GWhHu/a. Tabelle 31: Förderleistu ng und ener giespezifische Flächenin anspru chnahme durch d e n Braun k ohlen tagebau 2001 nach Rev i e ren Betriebs- fläche Förder- masse Heizwert Hu spezifische Flächen- inanspruch- nahme ha 1.000 t GJ/t TJ/a GWhHu/a m2/GWhHu/a Rheinland 9.147 94.349 9,0 849.138 235.872 388 Helmstedt 1.156 4.073 10,8 43.789 12.164 950 Hessen 73 165 9,1 1.503 417 1.744 Bayern 5 30 9,1 272 76 661 Lausitz 33.897 57.503 8,7 500.273 138.965 2.439 Mitteldeutschland 16.583 19.215 10,8 206.560 57.378 2.890 BRD insgesamt 60.861 175.335 9,1 1.601.535 444.871 1.368 jährlich gewonnene Brennstoffenergiemenge energie- gbaubetriebe angepasst (vgl. Ewers/Renzenbrink 2003). Quelle: Statistik der Kohlenwirtschaft 2001; DEBRIV 2003, UBA 2004 4.2.3 Stromerzeugung in Braunkohl ekraftw erken Grundsätzlich werden Braunkohlekraftwerke in Grubennähe gebaut, da der geringe Heizwert der Rohbraunkohle einen wirtschaftlichen Transport über größere Distanzen nicht erlaubt. Die größten Kraftwerke mit der höchsten Gesamt-Leistung sind im rheinischen Braunkohlenrevier installiert. Die großen Braunkohlenkraftwerke wurden alle im unmittelbaren Randbereich der Tagebaue errichtet und sind auf die Förderleistung der Ber Seite 85 Tabelle 32: Brutto -Leistung und Br u tto-Strom erzeugung in Braunko h lenkraft we rk e n a u f g e teilt nach Re v i eren 2003 - Revi er B ru tto- Le i s tu n g S tromer- ze u g u n g MW TWh Rheinland 11.494 79,4 Helmstedt 387 3,0 Hessen 38 0,1 Bayern 112 0,6 Lausitz 6.894 51,7 Mitteldeutschland 3.423 24,2 S u m m e 22. 348 1 59, 0 Quelle: DEBRIV 2004 Die grubennahen Kraftwerke decken ihren Kühlwasserbedarf weitgehend aus dem Sümpfungswasser der benachbarten Braunkohlentagebaue, wobei zum Teil eine Zusatzwasserversorgung aus benach- barten Fliessgewässern erforderlich ist. Tabelle 33 : Flächenina n spruch nahm e durch Betr iebsgrund stücke v on Braunkohle n kr aft- we rk e n in der Bunde srep ublik Deutsc hland im Jahre 2000 über 500 - 1.000 8.123 150 1,22 Gesamt 21.243 243 5,2 Brutto- spezifisch absolut MW m2/MW km2 1 - 10 38 300 0,01 über 10 - 50 288 300 0,09 über 50 - 150 2.365 300 0,71 über 150 - 300 1.581 300 0,47 Flächeninanspruchnahme Block- Leistung über 300 - 0 8.848 300 2,65 50 Quelle: ETH 1996, BMWi/VWEW 2002 Die Flächeninanspruchnahme von Kohlekraftwerken hängt u.a. von der Größe des kraftwerkseigenen Kohlelagers, der Anlagenleistung, der Blockgröße, vom angewandten Kühlprinzip und von der einge- setzten Umwelttechnik ab. Bei Braunkohlenkraftwerken besteht aufgrund unterschiedlicher Brenn- stoffeigenschaften im Vergleich zum Steinkohlenkraftwerk ein höherer Flächenbedarf für das Kessel- haus, der allerdings meistens dadurch kompensiert wird, dass bei Braunkohlenkraftwerken aufgrund der Grubennähe der Kraftwerksstandorte auf eine Kohlelagerung auf dem Kraftwerksgelände ver- r berücksichtigen, stungsgröße von 100 hrend ein Braunkohlenkraftwerk 2 zichtet werden kann. Differenzierte Flächenkenndaten, die alle Einflußparamete liegen nicht vor. Im Durchschnitt nehmen Braunkohlenkraftwerke mit einer Lei MWel für das Betriebsgrundstück eine Fläche von 300 m 2/MWel ein, wä mit einer Leistung von 500 MWel ein Betriebsgrundstück mit einer Fläche von 150 m /MWel benötigt (vgl. ETH 1996). Anhand dieser Daten lässt sich eine Gesamt-Flächeninanspruchnahme für Braun- kohlenkraftwerke in Höhe von 5,2 km2 bezogen auf den Kraftwerksbestand der Bundesrepublik Deutschland im Jahre 2000 errechnen (vgl. Tabelle 33). Seite 86 Braunkohl Die Stromerzeugung aus Braunkohle gehört ebenso wie die Stromerzeugung aus Kernenergie zu den Großtechnologien des Stromversorgungssystems. Im Unterschied zur Kernenergieverstromung ist nicht nur die Stromerzeugung aus Braunkohle räumlich hoch konzentriert. Auch das Gesamtsystem der Braunkohle-Strombereitstellung aus Rohstoffgewinnung, Brennstoffbereitstellung und Stromer- zeugung erreicht ein hohes Maß an räumlicher Integration, was in den Revieren des deutschen Braunkohlenbergbaus seinen sichtbaren Ausdruck findet. nahme der Strombereitstellung aus Braunkohle wird sowohl quantitativ als en Braunkohlentagebau geprägt. Nur knapp 1 % der Gesamtfläche beanspru- n gen Mächtigkeiten und grossen Teufen der Flöze sowie auf- ge auf das Jahr 20 edoch in ihrer räumli- chen Ausdehnung zum Teil deutlich über die unmittelbaren bergbaulichen Betriebsflächen hinaus. So beträgt allein die durch Sümpfungsmaßnahmen indirekt beeinflusste Fläche des Lausitzer Bergbaus etwa 2.100 km2 und übersteigt somit die direkt in diesem Revier beanspruchte Fläche um den Faktor 6 (s.o.). Insgesamt übertreffen die Intensität und die nachhaltige Wirkung des Eingriffs durch den Tagebau die der meisten anderen anthropogenen Flächennutzungen. Betroffen sind der Städtebau, die Siedlungs- entwicklung sowie Natur, Landschaft, Wasserhaushalt und Böden. Insofern dominiert die Brennstoff- bereitstellung auch in qualitativer Hinsicht die potenzielle und tatsächliche Raumwirkung der Stromer- zeugung aus Braunkohle. e durch die Braun k ohlen v erstromung in der Bund esre - 0 0 4.2.4 Flächeninanspruchnahme und räumliche Wirkungspotenziale der everstromung Die Flächeninanspruch auch qualitativ durch d chen die Kraftwerke. Indirekt üben diese über den Nutzungsgrad der Kohleumwandlung allerdings einen nicht unerheblichen Einfluss auf das Maß der Flächenbeanspruchung aus. Aufgrund des große Kohle-Massenbedarfs, der zum Teil gerin grund der lan n Zeitdauer ist die Beanspruchung für den Tagebau mit insgesamt 600 km2 bezogen 00 vergleichsweise hoch (vgl. Tabelle 34). Die Einflüsse gehen j Tabelle 34 : Flächenina n spruch nahm publik Deu ts c h l a n d 2 0 absolut m2/MWhel/a m 2/MWel km 2 Braunkohleförderung 4,29 29.930 600 Braunkohlestromerzeugung 0,04 257 5 Braunkohlestrombereitstellung 4,32 30.187 605 spezifisch Quelle: ETH 1996, BMWi/VWEW 2002, DEBRIV 2003 Seite 87 4.3 Stromerzeugung aus Steinkohle 4.3.1 Überblick über das techni sche Gesamt-System der Steinkohle- Verstromung Im Jahre 2000 betrug die Gesamt-Brutto-Leistung aller Steinkohlenkraftwerke in der Bundesrepublik Deutschland 30,1 GW (einschl. Steinkohlen-Mischfeuerung). In diesen Kraftwerken wurden brutto 143 TWh Strom erzeugt. Zur Stromerzeugung wurde eine Brennstoffenergie in Höhe von 1.270 P eingesetzt. Der durchschnittliche Brutto-Nutzungsgrad der J Steinkohlenkraftwerke betrug demnach W - hlenimport. rksgelände zwischengelagert und anschließend zur Verwertung an Dritte n beanspruchung gelände, die durch die Reststoffentsorgung entstehen, vernachlässigt werden können. Die Kapazitätsstruktur der Kraftwerke mit Steinkohlen- und Steinkohlenmischfeuerung wird beherrscht von Großanlagen. Im Jahre 1998 war fast 90 % der Nettoleistung in Kraftwerken mit mehr als 200 MW Nettoleistung pro Kraftwerk installiert. Zwei Drittel der Kraftwerke erreichte eine stung von 20 MW (vgl. Tabelle 35). 41 %. Der elektrische Eigenverbrauch lag im Jahre 2000 bei durchschnittlich 7 % (vgl. BMWi/VWE 2002). Nach dem derzeitigen Stand der Technik sind für Steinkohlen-Kondensationskraftwerke elektri sche Brutto-Wirkungsgrade in Höhe von 45 bis 47 % erreichbar (AGFW 2000). Für die Brennstoffversorgung der Kraftwerke wird je nach Lagebeziehung zwischen Bergwerk und Kraftwerk eine entsprechende Transport- und Umschlags-Infrastruktur benötigt. Anders als bei der Braunkohle erlaubt der vergleichsweise hohe Heizwert der Steinkohle Brennstoff-Transporte auch über große Distanzen, soweit Größenvorteile in Bezug auf die Transportkapazitäten und deren Aus- lastung genutzt werden können. Zurzeit werden 42 % der Steinkohlemengen, die in deutschen Kraft- werken verfeuert werden, importiert. Der Transport erfolgt zum Teil per Bahn, zum größten Teil aber per Schiff. Die deutschen, belgischen und niederländischen Seehäfen sind wichtige Umschlagplätze für den Ko Die mit der Verstromung verbundene stoffliche Umwandlung bedingt eine vergleichsweise grosse Menge an Reststoffen, die – soweit sie nicht über das Abgas als luftgetragene Schadstoffe in der At- mosphäre veteilt werden - in flüssiger oder fester Form anfallen und entweder zur Verwertung anste- hen oder deponiert werden müssen. Derzeit werden in der Bundesrepublik Deutschland 99 % dieser Reststoffe auf dem Kraftwe weitergegebe (vgl. Rentz et al. 2002), so dass mit Ausnahme der verkehrlichen Belastungen Raum- en außerhalb der Kraftwerks Nettolei mehr als 100 MW. Die durchschnittliche Nettoleistung betrug 3 Seite 88 l i c h e n Stromv er sorgung mit Steinkohlen - und B u ndesre publik Deu tschla nd 1998 n a c h An- zahl und Netto-L e istu ng der Kraft werke Tabelle 35: Struktur der Kraft werke der öf f e n t Steinkohlen mischfeu eru n g i n d e r Anzah elektrische Leistung l kumuliert durchschnittlich MW MW unter 1 1 1 1 1 - 10 3 14 0 über 10 - 20 4 62 16 über 20 - 50 3 89 0 über 50 - 100 16 1.229 77 über 100 - 200 10 1.528 153 über 200 - 500 28 8.930 319 über 500 - 1.000 13 8.505 654 über 1.000 4 5.890 1.473 Gesamt 82 26.248 320 Im Durchschnitt bestand jedes Steinkohlenkraftwerk der öffentlichen Stromversorgung aus 2,2 Kraft werksblöcken. In insgesamt 186 Kraftwerksblöcken war im Jahre 2000 eine Brutto-Leistung von 28, GW installiert. Die durchschnittliche Blockleistung betrug brutto 155 MW - 9 - el (vgl. Tabelle 36). Tabelle 36 : An zahl und Bruttoleis tu ng v on Kraftw e rk s b löcke n der öffentli chen Stromv ersor gung auf Basis v on Steinkohlen - un d Steinkohlen-Misch feu e rung in der Bun - desrep ublik Deu tschla nd 2000 Anzahl kumuliert durchschnittlich Leistungsklassen MWel MWel 1 - 10 16 77 5 über 10 - 50 61 1.697 28 über 50 - 150 57 5.796 102 über 150 - 300 20 4.423 221 über 300 - 500 17 6.484 381 über 500 - 1.000 15 10.391 693 Gesamt 186 28.869 155 elektrische Brutto-Leistung Quelle: BMWi/VWEW 2002 4.3.2 Steinkohleförde rung und –aufbereitung In der Bundesrepublik gab es im Jahre 2000 noch insgesamt 12 aktive Steinkohlen-Bergwerke. Der Schwerpunkt der deutschen Steinkohlenförderung lag im Ruhrgebiet. Dort waren 9 Bergwerke mit einer durchschnittlichen Förderkapazität in Höhe von 2,9 Mio. Jahrestonnen verwertbarer Förderung aktiv. Die deutschen Steinkohlenbergwerke arbeiten aufgrund der vorherrschenden geologischen Bedin- gungen ausschließlich im Tiefbau. Die durchschnittliche Teufe beträgt 956 m bei einer Flözmächtigkeit von durchschnittlich 2 m. Der Bergeanteil an der Rohförderung beträgt durchschnittlich etwa 50 %. Sämtliche geförderte Rohkohle muss vor dem Verkauf bzw. dem Eigenverbrauch der Zechen aufbe- reitet werden (vgl. Weyer 2001). Seite 89 Tabelle 37 : Steinkohlen berg we rke Berg we rke un d Steinkohle n -Förd erung in der Bund esre - publik Deu tschland 2000 Jahres- Förderung durchschnitt- liche Kapazität 1.000 t v.F./a 1.000 t v.F./a Ruhrrevier 25.889 9 2.877 Saarrevier 5.737 2 2.868 Ibbenbürener Revier 1.684 1 1.684 Aachener Revier 0 0 Summe 33.309 12 2.776 Anzahl aktiver Bergwerke - Quelle: Meller et al. 2001 Aufgrund der hohen Kosten ist die deutsche Steinkohle ohne staatliche Subventionen nicht konkur- renzfähig. Bedingt durch den allmählichen Rückzug des Staates aus der Subventionierung des deut- schen Steinkohlenbergbaus nimmt der Importanteil zu. Im Jahre 2000 bestanden nur noch etwa 58 % werkseinsatz be Tabelle 38 : Importe v on Kra f twe rk s k ohlen in die Bund esre pu blik Deutsch land und Import- länder 200 0 302 1,3 Indonesien/VR China 178 0,8 des deutschen Steinkohlenaufkommens aus heimischer Produktion. Die Haupt-Importländer für Kes- selkohlen waren im Jahre 2000 mit Anteilen in Höhe von fast 30 % Polen, Südafrika (20 %) und Ko- lumbien (12 %, vgl. Tabelle 38). Ein Anteil von etwa 72 % am Steinkohleabsatz in der Bundesrepublik Deutschland wird für den Kraft- nötigt (vgl. VDKI 2002). 1.000 t % Polen 6.742 29,5 Südafrika 4.572 20,0 Lateinamerika 3.060 13,4 Tschechien/Slowakai 1.061 4,6 GUS 779 3,4 westeuropäische Länder 1.209 5,3 USA 424 1,9 Australien Sonstige 4.549 19,9 Gesamt-Importe 22.876 100,0 Quelle: VdKI 2002 Der Steinkohlenbergbau ist mit zum Teil erheblichen und langfristig wirksamen Eingriffen in den Na turhaushalt sowie in die Landschafts- und Siedlungsstruktur verbunden. Beeinträchtigt werden - • Gewässersysteme durch Entnahme von Grundwasser und Einleitung von Grubenabwässern nd -aufbereitung, für Halden oder für den Auf- und Ausbau von Koh- lelager, Umschlags- und Transporteinrichtungen wie z.B. Kanälen für den Schiffstransport im Ruhrgebiet, • die Landwirtschaft durch Muldenbildung und Vernässung aufgrund von Bodensenkung, in Oberflächengewässer, durch Veränderung oder Verlegung der Fließrichtung von Bach- u Flussläufen sowie durch die Schiffbarmachung von Flüssen für den Kohletransport, • Siedlungsgebiete durch Bodensenkungen sowie durch obertägige Flächeninanspruchnahme für die Kohleförderung und Seite 90 rin der Tek gungen der Wasserqualität von Grundwasserwerken so- wie Verringerung der Trinkwasservorräte durch Störungen der Zuflüsse zu Trinkwassertal- sperren, • der Hochwasserschutz durch die Gefährdung der Deichsicherheit in Folge von Bodensen- kung, • die Siedlungs-Entwässerung durch Beeinträchtigungen für den Auf- und Ausbau von Kanal- systemen durch Erdbewegungen (vgl. MURL 1985). Die in Tabelle 39 zusammengestellten Daten zur Flächeninanspruchnahme zeigen, dass die innerhalb il - n bau auf Steinkohlelagerstätten betrieben wird. Die deutschen triebsspezifische Kapazität, wodurch pro Betrieb eine ge- Die hier vorgen enbilanzierung orientiert sich weitgehend an den Ergebnissen einer Studie zur Flächeninanspruchnahme durch den internationalen Steinkohlenbergbau, die im Auftrag der Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR) im Jahre 2001 an der RWTH Aachen erstellt worden ist (vgl. Weyer 2001). Im Rahmen dieser Studie werden die durch den Bergbau in An- spruch genommenen Flächen nach Betriebsflächen, Verkippungsflächen und Abbauflächen differen- ziert. Betriebsflächen beinhalten in Anlehnung an die Systematik gemäß Weyer 2001 bebaute und unbebaute Flächen, die für allgemeine Zwecke im Rahmen des Bergbaubetriebes benötigt werden (z.B. für Ver- und Entsorgungseinrichtungen, Verkehrsflächen, Verwaltung, Sozialeinrichtungen, Lage- rung, Transport etc.) sowie Flächen für Aufbereitungsanlagen. Verkippungsflächen dienen der Ablage- rer Bestandteile bergbaulich gewonnener Materialien (also z.B. Abraum- oder en sind die Flächen, auf denen die bergbaulich zu gewinnende Kohle lagert Dur A spruchn untertäg rkip- pun Tiefbau berücks fläche d nahme von Abbauflächen nur indirekt über Bodensenkungen bzw. deren Aus- wirkungen spürbar. Da diese jedoch nicht zwangsläufig dazu führen, dass bergbaufremde Flächen- • die T kwassergewinnung durch Beeinflussung der Grundwasserströme bzw. durch Störung tonik und damit Beeinträchti der Bundesrepublik Deutschland in Anspruch genommenen Bergbauflächen nur einen Flächenante von 9 % erreichen, während der Anteil der inländischen Produktion am gesamten Steinkohlenbedarf der deutschen Kraftwerke mehr als 58 % beträgt. Dies liegt einerseits an der unterdurchschnittlichen spezifischen Flächeninanspruchnahme deutscher Bergwerke im internationalen Vergleich sowie ande rerseits daran, dass untertägig in Anspruch genommene Flächen nicht in dieser Aufstellung enthalte sind und in Deutschland kein Tage Bergwerke hatten zudem mit rund 3 Mio. Jahrestonnen verwertbarer Förderung (bezogen auf 1998) im internationalen Vergleich eine hohe be ringe spezifische Flächeninanspruchnahme erreicht werden konnte (vgl. Weyer 2001). ommene Fläch rung nicht verwendba Bergehalden). Abbaufläch zuzüglich der Fläche, die im Tagebau für Böschungen benötigt wird, um zur Kohle gelangen und gleichzeitig die Einsturzsicherheit der Grube gewährleisten zu können. ch ddition aller Teilflächen der genannten Flächenkategorien ergibt sich die direkte Flächeninan- ahme durch den Steinkohlenbergbau. Weyer berechnet in seiner Studie zusätzlich auch die igen Abbauflächen von Tiefbaubetrieben und addiert diese mit den Betriebs- und Ve gsflächen zu einer Gesamt-Kenngröße für die Flächeninanspruchnahme durch den Steinkohlen- . Fraglich ist allerdings, ob es sinnvoll ist, die Abbauflächen beim Tiefbau in gleicher Weise zu ichtigen wie beim Tagebau. Anders als im Tagebau ist bei Tiefbaubetrieben an der Erdober- ie Inanspruch Seite 91 nutz g gen Abb Hinterg pungsfl nziert. Ana abweich n der Vorgehensweise bei Weyer 2001 außerdem die Zeitdauer der Flächeninan- spruchna aufgrund de eteuften Flächen zu verkippen, et rkippungsflächen jeweils mehrfach in un en beeinträchtigt bzw. verhindert werden, führt eine gemeinsame Bilanzierung der untertägi- aufläche mit Betriebs- oder Verkippungsflächen zu Verzerrungen. In Tabelle 39 sind vor dem rund dieser Überlegungen für den Tiefbau ausschließlich Betriebsflächen und Verkip- ächen bila log zur Vorgehensweise beim Braunkohletagebau wurde hier in Anlehnung an ETH 1996 und end vo hme in die Bilanzierung einbezogen. Dazu wurde unterstellt, dass beim Tagebau der Abbau r Notwendigkeit, das Deckgebirge abzutragen, bzw. Abraum auf abg appenweise voranschreitet und die Abbau- und Ve unterschiedlicher Funktion belegt sind und daher durchschnittlich etwa zehn Jahre lang bergbaulich beansprucht werden, bevor die Renaturierungsphase beginnt, die ihrerseits weitere fünf Jahre dauert (vgl. ETH 1996). Dagegen werden die Betriebsflächen nahezu kontinuierlich in gleicher Größenord- nung benötigt. Tabelle 39: Direkte Flächeni nanspru c hnahme du rch Bergbau bezog e n auf den Bed arf der Steinkohlen kraft we rke i n der Bund e srepublik De utsc hland 20 00 Jahresförder- Kapazität 1.000 t.v.F./a ha m2/t.v.F./a Deckungsbeitrag durch Bergbau im Inland 25.343 397 0,16 Flächeninan- spruchnahme Deckungsbeitrag durch Importe 17.985 3.627 2,02 - Importanteil Tagebau 6.665 2.259 3,4 - Importanteil Tiefbau 11.320 1.367 1,21 Kraftwerksbedarf gesamt 43.328 4.024 0,93 Quelle: Weyer 2001, ETH 1996, VdKI 2002 Für Polderflächen aufgrund von Bergsenkungen werden zusätzlich zu den oben genannten Flächen- größen 0,1 m2/t Rohkohle bzw. 0,22 m2/t.v.F. angenommen (vgl. ETH 1996). Bezogen auf die Jah- resförderung des Ruhrreviers im Jahre 2000 entspricht dies einer jährlich neu entstehenden Polderf che in der Größenordnung von 5 km lä- en llgemeinen Verkehrsinfra- nan- - 2. 4.3.3 Stromerzeugung in Steinkohlekraftw erken Um die Steinkohlenkraftwerke mit Brennstoffen zu versorgen, muss eine Transport- und Hafen-Infra- struktur vorgehalten werden, die insbesondere für den Umschlag und die Zwischenlagerung Fläch in Anspruch nimmt, die weder den Kraftwerken, dem Bergbau noch der a struktur zugeordnet werden können. Dies gilt insbesondere für den Überseetransport, wo die Kohle sowohl im Hafen des Herkunftslandes als auch im Hafen des Importlandes umgeschlagen werden muss. In ETH 1996 wird für den Hafenbetrieb bezogen auf den Import aus Übersee eine Flächeni spruchnahme in Höhe von 2 m2a/t angegeben. Für die Bereitstellung der Steinkohle über Bahn, LKW und Binnenschiff wird eine Flächeninanspruchnahme für den Umschlag der Kohle in Höhe von 1 m2a/t in Ansatz gebracht (vgl. ETH 1996). Obwohl die Herkunft und die Ableitung dieser Flächenkennwerte nicht dokumentiert sind, sollen sie hier mangels anderer Informations- und Datengrundlagen verwen det werden. Seite 92 dass sie elle Aufwendungen direkt ab Bergwerk versorgt werden. Der Anteil dieser ro- ng Summe Der Anteil der Kraftwerks-Steinkohlen, die aus Übersee in die Bundesrepublik Deutschland importiert werden, lag im Jahre 2000 bei etwa 47 % (vgl. VdKI 2002). Für Kraftwerke, deren Standorte in umit- telbarem Umkreis von deutschen Steinkohlenbergwerken liegen, kann vorausgesetzt werden, ohne weitere infrastruktur Kraftwerke am Steinkohlenbedarf wird hier in Anlehnung an VdEW 1996 auf etwa ein Drittel ge- schätzt. Die übrige Steinkohlenversorgung wird mit dem Flächen-Kennwert aus dem Ecoinvent-P jekt für den Binnenland-Infrastrukturaufwand berechnet (s.o., vgl. ETH 1996). Aus den genannten Daten lässt sich bezogen auf die Steinkohlenversorgung der deutschen Kraftwerke im Jahre 2000 eine Flächeninanspruchnahme für den Hafenbetrieb und die Kohle-Zwischenlagerung in Höhe von insgesamt 39 km2 errechnen (vgl. Tabelle 40). Tabelle 40: Flächeninan spruch nahm e für den Steinkohlenum schlag in Häfen und Bah n anla- gen be zogen auf den Stei nkohlenb e d arf der d e uts c hen Kraft werke 20 00 1.000 t.v.F./a km2 Importe aus Übersee 8.377 17 Bereitstellu über Binnenland-Transporte 34.951 22 43.328 39 Quelle: ETH 1996, VdKI 2002, BMWi/VWEW 2002 Die Standortwahl der Steinkohlenkraftwerke in der Bundesrepublik Deutschland orientiert sich an der kostengünstigen Brennstoffversorgung, an den Möglichkeiten für eine effziente Kraftwerkskühlung und bis zur Liberalisierung der europäischen Strommärkte zusätzlich auch an den Kosten für den Strom- transport, die durch eine möglichst große Nähe der Kraftwerksstandorte zu Verbrauchsschwerpunkten minimiert werden können. Eine kostengünstige Brennstoffversorgung lässt sich durch Standorte in der Nähe von Bergwerken, an Wasserstrassen oder an Seehäfen realisieren. Standorte an Fliessgewäs- er Kühlwasserversorgung und werden daher vor allem - n wie z.B. Kalkstein und Ammoniak oder mit Hilfsbrennstoffen sowie für die Entsorgung von Reststoffen benötigt. Pro Tonne Steinkohle, die in deutschen Steinkoh- werk hnittlich 0,18 t Reststoffe an (vgl. r Steinkohlenkraftwerke (vgl. BMWi/VWEW 2002) zugeordnet. Auf diese Weise sern bieten außerdem auch die Möglichkeit d dann bevorzugt, wenn sie zusätzlich auch noch in der Nähe zu Verbrauchsschwerpunkten liegen. Für die Standortwahl ist desweiteren eine gute Strassen- und Schienenverkehrserschließung beson ders wichtig. Diese wird nicht nur für die Brennstoffversorgung sondern auch für die Versorgung des Kraftwerks mit sonstigen Basismaterialie lenkraft en verfeuert wird, fielen im Jahre 1999 immerhin durchsc Rentz et al. 2002). Für das 500-MW-Steinkohlen-Kraftwerk Rostock werden im Jahresdurchschnitt immerhin 33 LKW und 1 bis 2 Eisenbahnwaggons pro Tag für den An- und Abtransport von Materia- lien am Kraftwerksstandort benötigt. Dieses Transportaufkommen umfasst nicht den Steinkohlen- brennstoff, der für das Kraftwerk Rostock zusätzlich auf dem Seewege angliefert wird (vgl. Tabelle 41). Für die Bestimmung der Grundstücksflächeninanspruchnahme von Steinkohlenkraftwerken konnte auf Daten aus dem Ecoinvent-Projekt und aus dem IKARUS-Datenbestand zurückgegriffen werden (vgl. ETH 1996 und Wehowsky et al. 1994). Da die Flächeninanspruchnahme wesentlich durch die Block- leistung beeinflusst wird, wurden den Block-Größenklassen anhand der genannten Literaturdaten leistungsspezifische Flächenkennwerte zugeordnet und mit den statistischen Daten zur Leistungs- klassenstruktur de Seite 93 lässt sich eine Gesamt-Flächeninanspruchnahme der Steinkohlenkraftwerke in der Bundesrepublik Deutschland für das Jahr 2000 in Höhe von 7,2 km2 errechnen (vgl. Tabelle 42). Tabelle 41 : Transp ortau f kommen für die Ver- und Entsorgun g des Kra f twe rks Ro sto ck (509 MW el Netto ) Massenströme LKW (20 t) Waggons (40 t) Filterasche 14 3.375 Kalksteinmehl 6 1 Gips 10 2. Transporteinheit pro JahrTransportein- heit pro Tag (240 Transport- tage/a) .400 300 Kalk REA-Schlamm 1 204 Heizöl EL - 250 Summe 33 7.862 297 Grobasche 2 433 Ammoniak - 47 - 150 Quelle: Lahmeyer 1991 Tabelle 42 : Flächenina n spruch nahm e durch Stei nkohlenk raftw e rke in der Bund esre pu blik Deu tschla nd 2000 spezifisch absolut MW m2/MW km2 1 - 10 77 560 0,04 über 10 - 50 1.697 480 0,81 über 50 - 150 5.796 400 2,32 über 150 - 300 4.423 220 0,97 über 300 - 500 6.484 200 1,30 über 500 - 1.000 10.391 165 1,71 Brutto-Block-Leistung Flächeninanspruchnahme Gesamt 28.869 248 7,16 Quelle: ETH 1996, BMWi/VWEW 2002 4.3.4 Flächeninanspruchnahme und räumliche Wirkungspotenziale der Steinkohleverstromung Die Flächeninanspruchnahme für die Steinkohlenverstromung wird dominiert durch den Bergbau. Auch die Infrastruktur für den Steinkohlenumschlag in Häfen und Terminals hat einen erheblichen Einfluss auf die Flächeninanspruchnahme. Deutlich mehr als die Hälfte der beanspruchten Flächen liegen im Ausland (vgl. Tabelle 43). Alle in die Flächenbilanz aufgenommenen Teilflächen gehören zu Betriebsgrundstücken, die für Drit nicht zugä te nglich sind. Zusätzlich entstehen über Tiefbaubetrieben Polderflächen, die bezogen auf den n s Jahresbrennstoffverbrauch der deutschen Steinkohlenkraftwerke des Jahres 2000 eine Größe von etwa 8 km2 pro Jahr erreichen, wovon ein Anteil in Höhe von 5,6 km2 innerhalb der Bundesrepublik Deutschland liegt. Da die bergbaubedingte Bodensenkung nicht rückgängig gemacht werden kann und die Polderflächen auch nach Stilllegung des jeweiligen Bergwerks dauerhaft entwässert werde müssen, wächst die beeinträchtigte Fläche bei Fortführung der Stromerzeugung auf Steinkohlebasi Seite 94 n, esrepu b lik Deuts c hland 2 000 stetig. Dadurch ist es nicht möglich, die Inanspruchnahme von Polderflächen mit den übrigen Fläche die für die Steinkohlenverstromung beansprucht werden, zu verrechnen. Tabelle 43 : Gesam t-Flä c h eninans p ru chnahme du rch die Stein k ohlenv erstr omung bezo gen auf die Bu n d d a v on im A u sl an d m2/MWhel/a m 2/MWel km 2 km2 Bergbau 0,30 1.336 40 36 Steinkohlen-Umschlag 0,29 1.295 39 18 Stromerzeugung 0,05 238 7 0 Summe 0,65 2.869 86 54 spezifisch absolut F l äch en i n an s p ru ch n a h m e i n sg esamt Quelle: ETH 1996, BMWi/VWEW 2002, VdKI 2002, Weyer 2001 Auch hinsichtlich sonstiger Raum- und Umweltwirkungen dominiert innerhalb der Prozesskette der Steinkohlenverstromung der Bergbau insbesondere auf Gewässerssysteme, Landschaftsbild und Siedlungsstrukturen. Auch der erhebliche Transportinfrastrukturaufwand und die meist großen Kraft- blichem Umfang Einfluss auf die um nde Landschaft und die lo- frastruktur sowi inträchtigungen durch weithin sichtbare Kesselhäuser und Kühl- türme. werkseinheiten nehmen in erhe gebe kale Umwelt. Zu nennen sind hier insbesondere Barrierewirkungen durch bandförmige Transport-In- e Landschaftsbildbee Seite 95 4.4 Stromerzeugung aus Erdgas Im Unterschied zu Kernkraftwerken und zum größten Teil auch zu Kohlekraftwerken sind Stromerzeu- s- den Szenarien zum Teil über den gesamten Betrachtungszeitraum zunehmend zur Stromversorgung bei. Bei Erdgas-Kraftwerken kann daher der Schwerpunkt der Analyse nicht allein auf der Be- standsaufnahme liegen. Es muss verstärkt auch der zukünftige Einsatz von Erdgas-Technologien zur Stromerzeugung, wie er in den Szenarien beschrieben wird, berücksichtigt werden. Daher werden in den folgenden Kapiteln auch neuere technische Entwicklungen wie z.B. die Brennstoffzelle - aber auch erwartete Effizienzsteigerungen bei der Erdgas-Stromerzeugung - in die Analyse mit einbezo- - • Heizkraftwerke mit Anschluss an die Fernwärmeversorgung, • industrielle Heizkraftwerke für die gekoppelte Strom- und Prozesswärme- bzw. Dampfversor- gung, • BHKW für die Industrie, Gewerbe und Siedlungswärmeversorgung. Differenziert nach Umwandlungstechnologien können Erdgas-Stromerzeuger als reine Dampfturbi- nenkraftwerke, als Gasturbinenkraftwerke, als Gas- und Dampfturbinenkraftwerken (GuD) oder als Motorheizkraftwerke (BHKW oder MHKW) bzw. als Brennstoffzellen (BZ-BHKW) gebaut werden. Zurzeit werden Erdgaskraftwerke hauptsächlich zur Spitzenlastabdeckung eingesetzt oder beim Be- trieb in Kraft-Wärme-Kopplung in Orientierung an der Wärmegrundlast gefahren. Für zukünftige Ener- giesysteme wird auch eine Einsatzmöglichkeit von großen GuD-Kraftwerken als Mittel- oder Grund- last-Kraftwerke im Kondensationsbetrieb gesehen (vgl. z.B. Nitsch et al. 2004). Die überaus große Vielfalt der Technologien und Einsatzmöglichkeiten der Erdgasverstromung er- schwert eine generalisierende Betrachtung. Leider erlaubt die Datenlage gerade bei Erdgaskraftwer- ken, bei denen im Vergleich mit den übrigen fossilen Stromerzeugern vermehrt Anlagen mit kleinen Kapazitäten eingesetzt werden, keine differenzierte Strukturierung des Anlagenbestands nach Kraft- werkstypen und Leistungsgrößen, da die Statistik der Elektrizitätswirtschaft BHKW und generell Anla- gen mit einer Leistung von weniger als 1 MW ausklammert (vgl. BMWi/VWEW 2002 sowie VdEW 1996 und 1998). Selbst über den Gesamt-Umfang des Erdgaseinsatzes zur Stromerzeugung bzw. der Stromerzeugung auf Erdgasbasis herrscht Unsicherheit. Die wenigen diesbezüglichen aktuellen Daten, die von der Elektrizitätswirtschaft veröffentlicht wurden, lassen auf einen durchschnittlichen Brutto-Nutzungsgrad ger auf Erdga Basis auch für Regenerativ-Energie-Szenarien von großer Bedeutung und tragen in gen. 4.4.1 Überblick über das technische Gesamt-System der Erdgasverstro- mung In Abhängigkeit von der Versorgungsaufgabe kann Erdgas zur Stromerzeugung in sehr unterschiedli chen Typen von Kraftwerken mit sehr unterschiedlichen Leistungsgrößen eingesetzt werden. Fol- gende grundsätzliche Möglichkeiten der Stromerzeugung können unterschieden werden: • Großkraftwerk im Kondensations-Betrieb, Seite 96 Erdg publik im Jahre 2000 betrieben wurden, in Höhe von el 3). Dieser Wert erscheint angesichts der abelle 44). Die Daten zeigen, dass zukünftig vor allem Brennstoffzellen für Kraft-Wärme-Kopp- lung im kleinen Leistungsbereich und große GuD-Kraftwerke im Kondensationsbetrieb die größte dlung einem Mix a betriebenen Brennstoffzellen, mittleren GuD-Heizkraftwerken und großen GuD- i- 2002). Mit diesen Annahmen lässt sich ein Erdgasbedarf zur Stromerzeugung aus den Regenerativ-Energie- Szenarie ario), 31 Mrd m3 (IER-RRO 1-Szenario) und bis zu 34 M atz zur Stromerzeugung bis 2050 ge T a b e l l e Referen z -Kraft we rke für die heutige und zukünfti ge Erdgasv erstromu ng 2030 aller as-Stromerzeuger, die in der Bundesre 49,5 % schließen (vgl. BMWi/VWEW 2002 und Kapit Durchmischung von Alt- und Neuanlagen im Kraftwerksbestand und den verhältnismäßig wenigen hoch effizienten GuD-Anlagen, die bisher gebaut worden sind, außerordentlich hoch. In Ermangelung anderer Daten werden die in der Statistik angegebenen Erdgasmengen zur Stromerzeugung für diese Arbeit dennoch zugrunde gelegt. Um den aktuellen technischen Stand der Erdgasverstromung und die erwartete technologische Ent- wicklung wenigstens grob darzustellen, sollen hier beispielhaft die elektrischen Wirkungsgrade und Leistungsgrößen einiger weniger typischer Anlagen zur Erdgasverstromung wiedergegeben werden (vgl. T Umwan s-Effizienz versprechen. Es kann angenommen werden, dass bis zum Jahr 2050 bei us erdgas Kondensationskraftwerken ein durchschnittlicher Nutzungsgrad bei der Erdgasverstromung von 60 % erreicht werden könnte. Im Szenario RRO1 des IER wird für das Jahr 2050 sogar ein durchschnittl cher Nutzungsgrad für die Erdgasverstromung in Höhe von 62 % zugrunde gelegt (vgl. IER n in Höhe von 26 Mrd. m3 (UBA-NH-Szen rd m3 (WI-RRO-Szenario) errechnen. Damit steigt der Erdgaseins genüber dem heutigen Wert um den Faktor 2,3 bis 3 an. 4 4 : 2000 Kapazität el.Wirkungsgrad Kapazität el.Wirkungsgrad MWel % MWel % GuD-Kondensations-Kraftwerk 650 57,5 800 62,5 GuD-Gegendruck-KWK 200 45 200 46,5 Motor-BHKW 1 38 1 42 SOFC-BHKW - - 2 56 Quelle: Enquete 2002, UBA 2004 Im Unterschied zu den Stromerzeugern, die entweder ohne Brennstoffe arbeiten oder mit festen Brennstoffen bzw. mit Kernbrennelementen betrieben werden, sind Erdgaskraftwerke zur Brennstoff- - g (Anschluss an das Ferntransportsystem oder an das Ortsgasnetz). versorgung auf den Anschluss an ein Leitungssystem angewiesen. Da Erdgaskraftwerke Transport systeme in Anspruch nehmen, die ausschließlich der Energieversorgung dienen, ist die Transportin- frastruktur bei der Erdgasverstromung unmittelbarer Bestandteil des Versorgungssystems. Für die Bereitstellung von Erdgas werden die Prozesse Erdgasförderung, Erdgasaufbereitung (bei Sauergasen), Erdgasspeicherung sowie Ferntransport und –verteilung unterschieden (vgl. ETH 1996). Je nach Erdgasbedarfs-Charakteristik unterscheidet sich auch der infrastrukturelle Aufwand für die Erdgasbereitstellun Da eine differenziertes Mengengerüst für die Kraftwerks-Struktur weder für den Anlagenbestand noch für die Szenarien verfügbar ist und auch im Rahmen dieser Arbeit, um den Aufwand in einem vertret- Seite 97 baren Rahmen zu halten, nicht erstellt werden kann, wird auch bei der Ermittlung der Flächeninan- spruchnahme für die Bereitstellung des Erdgases zur Stromerzeugung nicht nach Anlagentypen renziert, obwohl - wie oben bereits angedeutet – der Bereitstellungsaufwand für Großkraftwerke er- heblich geringer ist als für dezentrale Kleinanlagen, die aus dem Ortsgasnetz versorgt werden müs- sen. Dies erscheint auch deshalb geboten, weil statistische Daten zur Art und zum Umfang der tech- nischen Infrastruktur der Ortsgasve diffe- rsorgung kaum und – soweit dies überhaupt der Fall ist - sehr we- G Import aus Dänemark 2,5 2,5 Summe Aufkommen 98,4 100,0 Ausfuhr 3,5 Gesamt Erdgasverbrauch 94,9 nig differenziert zur Verfügung stehen. Zudem ist die technische Infrastruktur der Ortsgasversorgung als kaum raumbedeutsam einzustufen, wenn von einigen wenigen exponierten Anlagen wie Orts- gasspeicher, die aber ihrerseits nur zu einem sehr geringen Anteil zur Versorgung von Kraftwerken beitragen dürften, abgesehen wird. 4.4.2 Erdgasgew innung Zurzeit beträgt der Anteil der heimischen Erdgasförderung am Erdgasaufkommen in der Bundesrepu- blik etwa 22 %. Die Hauptimportländer sind die GUS-Staaten gefolgt von Norwegen und den Nieder- landen (vgl. Tabelle 45). Tabelle 45: Erdgasaufko mmen und Erdgasv erbra uch in der Bundesrepubl ik Deutschland 2000 Mrd m3 % Inländische Förderung 21,6 22,0 Import aus den Niederlanden 17,7 18,0 Import aus Norwegen 19,6 19,9 Import aus GUS-Staaten 34,0 34,6 Import aus roßbritannien 3,0 3,0 Quelle: BGR 2001 Im Durchschnitt liegt die Förderkapazität der deutschen Erdgasfelder bei 150 Mio. m3/a. Die fünf größ- ten deutschen Erdgasfelder erreichten im Jahre 2002 eine Jahresförderung von mehr als 1 Mrd. m3. en Produktionsstellen (Sonden). In der Bundesrepublik Deutsch- - n Ein Erdgasfeld besteht aus mehrer land werden Felder mit bis zu etwa 90 Fördersonden betrieben (vgl. NLfB 2002). Im internationalen Vergleich sind die deutschen Erdgasfelder eher klein. Das Erdgasfeld mit der zur- zeit größten Förderkapazität weltweit liegt in West-Sibirien und erreicht eine jährliche Förderleistung von beinahe 200 Mrd m3 (vgl. BGR 2003). Bei großen Onshore-Projekten werden bis zu einigen hun dert Förderstellen zu einem Produktionsfeld zusammengefasst (vgl. ETH 1996). Der räumliche Schwerpunkt des deutschen Erdgas-Bergbaus liegt in Norddeutschland zwischen de Flüssen Elbe und Weser und zwischen Weser und Ems. Dort werden die zurzeit höchsten Förder- leistungen erzielt und befinden sich die Lagerstätten mit den größten Reserven. Einige kleinere Vor- kommen gibt es in Nordrhein-Westfalen, in Thüringen und im bayerischen Alpenvorland. Seite 98 .070 51.899 0,2 0,0 0,2 0,1 54.971 0,4 0,1 0,5 0,1 Tabelle 46 : Erdgas - Förd erung und E rdgas - Reser v e n in der Bundesr epubl ik Deutschla n d 2001 200 0 2 001 s i ch er wa h r- sch ei n l i c h g e samt A n tei l G e b i e t 1000 m3(Vn) 1000 m3(Vn) G.m3 G.m3 G.m3 % No rd se e 306.956 1.221.461 6,9 3,4 10,3 3,0 Zwis c h e n E l b e un d W e s e r 10.045.132 9.554.692 113,8 45,1 158,9 46,3 Zwis c h e n W e s e r und E m s 10.792.696 10.287.422 131,5 38,8 170,3 49 W e s tli c h de r E m s 345.240 364.004 1,4 1,0 2,3 0,7 T h ür ing e r B e c k e n 53 F ö rd e ru n g R e s e rve n am 1. 1. 20 02 ,7 Ni ed errh ei n - M ü n s te rl an d 33.347 A l p e n v orla n d - 10.934 0,3 - 0,3 0,1 S u mme 21. 57 6. 44 1 2 1 . 5 45. 3 8 4 2 54, 5 88, 4 342 , 9 10 0, 0 kt überschritten zu sein. Im Jahre 2001 wurden in Deutschland insgesamt 21,5 Mrd. m Erdgas geför- dert. Die deutschen Erdgasvorräte betrugen im Jahre 2002 noch 342,9 Mrd. m3, so dass sich auf die- ser Basis eine statische Reichweite von 16 Jahren errechnen lässt (vgl. NLfB 2002 und Tabelle 46). Die Entdeckung der letzten größeren Gasfelder in Deutschland liegt bereits zehn Jahre zurück, große Neufunde werden nicht mehr erwartet (vgl. NLfB 2003). Es wird prognostiziert, dass das gegenwärtige Niveau der Erdgasförderung in der Bundesrepublik Deutschland noch bis über 2010 hinaus gehalten werden kann und ab dann die Förderung zurückgeht. Für Erdgas wird demzufolge die Importabhän- gigkeit voraussichtlich von 79 % im Jahr 1999 über ca. 82 % im Jahr 2010 auf ca. 93 % im Jahr 2020 ). Erdgasbedarf des Jahres 2050 wird die Erdgas-Importquote in den Regenerativ-Energie-Szenarien er Import von Flüs- die Arbeit wird die LNG-Bereitstellungskette nicht weiter betrachtet, da hierzu nur sehr wenige raumrelevante Daten ermittelt werden konnten. Quelle: NLfB 2002 Der Höhepun der Erdgasförderung scheint für die Bundesrepublik Deutschland mittlerweile bereits 3 zunehmen (vgl. BGR 2003 In den Szenarien, die das Wuppertal-Institut und das IER für die Enquete-Kommission „nachhaltige Energieversorgung“ des Deutschen Bundestages erstellt haben, wird angenommen, dass im Jahre 2050 in der Bundesrepublik Deutschland nur noch etwa 100 PJ gewonnen werden (vgl. IER 2002 und WI 2002). Dies entspricht einer natürlichen Menge in Höhe von etwa 2,9 Mrd. m3. Bezogen auf den demnach auf 96 bis 97 % ansteigen (vgl. IER 2002 und WI 2002). Da Erdgas aufgrund der geringen volumetrischen Energiedichte in gasförmigem Zustand nur über maximale Entfernungen von wenigen Tausend km transportiert werden kann, kommt für die europäische Versorgung über Erdgaspipelines nur ein entsprechend begrenzter Importradius in Frage. Zukünftig könnte daher d sigerdgas (LNG) an Bedeutung gewinnen, weil damit der wirtschaftliche Transportradius und damit gleichzeitig die Rohstoffbasis für den europäischen Markt erweitert werden könnte, falls es gelingt, LNG-Produktionskosten so weit zu senken, dass die gegenüber Erdöl immer noch weit höheren Transportkosten kompensiert werden (vgl. Seeliger 2004, BGR 2003). Im Rahmen dieser Seite 99 Auf Basis de ingeschränkten wirtschaftlichen Transportradien hat sich ein so genannter „europäi- arkt he r e scher“ Erdgasm rausgebildet, der Westeuropa als expandierenden Hauptverbraucher und die GUS-Staaten sowie einige nordafrikanische Länder als Hauptproduzenten umfasst. Insgesamt beträgt die statische Reichweite der Reserven, die für den europäischen Markt per Pipeline-Transport zu- gänglich sind, trotz zum Teil gewaltiger Lagerstätten bezogen auf den derzeitigen Erdgasverbrauch nur 64 Jahre (Tabelle 47). Tabelle 47: Erdgasv erbrauch, aktuelle Erdga sförderung so wi e Reserv en und statisch e Reich we i te n im „europäis chen “ Erdga sm arkt 62 123,2 11,8 95,8 Summe 1.131 1.168 74,8 64,1 Verbrauch Förderung Reserven statische Reich- weite G.m3 G.m3 T.m3 a Europa 499 312,6 6,7 21,4 GUS 569 732 56,3 76,9 Afrika Quelle: BGR 2003 Nach ETH 1996 stammten 1994 rund 20 % des für den Verbrauch der westeuropäischen Verbrau- cherländer geförderten Erdgases aus der Offshore-Förderung. Nach neueren Daten des BGR stamm ten 2001 nur 14 % der Förderung für den europäischen Markt aus Offshore-Feldern (vgl. Tabelle 48). In der Bundesrepublik Deutschland gibt es bisher nur ein Offshore-Feld, das erst 2001 seine Produkti- on aufgenommen hat und in der Nordsee im Bereich der ausschließlichen Wirtschaftszone (AWZ) im so genannten „Entenschnabel“ liegt. Tabelle 48 : Offshor e-An teil der Erdg asber eits tellung nach Fö rderregio ne n für den eur opäi- schen Erdg a - s m arkt 2 001 T.m3 % T.m3 % T.m3 % Europa 2,5 37,3 4,2 62,7 6,7 9,0 GUS 51,8 92,0 4,5 8,0 56,3 75,3 Afrika 10,1 85,6 1,7 14,4 11,8 15,8 Summe 64,4 86,1 10,4 13,9 74,8 100,0 O f f s h oreOn s h ore insgesamt "europäischer" Markt Quelle: BGR 2003 4.4.2.1 Daten zur Flächeninanspruchnahme durch Erdgasförderung Bei der Analyse der Flächeninanspruchnahme durch die Erdgasförderung muss zwischen Onshore- und Offshore-Feldern unterschieden werden. Diese beiden Arten der Erdgasförderung unterscheiden sich vor allem hinsichtlich der Anlagenstandorte, die in der Betriebsphase benötigt werden, was z unterschiedlicher Bewertung der Flächeninanspruchnahme im Hinblick auf die Raum- und Umweltwir- kungspotenziale führen kann. Zusätzlich zeigen sich ganz erhebliche Unterschiede in der Größe der beanspruchten Flächen. u Seite 100 en e aufwendigere – Richtbohrtechnik angewandt werden, bei der der Bohr- nt n- denplatz aus au er Lagerstätte erreicht werden. Die Flächen am Sondenplatz werden für die Aufstellung des Bohrturms in der Explorations- und Produkti- onsvorbereitungsphase - bzw. für das Eruptionskreuz nach Abschluss der Bohrarbeiten -, für Reini- gungs- bzw. Trocknungsprozesse, Sammeltanks für Flüssigkeiten, Leitungen und für die Eigenener- gieerzeugung benötigt. Die Erdgas-Sammelleitungen, die das Erdgas von den Sonden eines Feldes zu einem zentralen Sammelplatz transportieren, werden üblicherweise oberirdisch oder unterirdisch in geringer Tiefe (0,50 m) verlegt (vgl. ETH 1996 und Rölleke 1989). Von der zentralen Sammelstelle aus verlaufen Erdgasverbindungsleitungen zu den Übergabestationen des überregionalen Transport- 1989). - ltiviert (vgl. Rölleke 1989). s gasfeld für Nutz h. Allerdings müssen Sicherheitsabstände von Sonden- plätzen und Feldleitungen zu Gebäuden und Siedlungen eingehalten werden, die sich je nach Gefähr- dungspotenzial bzw. der chemischer Zusammensetzung des Fördergases unterscheiden. Innerhalb dieser Abstandsflächen bestehen Nutzungseinschränkungen für Verkehrsanlagen und Bebauungen. Die Abstände betragen für Erdgasproduktionsbohrungen auf Süßgas 100 m bis zu Einzelbebauungen und 200 m bis zu geschlossenen Bebauungen und bei Sauergas in Abhängigkeit vom Schwefelgehalt bis zu 1,5 km zu jeglicher Bebauung. Zusätzlich müssen Schutzabstände von Sauergasleitungen zu in Höhe von 50 m und zu geschlossenen Baugebieten in Höhe von 200 m einhal- ten werden (vgl. Rölleke 1989). ange sboh- für pro Sondenplatz in Ansatz gebracht werden. Für die Onshore-Förderung ist ebenso wie für die Offshore-Förderung die Erschließung des Feldes, das sich üblicherweise unterirdisch über eine Fläche von mehreren Quadratkilometern erstreckt, über mehrere Bohrungen kennzeichnend. Für jede Produktionsbohrung wird eine Fördersonde installiert, für die ein eigener Sondenplatz eingerichtet werden muss. Möglich ist es aber auch, bei ungünstig räumlichen Aufstellbedingungen mehrere Sonden auf einen Platz zusammenzuführen. Dazu kann di – allerdings erheblich kosten kopf gezielt u erirdisch aus der Vertikalen abgelenkt wird. Auf diese Weise können von einem So ch weit voneinander entfernte unterirdische Teile d netzes (vgl. Rölleke Die oberirdische Betriebsfläche eines Sondenplatzes beträgt ohne Anrechnung von Entsorgungsflä chen zwischen 2.000 m2 bezogen auf die durchschnittlichen Verhältnisse der Erdgasförderung in den Niederlanden (ETH 1996) und 8.000 m2 für die Situation in Deutschland (vgl. Rölleke 1989) bei ent- sprechend unterschiedlichen durchschnittlichen Förderleistungen in den beiden Ländern. Die Be- triebsdauer einer Produktionsbohrung beträgt 20 bis 25 Jahre. Nach Ausförderung der Bohrung wird diese verfüllt und der Förderplatz reku Grundsätzlich ind die Flächen zwischen den Sammelleitungen und Sondenplätzen über einem Erd- ungen durch Dritte zugänglic Einzelbebauungen Bei einem nommenen durchschnittlichen Schutzabstand in Höhe von 200 m ab Produktion rung ergibt sich eine mittlere Abstandsfläche in Höhe von 7,6 ha um jeden Sondenplatz. Betragen die Abstände zwischen den Sonden etwa 300 m (vgl. ETH 1996) und entspricht die durchschnittliche Länge der Sammelleitungen pro Sonde diesem Abstand, ergibt sich ein zusätzlicher Flächenbedarf die Leitungen in einer Größenordnung von etwa 120 m2 pro Sonde bei einem Leitungsdurchmesser von DN 400. Bei Sauergasleitungen kann zusätzlich noch eine Schutzabstandsfläche um die Leitun- gen von mindestens 3 ha Seite 101 Die durchschnittliche Förderkapazität pro Sonde beträgt in der Bundesrepublik Deutschland etwa 40 Mio. m3/a (vgl. NLfB 2002). Daraus lässt sich bei einer Sondenbetriebsfläche von 8.000 m2 eine auf das Rohgasvolumen bezogene spezifische Flächeninanspruchnahme in Höhe von 0,2 m2/1.000 m3/a ermitteln. Bei einem mittleren Heizwert für Rohgas ab Feld in Höhe von 34 MJ/Nm - Onshore-Förderung ist die Datenlage im Offshore-Bereich. Hier können Daten nur anhand von Literaturangaben zu Beispielprojekten ermittelt werden. Im Ecoinvent-Projekt “ örderung ist die oben bereits ange- sprochene Möglichkeit, über Horizontalbohrungen von einem Punkt an der Erdoberfläche (bzw. am itergeleitet. Über einen Produktionszeitraum von insgesamt ca. 65 001 4-C“ im Erdgasfeld „A6/B4“ in der deutschen Nordsee-AWZ. Die dort erschlossene Lagerstätte verfügt über ursprüngliche Reserven 3 ergibt sich eine auf die geförderte Brennstoffenergie bezogene Flächeninanspruchnahme in Höhe von etwa 20 m2/GWhHu/a. Analog dazu lässt sich eine spezifische Abstandsfläche um den Sondenplatz in etwa der zehnfachen Größenordnung im Verhältnis zur Betriebsfläche errechnen (s.o.). Inwieweit sich die für die Bundesrepublik Deutschland recherchierten Daten auch auf ausländische Projekte übertragen lassen, konnte nicht ermittelt werden. Sie stimmen jedoch mit den Daten in ETH 1996 überein, die sich auf die Situation in den Niederlanden beziehen (s.o.). Bei der Onshore-Förde rung in den GUS-Staaten ist die Flächeninanspruchnahme möglicherweise deutlich geringer, wenn Skaleneffekte größerer Förderleistungen sich auf die Flächeninanspruchnahme entsprechend auswir- ken. Die dortigen Bohrungen erreichen im Durchschnitt eine deutlich höhere Förderleistung, die in der Literatur mit etwa 2 Mio. m3 pro Tag und Bohrung angegeben werden (vgl. Zittel 1993). Noch schwieriger als für die wird lediglich die landseitige Flächeninanspruchnahme für die Montage der Bohrplattformen bilanziert, die jedoch nur von kurzer Dauer ist und daher hier nicht weiter betrachtet werden soll. Einige spärliche Projektdaten liegen für die norwegischen Förderplattform Troll A sowie die deutsche Plattform „Q4-C vor. Besonders wichtig für eine effiziente und wirtschaftliche Offshore-F Meeresgrund) aus große unterirdische Flächen zu erreichen. Mit Hilfe dieser Technologie lassen sich auch bei Offshore-Bohrungen über verhältnismäßig kleine kompakte Förderstationen sehr großflä- chige Erdgasfelder erschließen. Das norwegische Erdgasfeld Troll mit nur einer Förder-Plattform ist die zurzeit größte Offshore-Produktion weltweit. Das Erdgasfeld Troll hat eine Flächenausdehnung von 700 km2 und wird über insgesamt 39 Produktionsbohrungen erschlossen (vgl. Wieschke 2003). Die in Anspruch genommene Meeresbodenfläche für die Verankerung der Bohrtürme sowie für das Bohrloch beträgt jedoch insgesamt nur 16.600 m2. Auf der Plattform wird das Erdgas vorgetrocknet und über eine 65 km lange See-Pipeline bis zur Aufbereitungsanlage im norwegischen Kollsnes transportiert (Ruhrgas 2003). Dort wird auch der Strom für den Betrieb der Bohrplattform erzeugt und per Seekabel an die Bohrinsel we Jahren (Anonymus 1997) sollen die geschätzten ursprünglichen Reserven in Höhe von 1.300 Mrd. m3 Erdgas (vgl. dazu auch BGR 2003) gefördert werden. Dies ergibt eine durchschnittliche Jahresförde- rung in Höhe von 20 Mrd. m3. Daraus lässt sich eine Flächeninanspruchnahme von in Höhe von 0, m2/1.000 m3/a bezogen auf das Rohgas ableiten. Die Stromversorgung der Plattform über ein Gastur- binen-Kraftwerk mit einer elektrischen Leistung von etwa 90 MW (vgl. Nestli et al. 2003) benötigt zu- sätzlich eine Fläche für das Betriebsgrundstück in Höhe von etwa 3.500 m2. Eine wesentlich geringere Förderkapazität hat die Offshore-Plattform „Q Seite 102 - des Rohgases von . - rlust in Höhe nanspruchnahme von Landflächen für Förderplätze in Höhe von 0,2 m2/1.000 m3/a bzw. s 3). in Höhe von 6 Mrd. m3, die über einen Zeitraum von nur 16 Jahren gewonnen werden sollen. Aus diesen Daten lässt sich eine durchschnittliche jährliche Förderkapazität in Höhe von 375 Mio. m3 För dergas ableiten. Die Grundfläche der Förderplattform, über die drei Bohrungen zusammengefasst werden, beträgt 1.116 m2 (vgl. Wintershall 2003). Daraus ergibt sich eine spezifische Flächeninan- spruchnahme in Höhe von 0,003 m2/1.000 m3/a bezogen auf das Rohgas. Gemittelt über alle beiden genannten Beispiel-Projekte lässt sich eine Flächeninanspruchnahme in Höhe von etwa 0,002 m2/1.000 m3/a errechnen. Dies entspricht bei einem Heizwert 34 MJ/m3 einer auf die gewonnene Jahres-Brennstoffenergie bezogene Flächeninanspruchnahme in Höhe von nur 0,09 m2/GWhHu/a. Dies ist verglichen mit der Onshore-Förderung verschwindend gering Zusätzlich müssen noch die Energieaufwendungen bzw. –verluste für die Erdgasförderung berück- sichtigt werden, für deren Ausgleich zusätzliche Gasvolumina zu fördern sind. Hierfür werden in Bau er/Schmittinger 1996 Anteile am geföderten Erdgas in einer Größenordnung von 0,96 % in den Nie- derlanden bis zu 3,4 % für die Erdgasproduktion in den GUS-Staaten angegeben, aus denen sich gewichtet nach den aktuellen Lieferanteilen der Herkunftsländer ein durchschnittlicher Ve von 2,1 % ergibt. Wird außerdem angenommen, dass der Versorgungsbeitrag der Offshore-Förderung am deutschen Erdgasmarkt dem Anteil der Offshore-Reserven in Höhe von 14 % an den Gesamt-Reserven ent- spricht, die für den europäischen Markt verfügbar sind, und zukünftig dieser Betrag bzw. diese Relati- onen bei den Reserven in etwa konstant bleiben, so ergibt sich insgesamt für die Erdgasförderung eine I 20,2 m2/GWhFördergas/a, eine zusätzliche Inanspruchnahme von Abstandsflächen in Höhe von etwa 2 m2/1.000 m3/a oder 200 m2/GWhFördergas/a sowie eine Meeres-Grundfläche in Höhe von 0,0001 m2/1.000 m3/a bzw. 0,01 m2/GWhFördergas/a. 4.4.2.2 Beschreib ung der Raum- und Umweltwirkungen der Erdgasförde- rung Ähnlich wie beim Steinkohlenbergbau besteht bei der Erdgasförderung das Risiko der Bergsenkung. Allerdings ist der tatsächliche Senkungsumfang über den meisten Erdgasfeldern gering. Zudem mus nicht jede Fluidförderung messbare Senkungen an der Erdoberfläche hervorrufen. Bei den meisten Förderungen sind die entstehenden Gebirgsbewegungen nicht bemerkbar (vgl. Hejmanowski 199 In einigen in der Literatur beschriebenen Fällen wurden unerwünschte Auswirkungen festgestellt, die aber meistens eher die Betreiber der Bergwerke selbst wirtschaftlich schädigten als dass bisher in größerem Umfang unbeteiligte Dritte von etwaigen Einwirkungen betroffen waren. So wird für das Ekofisk-Fördergebiet (1996 acht produzierende Öl- und Gasfelder) die jährliche Bodenabsenkung mit 0,4 m und kumuliert (Stand 1996) mit 6 m angegeben. So musste der Zentraltank von Ekofisk bereits mit einer Betonmauer gesichert werden. Für den zukünftigen Betrieb neuer Bohrungen auf diesem Feld werden alle neuen Installationen auf eine maximale Gesamtabsenkung des Bodens - aufgrund der Reservoirkompaktion – von 20 m ausgelegt (vgl. Gäßler et al. 1996). Eine gewisse Beeinträchtigung kann die Erdgas-Förderung durch Lärmemissionen hervorrufen, die vor allem während der Explorations- und Förderbohrungen und im Anlagenbetrieb bei Instandset- Seite 103 zungsmaßnahmen vorübergehend auftreten, sowie durch den kontinuierlichen Einsatz von Anlage zur Eigenenergieerzeugung in der Betriebsphase. Zusätzlich müssen die Sondenplätze aus Sicher- heitsgründen nachts beleuchtet werden. Beeinträchtigungen des Landschaftsbildes entstehen Off- shore kontinuierlich bei Anlagen in Sichtweite von Küsten und bei der Onshore-Förderung in der Bohrphase durch den Bohrturm mit einer Höhe von etwa 50 m oder durch d n en ebenfalls vorüberge- ie r- h assers. Auch Quecksilberbelastungen können je nach Wirtsgestein auftreten (vgl. ETH 1996) und zu erheblichen lokalen Umweltbelastungen führen. Solche Belastungen sind insbe- h zen- in fall de g werden Die Erdgasaufb umfasst die Prozesse Entschwefelung, Trocknung und Konditionierung (Ein- r samt etwa 20 n. henden Einsatz von Aufwältigungsanlagen in der Betriebsphase der Fördersonde. Außerdem sind d meisten Erdgasförderbohrungen mit Anlagen zur Abfackelung überschüssigen Erdgases ausgestattet, das während des Bohrbetriebs, beim Produktionsbeginn eines neuen Feldes, bei Reparaturarbeiten, Unfällen oder bei Überlastung der Aufbereitungsanlagen anfällt (vgl. ETH 1996). Ein schwerwiegenderes Problem ist die unerwünschte, aber unvermeidliche Beiförderung von Lage stättenwasser. Diese nimmt mit zunehmender Entleerung der Erdgas-Lagerstätten zu und stellt sich als Entsorgungsproblem. Die Wasserförderung kann insbesondere zum Ende der Produktion bis zu über 90 % der Fördermenge betragen (vgl. Zittel 1993), liegt nach ETH 1996 im Durchschnitt jedoc nur 0,01 l/m3 Erdgas. Problematisch ist außerdem auch die zum Teil erhebliche chemische Belastung des geförderten W sondere aus der Erdgasproduktion der ehemaligen DDR in einem der größten Onshore-Erdgasfelder Europas in der Region Altmark bekannt geworden, wo die Altlasten-Sanierung voraussichtlich noc bis zum Jahre 2015 andauern wird (vgl. MLU 2003). In mengenmäßig weitaus geringerem Umfang aber meist mit erheblich größeren Schadstoffkon trationen entstehen Schlämme und Abscheidungsrückstände der Lagerstättenwasserreinigung, die Schlammgruben oder als Sonderab poniert werden müssen. Bei der Offshore-Förderun Abwässer meist ins Meer eingeleitet. 4.4.3 Erdgasauf bereitung ereitung stellung der Gaszusammensetzung). Nur so genannte Sauergase, die durch die Festlegung auf einen Schwefelwasserstoff-Gehalt in Höhe von mehr als 1 Vol-% vom Süßgas abgegrenzt werden, müssen entschwefelt werden. Sauergas wird dazu in meist zentral gelegene Entschwefelungsanlagen ver- bracht, die jeweils für mehrere Erdgasfelder arbeiten. Die meist wesentlich weniger aufwändigen Auf- bereitungsschritte für Süßgas werden direkt an der Bohrung auf dem Förderplatz durchgeführt. Der Sauergasanteil ist je nach geologischen Feldeigenschaften unterschiedlich und unterliegt dahe auch innerhalb eines Landes oder einer Förderregion Schwankungen. Nach ETH 1996 beträgt er in den Erdgaslagerstätten der Bundesrepublik Deutschland 50 %. In Norddeutschland, wo die meisten deutschen Sauergaslagerstätten ausgebeutet werden, werden vier große Aufbereitungsanlagen je- weils in räumlicher Nähe zu Erdgasbohrungen betrieben. Für die Importgase des Jahres 2000 wird auf der Basis von Angaben in ETH 1996 zum länderspezifi- schen Sauergasanteil an der jeweiligen Erdgasförderung eine Sauergasquote von insge % bezogen auf das deutsche Erdgasaufkommen berechnet. In ETH 1996 wird außerdem eine spezifi- sche Flächeninanspruchnahme für die Erdgasaufbereitung in Höhe von 0,0001 m2/m3/a angegebe Seite 104 en und - gen ist auch der Infrastrukturaufwand für die ro ransportinfrastruktur in den Lieferländern lässt sich anhand der sportdistanzen und der je nach Importmenge erfor- en. Für den Transport aus den GUS-Staaten kann über ist er Leitungen ab einer Nennweite von DN 500 Bezogen auf den gesamten deutschen Erdgasmix lässt sich daraus eine Flächeninanspruchnahme in Höhe von 0,2 m2/1.000 m3/a bzw. von 2 m2/GWh/a ableiten. 4.4.4 Erdgastransport und -verteilung Zur Prozesskette des Erdgastransports und der Erdgasverteilung gehören Transportleitungsnetze, Verdichterstationen, Bezirks- und Industrieregelstationen, Verteilleitungsnetze, Ein- und Ausspei- sestationen sowie Überleit- und Mischstationen (Ueberhorst 1984). Wie bereits oben erwähnt, sind nicht für alle diese Infrastruktureinrichtungen Mengen- und/oder Größendaten verfügbar, so dass hier nur zu den wichtigsten Netzbetriebsmitteln, nämlich zu Transportleitungen, Verdichterstation Speichern, raumrelevante Informationen zusammengestellt werden können. Anders als bei der Erdgasförderung lässt sich die Transport- und Verteilungsinfrastruktur nicht abstra hiert von geographischen Gegebenheiten bilanzieren, da hier neben der Nachfrage in erster Linie die Transportentfernungen den Umfang des apparativen Aufwandes bestimmen. Da das Erdgasaufkommen in der Bundesrepublik Deutschland überwiegend aus dem Import stammt, ist wie bei der Erdgasförderung nicht nur die innerdeutsche sondern auch die dem Import zurechen- bare Erdgas-Infrastruktur in den Lieferländern von Interesse. Die heute und voraussichtlich vor allem auch zukünftig bedeutendsten Importländer sind die GUS-Staaten. Größere Transportdistanzen müs- sen außerdem für Importe aus norwegischen und britischen Offshore-Feldern überwunden werden. Aufgrund der zum Teil sehr hohen Transportentfernun Erdgas-Anlieferung aus diesen Ländern naturgemäß besonders hoch. Nur aufgrund der spezifisch p Leitungssystem extrem hohen Transportkapazitäten und der hohen Auslastung lässt sich dieser Auf- wand ökonomisch und energetisch rechtfertigen. Die Flächeninanspruchnahme für die T durchschnittlichen Transportkapazitäten, der Tran derlichen Anzahl der Leitungssysteme errechn ein Leitungssystem mit einer Nennweite von 1.400 mm eine Erdgasmenge in Höhe von 26 Mrd. m3 pro Jahr über eine Distanz von 4.700 km geliefert werden (vgl. Steinmann 1999). Norwegisches Erd- gas aus Offshore-Feldern wird z.B. über die See-Pipeline Europipe II importiert, die bei einem Durch- messer von 1.000 mm und einer Länge von 660 km eine Kapazität in Höhe von 24 Mrd m3/a aufwe (vgl. Statoil 2004). Lieferungen aus Großbritannien können über ein ähnliches System über eine Transportdistanz von etwa 350 km erfolgen während für den Import aus den Niederlanden bei ein Entfernung von ca. 50 km bis zur deutschen Grenze für Onshore-Produktion bzw. 250 km für Off- shore-Produktion und einer bezogen auf das Transportvolumen gewichteten Entfernung in Höhe von 96 km (vgl. Bauer/Schmittinger 1996) 900 mm-Leitungen mit einer Jahreskapazität in Höhe von 18 Mrd. m3/a benötigt werden. Zusätzlich ist noch von Bedeutung, dass für Ferntransport- jeweils ein Schutzstreifen mit einer Breite von 10 m eingerechnet werden muss, der nicht überbaut werden darf. Bei der Durchquerung von Wäldern müssen die für den Bau der Leitungen zu schlagen- den Schneisen nach Beendigung der Bauarbeiten von Bewuchs freigehalten werden (vgl. ETH 1996 und DVGW-Regelwerk). Seite 105 Auf der Basis der getroffenen Annahmen errechnet sich ein durchschnittlicher spezifischer Flächen- bedarf für Transportleitungen mit einer Jahrestransportkapazität von einem Kubikmeter Erdgas bis zur deutschen Grenze in Höhe von 0,8 m2/1.000 m3/a. : g as-Trans p ortleitung en in den Lieferl än- 3,5 1,17 3,0 1,20 Tabelle 49 Flächenina n spruch nahm e für die Erd dern be zoge n auf die Importv olumin a für die Ver s orgung d er Bund esre pu b l i k Deu tschla nd im Jahre 2000 Mrd m3/a Mrd m3/a km spezifische Flächen- inanspruch- nahme *) Jahres- Importmenge 2000 Flächen- Inanspruch- nahme durch Schutzstreifen Jahres- Transport- Kapazität pro Leitung Anzahl Leitungen durchschnitt- liche Transport- Entfernung km2 m2/1.000 m3/a Import aus den Niederlanden 17,7 18 1,0 96 1,0 0,05 Import aus Norwegen 19,6 24 0,8 750 7,5 0,38 Import aus GUS-Staaten 34 26 1,3 4700 47,0 1,38 Import aus Großbritannien 3 24 0,1 350 Import aus Dänemark 2,5 18 0,1 300 Summe/Mittelwert 76,8 62,0 0,81 *) bezogen auf das an der deutschen Grenze bereitgestellte Erdgasvolumen den energetischen Transportverlusten stoffliche m n i rt- g en GUS-Staaten. Im Ecoinvent-Projekt wird für Westeuropa mit Werten - Quelle: BGR 2003, Steinmann 1999, Statoil 2004, Bauer/Schmittinger 1996, eigene Annahmen Der Gastransport wird über Kopfverdichterstationen und Onshore auf den Haupttransportstrecken aus wirtschaftlichen Gründen zusätzlich mit mehrfacher Zwischenverdichtung durchgeführt. Die Abstände zwischen den Transportverdichterstationen betragen üblicherweise zwischen 100 und 200 km (vgl. Fasold et al. 1994). Die Kompressorstationen gewinnen die benötigte Antriebsenergie aus Erdgas, das dem Transport- system entnommen wird. Außerdem treten neben Verluste durch Leckagen und Undichtigkeiten im Transportsystem auf. Die Rechenwerte zur spezifi- schen Flächeninanspruchnahme für die Transportleitungen können daher nicht unmittelbar mit den Flächen-Kennwerten verglichen werden, die für die Erdgasförderung berechnet wurden und die sich auf Fördergas-Volumina beziehen, da zusätzliche Fördergasmengen aufgebracht werden müssen, u Transportverluste ausgleichen und den Bedarf am Standort der Nachfrage in der gewünschten Höhe decken zu können. Für den Eigenbedarf der Verdichterstationen kann pauschal ein Erdgasbedarf in Höhe von 2 % des Transportvolumens pro 1.000 km Transportentfernung angenommen werden, in den GUS-Staate liegt der Erdgas-Eigenbedarf aufgrund geringerer Nutzungsgrade der eingesetzten Kompressoren be 3 %. Der Flächenbedarf der Verdichterstationen kann im Verhältnis zur Gesamtfläche der Transpo leitungen vernachlässigt werden. Über die Leckage-Verluste finden sich sehr unterschiedliche Literaturangaben insbesondere in Bezu auf das Transportsystem in d für Leckagen in Höhe von 0,01 % pro 1.000 Transportkilometer und für die GUS-Staaten mit Leckage- Verluste in Höhe von 1,5 % des produzierten Erdgases gerechnet (vgl. ETH 1996). Diese Verlustan teile werden umgerechnet in Fördergas-Volumina und dem Fördergasbedarf zugeschlagen. Auf diese Weise wird die spezifische Flächeninanspruchnahme pro Fördergasvolumen auf eine Flächeninan- Seite 106 z abe, Erdgas vom Erzeuger bzw. vom Importeur unternehmen zu men des internationalen Gashandels benötigt (vgl. Fasold et al. 1994). Für das Jahr 2001 betrug die Netzlänge im deutschen Erdgas-Versorgungssystem insgesamt 370.000 km (vgl. Nowak/Schmitz 2003). In dieser Gesamtlänge sind sämtliche Netzebenen zusammengefasst. Analog zum Stromnetz ist die Verteilungsebene am dichtesten ausgebaut und verfügt über die größte Leitungslänge (vgl. Tabelle 50). Die Differenzierung nach Ferntransportsystem einerseits und Verteilungsebene andererseits wird übli- cherweise anhand einer Grenze in Bezug auf den Leitungsdurchmesser ab einer Nennweite von DN 600 und in Bezug auf den Leitungsdruck ab einem Betriebsdruck von 67,5 bar vorgenommen (vgl. Fasold et al. 1994). Leider fehlen nach Druckstufen differenzierte statistische Angaben zu den Lei- ver- W 2002). Aufbauend auf dieser Datenbasis werden im Rahmen dieser Arbeit Leitungen mit einem Betriebsdruck von mehr als 1 bar, die von Ferngas-, Transport- und Erdgasför- für das innerdeutsche Transportnetz. spruchnahme pro Erdgasvolumen umgerechnet. Die Ergebnisse werden in der Gesamt-Flächenbilan für die Strombereitstellung auf Erdgasbasis berücksichtigt (vgl. Tabelle 53). Das innerdeutsche Gastransportsystem hat die Aufg zum Großkraftwerk oder zu den Übernahmestationen der regionalen und örtlichen Gasversorgungs- transportieren. Weiterhin werden Transportkapazitäten für Transitaufgaben im Rah- tungslängen in Nenndruck-Bereichen von mehr als 1 bar. Ebenso sind keine statistischen Daten fügbar, die nach Nennweiten differenzieren. Hilfsweise wird hier auf die Statistik des Bundeverbandes der deutschen Gas- und Wasserwirtschaft e.V. (BGW) zurückgegriffen, die bezogen auf die Bundes- republik Deutschland Daten zu Leitungslängen getrennt nach Betreibergesellschaften und Druckstu- fen ausweist (vgl. BG dergesellschaften betrieben werden, dem Transportnetz zugeordnet. Sämtliche Leitungslängen, die dem Ortgasnetz zuzurechnen sind, sollen bei der Ermittlung der Flä- cheninanspruchnahme außer Acht gelassen werden, da davon ausgegangen werden kann, dass Ortsgasleitungen üblicherweise im Straßenraum verlegt sind und daher keine zusätzlichen Flächen belegen. Daher werden mangels genauerer Daten zusätzlich alle Leitungen ausgeklammert, die von Ortsgasunternehmen betrieben werden. Daraus ergibt sich bezogen auf das Jahr 2000 eine Gesamt- länge von 49.500 km Tabelle 50 : Das Erdg asn etz d er Bu nd esrepu b lik D e uts c hland nach D ruck s tufen, Be trei b e r- gesellsch aften und Leitu ngslänge n 2 000 Ni ed erd ru ck (bis 100 mbar) M i tte l d ru c k (über 100 mbar bis 1 bar) H oc hdr uc k (über 1 bar) i n sg esamt km km km km OVU 126.024 128.256 47.964 302.244 Ferngasgesellschaften 0 10.711 44.142 54.853 Erdgasfördergesellschaften 0 0 5.291 5.291 Insgesamt 126.024 138.967 97.397 362.388 Quelle: BGW 2002 Separate statistische Angaben über Netzlängen und Transportvolumina für Transitnetze liegen eben falls nicht vor. Hilfsweise wird im Rahmen dieser Arbeit angenommen, dass etwa 5 % der Ferngaska- - Seite 107 pazitäten und 2 % der Transportleitungslängen Transitaufgaben erfüllen oder hauptsächlich für den Export eingesetzt werden und daher für die innerdeutsche Gasversorgung ohne Bedeutung sind. nlänge in Höhe von 0,0005 km 3 ezifischen Flächeninanspruchnahme in Höhe von 4,1 m /1.000 m /a. Der Erdgas-Eigenverbrauch für Transportverdichter und die Stoffverluste aufgrund von Leckagen r die Erdgasfilterung, elektri- sche Energieversorgung etc. (vgl. Schupp et al. 1994) ergibt sich eine Flächeninanspruchnahme in r n Leckagen auf, wenn Erdgas in die Atmo- ic rung und Konze In der Bauphase hängen die Beeinträch- tigungen durch Lärm, durch Rodung und durch Abtrag der oberen Bodenschichten stark von der Qua- lität und Vorbelastung der in Anspruch genommenen Flächen ab. Es kommt daher darauf an, bei der Planung bewusst eine Trassenführung durch sensible Flächen und vor allem durch Waldgebiete zu vermeiden. Nach ETH 1996 beträgt der Waldanteil an den Erdgas-Leitungstrassen 15 % der Lei- tungslänge für Verteilleitungen. Dieser Anteil wird aber für Deutschland niedriger eingeschätzt, wäh- rend er in den GUS-Staaten tendenziell höher sein dürfte. Grundsätzlich werden durch Gasleitungen Flächen in ihrer Nutzungsverfügbarkeit eingeschränkt. Al- Nach Abzug des geschätzten Anteils an Transit- bzw. Exportleitungen bleibt ein Leitungssystem mit einer Gesamtlänge von 48.500 km, das einerseits der Versorgung der Nachfrage innerhalb der Bun- desrepublik Deutschland dient und andererseits als raumrelevant einzustufen ist. Dies entspricht be- zogen auf den inländischen Erdgasverbrauch einer spezifischen Trasse pro 1.000 m /a. Auf der Basis eines Schutzstreifens mit einer Breite von 8 m bei einem angenomme- nen Leitungsdurchmesser in Höhe von durchschnittlich 500 mm ergibt sich eine Gesamtflächeninan- spruchnahme für das innerdeutsche Transport- und Grobverteilungsleitungssystem in Höhe von etwa 390 km2. Dies entspricht einer sp 2 3 betragen im Netz der Bundesrepublik Deutschland zusammengenommen weniger als 0,5 % (vgl. Bau- er/Schmittinger 1996) und können daher vernachlässigt werden. An den Haupttransportleitungen des bundesdeutschen Gasversorgungsnetzes sind etwa 35 Trans- portverdichter installiert (vgl. Ueberhorst 1994 und Fasold et al. 1989). Die Flächeninanspruchnahme durch die Transport-Verdichterstationen im innerdeutschen Ferngasnetz wird in Anlehnung an ETH 1996 bezogen auf Anlagen mit einer Kapazität zwischen 5 und 15 MW mit 100 m2/MW berechnet. Jede Verdichterstation besteht aus mehreren Maschineneinheiten, um über die Bereitstellung von Reserveeinheiten und Reservekapazitäten die Versorgungssicherheit erhöhen zu können. Dadurch ergibt sich eine gegenüber dem rechnerischen Leistungsbedarf erhöhte installierte Gesamtleistung der Stationen. Unter Einbeziehung weiterer Nebeneinrichtungen z.B. fü Höhe von ca. 1,5 ha pro Transportverdichterstation. Demnach beanspruchen alle Transportverdichte zusammengenommen bezogen auf den Erdgasverbrauch des Jahres 2000 eine Fläche in Höhe vo 0,005 m2/1.000 m3/a. 4.4.4.1 Raum- und Umweltwirk ungen des Erdgastransportes Umweltblastungen treten durch den Anlagenbetrieb nur bei sphäre entwe hen kann, weil der hohe Methangehalt des Erdgases zu einer zusätzlichen Anreiche- ntraion von klimawirksamen Gasen beiträgt. lerdings werden die Trassen im Rahmen von Planungsverfahren i.d.R. so gewählt, dass Nutzungs- konflikte so weit wie möglich minimiert werden, was allerdings in dicht besiedelten Regionen, in denen Seite 108 - n- gasverbrauchs, der zurzeit etwa r- - asvolumens ist auf nur drei norddeutsche und einen süddeutschen Speicher konzentriert. Der europaweit größte Porenspeicher in Rheden bei Diepholz (Niedersachsen) hat ein s Arbe 2) naturgemäß die höchste Nachfrage nach Erdgas herrscht, nicht in jedem Fall vollständig gelingen dürfte. Es muss schließlich außerdem darauf hingewiesen werden, dass gerade das Erdgasnetz einen imen sen Materialaufwand erfordert, der neben der hier betrachteten direkten Flächeninanspruchnahme indirekt Flächen für die Gewinnung und Weiterverarbeitung von Rohstoffen und die Produktion von Anlagenkomponenten (vor allem Rohre) benötigt. 4.4.5 Erdgas-Un tertage-Speicher Die Erdgasspeicherung dient dem Ausgleich zwischen der im zeitlichen Verlauf weitgehend konsta ten Erdgasproduktion bzw. -lieferung einerseits und den Nachfrageschwankungen andererseits, die vor allem durch den hohen Anteil des temperaturabhängigen Heiz einen Anteil von 50 % am Gesamt-Erdgasverbrauch ausmacht, verursacht werden. Zum Ausgleich dieser Schwankungen werden hauptsächlich großvolumige Untertage-Erdgasspeicher (vgl. Sedlacek 2000) genutzt. Untertagespeicher werden entweder als Kavernen- oder als Porenspeicher gebaut. Während Kave nenspeicher künstlich durch Aussolung von Salzstöcken erstellt werden müssen, nutzen Porenspei cher bereits vorhandene geologische Formationen zur Erdgasspeicherung. Hierfür bieten sich z.B. ausgeförderte Erdgaslagerstätten an. Im Jahre 2001 wurden in der Bundesrepublik Deutschland 19 Kavernenspeicher mit einem durch- schnittlichen Arbeitsgasvolumen in Höhe von etwa 320 Mio. m3 Erdgas und 23 Porenspeicher mit einem durchschnittlichen Arbeitsgasvolumen in Höhe von 565 Mio. m3 Erdgas betrieben. Die Hälfte des gesamten Arbeitsg maximale itsgasvolumen in Höhe von 4,2 Mrd. m3. Tabelle 51 : Erdgas - Un te rtage - Speic h er in der Bu ndesre publik Deu tschla nd 2001 Poren- Kavernen- speicher speicher Arbeitsgasvolumen in Betrieb, Mrd. m3 (Vn) 13 6,1 19,1 Maximale Entnahmerate/Tag, Mio. m3 (Vn) 201,7 236,2 437,9 Theoretische Verfügbarkeit des Arbeitsgases, Tage1) 65 26 91 Anzahl der Speicher in Betrieb 23 19 42 Arbeitsgasvolumen in Planung oder Bau, Mrd. m3 (Vn) Summe 0,6 3,8 4,4 Anzahl der Speicher (in Planung oder Bau) 2 12 14 Summe Arbeitsgas, Mrd. m3 (Vn) 13,6 9,9 23,5 1) rechnerischer Wert; in der Praxis fällt die Entnahmerate nach gewisser Zeit druckabhängig. 2) einschließlich Speichererweiterungen bestehender Betriebe. gen anlagentechnischen Komponenten eines Untergrundspeichers ähneln denen eines Erdgasgewinnungsfeldes. Über Bohrungen wird das zu speichernde Gas in den Untergrund verpresst Quelle: Sedlacek 2003 Die übertägi Seite 109 und über Fördersonden dem Speicher wieder entnommen. Die baulich größten Bestandteile einer Speicheranlage sind die Verdichter, die die Aufgabe haben, das aus dem Transportsystem entnom- mene Gas auf den notwendigen Speicherdruck zu bringen, um es injizieren zu können. Zusätzlich werden Trocknungs- bzw. Absorptionsanlagen, Messeinrichtungen und eine Übernahme- bzw. Über- gabestation benötigt, die den Speicher mit dem Transportnetz verbinden (vgl. Henneicke 2003 und den. Wie auch bei den Erdgasgewinnungsfeldern können die Flächen zwischen den n ndenplatzes etwa 8.000 m2 angesetzt werden (vgl. Rölleke . - 99). Somit beträgt die mittlere Son- de gaben von Rölleke 1989) in Höhe von 8.000 m pro Sonde errechnet sich auf dieser Basis eine spezifische Flä- cheninanspruchnahme in Höhe von 0,15 m2/1.000 m3 Arbeitsgasvolumen. Dieser Kernnwert kann jedoch allenfalls der Orientierung in Bezug auf die Größenordnung der Flächeninanspruchnahme die- nen, da die Datenlage eine Verallgemeinerung kaum zulässt. Auch für Speicherbohrungen besteht die Möglichkeit, unterirdisch von der Vertikalen bis hin zur Hori- zontalbohrung abzuweichen. Diese Option wird dann genutzt, wenn die dadurch entstehenden Vor- teile die Mehrkosten überwiegen oder wenn übertägige Nutzungsrestriktionen die Flächenverfügbar- keit einschränken. Beim Speicher Rheden wurden alle 16 benötigten Bohrungen vom Gelände der zentralen Speicherstation aus durchgeführt, obwohl der Speicherkörper immerhin eine Ausdehnung von 6,2 km2 hat. Dies war deshalb sinnvoll, weil die Lagerstätte eine sehr geringe vertikale Mächtigkeit aufweist, so dass das Speichervolumen günstiger über Horizontalbohrungen erschlossen werden ände der Speicherstation hat eine Fläche von 11,7 ha (vgl. Wölfer 2000), was einer Flächeninanspruchnahme pro Bohrung in Höhe von etwa 7.300 m2 entspricht. Bezogen auf das - seiner Größe nicht repäsentativ für den Durchschnitt aller Untertagespeicher sein dürfte, werden in Fasold et al. 1994). Wie bei Erdgasgewinnungsfeldern, die aus einzelnen Sondenplätzen mit einem zentralen Sammel- platz bestehen, auf dem die übergeordnete Infrastruktur und die Netzanbindung angeordnet ist, wer- den auch Untergrundspeicher meistens über mehrere Speichersondenplätze und eine zentrale Spei- cherstation erschlossen, die großflächig über dem unterirdischen Speicher-Hohlkörper verteilt sind. Zwischen den einzelnen Sondenplätzen verlaufen Sammelleitungen, die diese mit der zentralen Spei- cherstation verbin jeweils eingezäunten Betriebsgeländen von Dritten genutzt werden, mit der Einschränkung, das auch hier wieder die im Zusammenhang mit der Erdgasgewinnung oben bereits erläuterten Schutzabstände für bauliche Maßnahmen eingehalten werden müssen. Ebenso wie bei der Erdgasgewinnung könne für die übliche Betriebsfläche eines So 1989). Über die Leistungsfähigkeit der Speichersonden konnten keine statistischen Daten ermittelt werden Hin und wieder finden sich Hinweise zu Einzelprojekten in der Fachliteratur, allerdings meist ohne Angaben zum Flächenbedarf der Speicherbetriebe. Der Porenspeicher Berlin, dessen Kapazität mit einem maximalen Arbeitsgasvolumen in Höhe von 728 Mio m3 etwa dem Durchschnitt entspricht, ver fügt über 14 aktive Speichersonden (vgl. Burkowsky/Krekler 19 denkapazität s Speichers Berlin 52 Mio m3. Bei einer Flächeninanspruchnahme (nach An 2 konnte. Das Betriebsgel maximale Arbeitsgasvolumen in Höhe von 4.200 Mio m3 (NLfB 2003) beträgt die spezifische Flächen inanspruchnahme 0,028 m2/1.000 m3. Obwohl der Speicher Rheden aufgrund seiner besonders sparsamen Flächennutzung und aufgrund Seite 110 h onde angenommen werden, wobei unterstellt wird, dass bei den meisten Spei- len tten durch zunehmende Transportdistanzen erzwungenen wachsenden Transport- en ublik Deutschland kaum Ein- ck über die Gesamtheit der Erdgasverstromung in Hin- blick auf ihre räumlichen Dimensionen gegeben werden. Es können nur einige Anlagentypen be- - Ermangelung besserer Daten die dargelegten Verhältnisse beim Speicher Rheden als Basis für die Ermittlung eines Flächenkennwertes genutzt. Zusätzlich können analog zu dem Vorgehen bei der Onshore-Erdgasgewinnung Schutzabstandsflächen in einer Größenordnung von etwa durchschnittlic 100 m pro Speichers chern Freiräume zwischen den Sondenplätzen bestehen, da die Konzentration aller Bohrungen auf einem Betriebsgelände, wie dies beim Speicher Rheden der Fall ist, vermutlich eher die Ausnahme darstellen wird. Unter den beschriebenen Annahmen lässt sich eine zusätzliche Flächeninanspruch- nahme für Schutzabstände in Höhe von 0,1 m2/1.000 m3/a errechnen. Das gesamte Arbeitsgasvolumen betrug in der Bundesrepublik Deutschland im Jahre 2001 etwa 19,1 Mrd. m3. Dies entsprach bezogen auf das Erdgasaufkommen des Jahres 2001 einer Arbeitsgasquote (Arbeitsgas/Jahresverbrauch) in Höhe von etwa 18 %. Es wird damit gerechnet, dass diese Relation im gesamten europäischen Erdgasmarkt zukünftig auf etwa 20 % ansteigen wird, um den durch die Liberalisierung des europäischen Marktes und durch die Ausweitung der Lieferradien bedingten Struk- turveränderungen Rechnung tragen zu können. Die durch die absehbare Erschöpfung von regiona Lagerstä aufwendungen lassen sich nur durch eine sehr gute Auslastung der Produktions- und Transportinfra- strukturen kompensieren. Es wird erwartet, dass im Sommer Erdgas-Überangebote zu saisonalen Preisschwankungen führen, die es im liberalisierten Erdgasmarkt für Gasversorgungsunternehmen zunehmend attraktiv erscheinen lassen, günstig im Sommer erworbene Überschussmengen für den Winter einzulagern und am Spotmarkt anzubieten (vgl. BGR 2003). Im europäischen Rahmen steh einer Umsetzung solcher Strategien zurzeit noch infrastrukturelle Engpässe entgegen. In Anrechnung eines kurzfristig prognostizierten Bedarfszuwachses beträgt die Arbeitsgasquote heute europaweit erst 13 %, so dass weitere Investitionen in Erdgas-Großspeicher zu erwarten sind (vgl. Steinmann 2000). Bezogen auf das geologische Potenzial bestehen in der Bundesrep schränkungen für die Ausweitung des Arbeitsgasvolumens. Geologische Standortbedingungen wirken hier kaum als Hemmnis. Insbesondere im norddeutschen Raum bieten sich in großem Umfang aus- geförderte Erdgaslagerstätten und Salzstöcke bzw. Aquifere zur Nutzung als Speicher an (Sedlacek 2000). 4.4.6 Stromerzeugung in Erdgaskraftwerken Wie eingangs bereits erwähnt, ist die Erdgasverstromung durch eine besonders grosse Vielfalt von Anlagentechnologien und Anlagengrößen gekennzeichnet. Auch die Nutzung und die Einsatzbedin- gungen für Erdgaskraftwerke sind aufgrund der technologischen Vielfalt und Flexibilität außerordent- lich heterogen. Aufgrund dieser Vielfalt und aufgrund der beschränkten Datenverfügbarkeit kann hier kein vollständiger oder repräsentativer Überbli schrieben werden, für die aussagekräftige Daten recherchiert werden konnten. Allgemein kann festgestellt werden, dass erdgasbefeuerte Kraftwerke im Hinblick auf die Raumbean spruchung gegenüber Kohlekraftwerken den Vorteil bieten, dass sie grundsätzlich kompakter gebaut Seite 111 werden können als Kraftwerke auf der Basis fester oder flüssiger Brennstoffe, da sie keine Flächen für die Lagerung und/oder Aufbereitung von Brennstoffen benötigen und weil außerdem die Nutzung vo Erdgas als Brennstoff den Einsatz von wesentlich kompakteren Verbrennungs- und Umwandlungs- technologien erlaubt. Zudem entfallen Entaschungs-, Entschwefelungs- und Entstaubungsanlagen m entsprechenden Lager-, Umschlags- und Transporteinrichtungen. Bedingt durch die kleineren Abmessungen und die geringeren Luftscha n it dstoffemissionen sind Erdgas- Luftküh- er zentraler Stromerzeuger – allerdings bei zukünftig veränderter Umwandlungstechnologie - noch erheblich zunehmen. Zurzeit sind BHKW-Module in einem Leistungsbereich von etwa 5 kWel bis h Die Abmessungen von BHKW variieren in Abhängigkeit von der Anlagenleistung, von der Anlagen- ration stark. Daher fällt es schwer, für BHKW lleistung bezogen aufgetragen wird. Die leistungsspezifische Modul-Aufstellfläche beträgt bei einer elektrischen Modul- kraftwerke auch in Hinblick auf die Standortwahl weitaus flexibler als Kohlekraftwerke. Allerdings ist die Möglichkeit eines Anschlusses an eine leistungsfähige Erdgasversorgung in der jeweils benötigten Kapazität unabdingbare Voraussetzung. Soweit diese Standortvoraussetzung erfüllt werden kann, lassen sich auch leistungsstarke Erdgaskraftwerke vergleichsweise problemlos in städtische Umge- bungen integrieren. Verkehrsbelastungen durch Anlieferung von Brennstoffen oder durch die Entsor- gung von Verbrennungsrückständen treten nicht auf. Gasturbinen- und Gas- und Dampfturbinenkraftwerke kleiner Leistung arbeiten meistens mit lung. GuD-Kondensationskraftwerke sind ebenso wie herkömmliche Dampfturbinenkraftwerke auf die Verfügbarkeit von Kühlwasser angewiesen. Wenn die mit der Errichtung von GuD-Kondensations- kraftwerken i.d.R. angestrebten hohen elektrischen Wirkungsgrade erreicht werden sollen, werden Standorte zu bevorzugt, die eine Durchflusskühlung ermöglichen (vgl. Rentz et al. 2002). Den zahlenmäßig größten Anteil an den Stromerzeugern auf Erdgasbasis, die zurzeit genutzt werden, haben die verbrennungsmotorisch betriebenen Blockheizkraftwerke (vgl. Blesl et al. 2001). Vor allem bei einer Umgestaltung der Stromversorgung im Sinne der Regenerativ-Energie-Szenarien würde d Anteil de hin zu 8 MWel am Markt verfügbar. Durch die Zusammenschaltung mehrerer Module können auc bedeutend größere Leistungseinheiten aufgebaut werden. Im unteren Leistungbereich können BHKW in Kellern oder Nebenräumen von Gebäuden untergebracht werden, gesonderte Bauwerke oder gar eigene Betriebsgrundstücke werden nicht benötigt. konfigu und von den Aufstellungsbedingungen besonders allgemeingültige Flächenkennwerte zu bestimmen. Andererseits ist die Datenbasis für die Ermittlung von Abmessungen der einzelnen BHKW-Module vergleichsweise gut. Die „Arbeitsgemeinschaft für sparsamen und umweltfreundlichen Energieverbrauch“ e.V. (ASUE) hat anhand von Herstelleranga- ben Datenblätter zu BHKW-Modulen veröffentlicht, die entspechende Daten enthalten (vgl. ASUE 2001). Die Auswertung der Anlagengeometrien ergibt, dass mit zunehmender Anlagenleistung die Baugrösse der Module stark unterproportional ansteigt. Dieser Degressionseffekt zeigt sich in der graphischen Darstellung, wenn die Modul-Aufstellfläche auf die elektrische Modu leistung von 5 kWel etwa 160 m 2/MWel und fällt insbesondere bis zu einer Leistung in Höhe von 1 MWel steil ab. Die derzeit am Markt verfügbaren größten BHKW mit einer Modulleistung in Höhe von 8 MWel benötigen nur noch eine Aufstellfläche von etwa 5 m /MW2 el (vgl. Abbildung 20). Seite 112 Abbildung 20: Stellfläche von BHKW-M odulen bezo gen auf die elektrisch e M odul-Leistun g (S tan d : 20 01 ) A = 3 5 2 , 3 3 * P e l - 0 , 4 8 1 5 100 150 200 fisc her Fl äc henbedar f [m 2 /M W el ] 0 50 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 800 e l e kt ri s c h e M odu l l e i s tu n g [ k W ] le is tu ngsspezi 250 0 e l ö- - reffende BHKW ein eigenes Betriebsgrundstück in Anspruch nimmt. i- gt weiterer technischer Einrichtungen in der Heizzentrale untergebracht sind, beansprucht das Heizzentralengebäude ohne Berücksichtigung des Warmwasserspeichers, der außerhalb des Gebäudes aufgestellt ist, eine Grundfläche von 480 m2. Die Grundstücksfläche beträgt insgesamt 1.568 m2. Unter Einrechnung der Quelle: ASUE 2001 Köhler et al. 1996 zeigen anhand von zwei Praxisbeispielen die Aufstellsituation von Blockheizkraft- werken größerer Leistungsklassen und ermitteln für diese Anlagen die leistungsspezifische Flächen- inanspruchnahme bezogen auf die gesamte für die gekoppelte Strom-und Wärmebereitstellung ben tigte Installation unter Einbeziehung von Wartungsflächen. Ebenfalls berücksichtigt wird die Grund- stücksfläche, die in einem der beiden Fälle ausschließlich der Energieversorgung dient, da der Betrei ber als Energieversorgungsunternehmen für das bet Als Referenzbeispiel wird hier eine BHKW-Anlage der Isar-Amper-Werke mit Baujahr 1992 ausge- wählt, die der Wärmeversorgung eines Wohngebiets sowie eines Gewerbegebiets über ein Fernwär- menetz dient. Die elektrische Leistung der vier BHKW-Module beträgt insgesamt 2,1 MWel, die therm sche Gesamtleistung der BHKW liegt bei 3,2 MW. In der Heizzentrale sind neben den vier BHKW- Modulen zwei große Gaskessel, drei kleinere Elektrokessel, eine Gasübergabestation, ein Öllager, eine Pumpengruppe, ein Wartungsraum, ein Niederspannungs- und Mittelspannungsschaltanlage sowie eine Werkstatt mit Ersatzteillager untergebracht. Die Stellfläche der vier BHKW-Module beträ insgesamt nur 42 m2 (vgl. Köhler et al. 1996). Unter Einrechnung von Wartungsflächen ergibt sich für eine solche Anlage ein Flächenbedarf in der Heizzentrale für die Aufstellung der 4 BHKW-Module in Höhe von insgesamt 127 m2 (vgl. Hanusa 2003 und ASUE 2001). Dies entspräche einer leistungsspezifischen Flächeninanspruchnahme in Hö- he von etwa 60 m2/MWel. Da aber neben den BHKW-Modulen noch eine Vielzahl Seite 113 gesamten Heizzentralen-Grundfläche ließe sich eine leistungsspezifische Flächeninanspruchnahme in Höhe von 229 m en. Dient die Grundstücksfläche als Bezugsmaßstab, ergibt sich ein mehr als dreimal so hoher Wert. Vor allem die Frage, ob die unbebaute Grundstücksfläche als Flächeninanspruchnahme im Falle von BHKW-Anlagen der Stromerzeugung zugerechnet werden soll, lässt sich unabhängig vom jeweiligen Einzelfall nicht eindeutig beantworten. In dem hier ausgewählten Beispielfall dient das Grundstück ausschließlich der Energieversorgung, weil die Anlage von einem Energieversorgungsunternehmen zur Versorgung grundstücksexterner Verbraucher betrieben wird. Genauso gut könnte eine ähnliche Anlage aber auch von einem Industrie- oder größeren Gewerbebetrieb auf dem betriebseigenen Grundstück zur Deckung des Eigenbedarfs eingesetzt werden. Mit einer GRZ in Höhe von knapp 0,3 ist die Grundstücksausnutzung in diesem Beispiel nicht besonders hoch, so dass auch eine geringere Grundstücksfläche für den gleichen Zweck oder eine intensivere Nutzung der gleichen Fläche denkbar wäre. Allerdings ist zu berücksichtigen, dass in das Gebäude der Heizzentrale vergleichsweise groß- volumige und schwere technische Anlagen und Anlagenkomponenten eingebracht bzw. nach der technischen Nutzungsdauer oder im Fall von Schäden vorzeitig ausgetauscht werden müssen. Dies erfordert Platz für die Anlieferung und Montage bzw. Demontage. Auch die Zugänglichkeit zu elektro- technischen Einrichtungen wie z.B. den Traforäumen an der Rückseite des Heizzentralen-Gebäudes en sein. Zudem sind Schutzabstände für die Öllagerung einzuhalten. Ein weite- lagen, die vor allen für kleine Leistungsbereiche geeignet sind, werden Gastur- - b - in- tgart). für e 2/MWel errechn muss jederzeit gegeb rer Grund für die relativ großzügige Bemessung des Grundstücks können Lärmemissionen sein, die bei einer Anlage dieser Grössenordnung nicht unerheblich sind und von daher je nach örtlicher Situa- tion u.U. die Einhaltung bestimmter Mindest-Abstände zu Nachbargrundstücken sinnvoll erscheinen lässt. Außerdem kann es im Interesse des Anlagenbetreibers liegen, Flächenreserven für bauliche und anlagentechnische Erweiterungen vorzuhalten. Die genannten Gründe scheinen es zu rechtferti- gen, Kennwerte für die Flächeninanspruchnahme auf die Grundstücksfläche zu beziehen. Anders als BHKW-An binenkraftwerke sowie Gas- und Dampfturbinenkraftwerke (GuD) fast ausschließlich für den gewerb lich-industriellen Bereich sowie für die öffentliche Stromversorgung eingesetzt. Gasturbinenkraftwerke für die Spitzenstromerzeugung haben typischerweise Leistungen im Bereich von 60 bis 220 MWel und werden ohne Wärmeauskopplung betrieben. GuD-Anlagen für den Einsatz im Kondensationsbetrie werden in einem Leistungsbereich von etwa 500 bis zu über 1.000 MWel (z.B. Kraftwerk Lubmin) ge baut und zählen damit zu den Großkraftwerken. Allerdings sind auch mittlere und kleine Leistungse heiten, die meistens in Kraft-Wärme-Kopplung betrieben werden, mit Leistungen von wenigen MWel im Einsatz (z.B. Heizkraftwerk der Universität Stut In Wehowsky 1994 werden einige Flächenkenndaten für Gasturbinen- und GuD-Kraftwerke zusam- mengestellt. GuD-Kraftwerke benötigen demnach eine Grundstücksfläche in Höhe von 65 m2/MWel Anlagen mit 200 MWel und in Höhe von 30 m /MW 2 el für Anlagen mit 600 MWel. Der überbaute Grund- stücksflächenanteil beträgt jeweils etwa 60 %. Gasturbinenkraftwerke im Leistungsspektrum von 60 bis 200 MWel beanspruchen eine Grundstücksfläche von nur etwa 30 m /MW 2 el (vgl. Wehowsky 1994). Aus den getroffenen Annahmen und auf der Basis von Daten zur Gesamt-Leistung lässt sich ein Gesamtflächeninanspruchnahme durch die Erdgaskraftwerke in der Bundesrepublik Deutschland ab- Seite 114 kumulierte Flächeninanspruchnahme für die Erdgaskraftwerke it schätzen. Dabei werden aufgrund der Datenlücken und Unsicherheiten bei der Bestimmung spezifi- scher Flächenkennwerte jeweils eine obere und untere Bandbreite und ein Mittelwert angegeben. Insgesamt zeigt sich, dass die absolute außerordentlich gering ist und zumindest durch den Umfang der beanspruchten Flächen allein keine erhebliche Raumwirkung ausgehen kann. Dies gilt auch dann, wenn angenommen wird, dass sich ein wesentlicher Teil der Anlagenstandorte auf Städte konzentriert (vgl. Tabelle 52). Für die zukünftige Entwicklung der Erdgasverstromung kann mit einer starken Zunahme dezentraler Anlagen im Bereich der Erdgasverstromung gerechnet werden. In den Regenerativ-Szenarien werden neben großen GuD-Kraftwerken vor allem Brennstoffzellen und andere innovative Technologien m hohem KWK-Anteil zum Einsatz kommen, die alle einen deutlich erhöhten Flächenbedarf gegenüber dem Durchschnitt heute üblicher Anlagen haben werden. Dies lässt sich aus der obigen Analyse der Flächeninanspruchnahme der heutigen BHKW entnehmen. Viele der neuen Anlagen werden als Se- kundärnutzungen in bestehende Hauptnutzungen integriert werden können, und zwar sowohl inner- halb als auch außerhalb von Gebäuden und somit keine eigenen Betriebsgrundstücke benötigen. Größere Nutzungskonflikte sind deshalb voraussichtlich höchstens in sehr dicht besiedelten städti- schen Lagen zu erwarten. Da weder der zukünftige Krafwerksmix noch die jeweiligen Leistungsgrö- ßen bekannt sind, kann der sich durch eine veränderte Struktur im Bereich der Erdgasverstromung ergebende Flächenbedarf nicht quantifiziert werden. Tabelle 52 : Flächenina n spruch nahm e v on Erdgaskra ft we rk e n in der Bun d esrep ublik Deu tschla nd 2000 (o hne Berü cksich ti gung v on Wärmegutschr i ften ) Erdgas- Kraftwerke Gesamt BHKW Gasturbinen- Kraftwerke/ GuD- Kraftwerke Netto-Leistung GWel 21 2 20 oberer Wert m2/MWel 118 687 65 Mittelwert m2/MWel 83 458 48 unterer Wert m 2/MWel 47 229 30 oberer Wert km2 2,5 1,3 1,3 Mittelwert km2 1,8 0,8 0,9 unterer Wert km 2 1,0 0,4 0,6 spezifische Flächenin- anspruchnahme berechnete absolute Flächeninanspruch- nahme Quelle: Wehowsky 1994, BMWi/VWEW 2002, Blesl er al. 1999, Köhler et al. 1996, eigene Annahmen und Berechnungen 4.4.7 Flächeninanspruchnahme u n d rä u m l i c h e W i rk u n g s p ote n z i a l e d e r Erdgasver stromung insgesamt In Tabelle 53 ist die Flächeninanspruchnahme für die Bereitstellung von Erdgas, soweit es für die Stromerzeugung in der Bundesrepublik Deutschland im Jahre 2000 benötigt wurde, zusammenge- stellt. Es lassen sich insgesamt drei Haupt-Nutzungskategorien unterscheiden, die die Art und Intensität der Flächeninanspruchnahme grob nach dem Kriterium der Nutzungseinschränkung charakterisieren. Die Flächen, die als Betriebsgelände abgegrenzt sind, sind für Dritte nicht zugänglich, jegliche Fremdnut- Seite 115 zung ist ausgeschlossen. Diese Nutzungs-Kategorie beansprucht bezogen auf die Erdgasbereitstel- lung den geringsten Flächenanteil. Sie liegt etwa in der Größenordnung der Flächen, die insgesam durch Erdgaskraftwerke beansprucht werden. Einen wesentlich größeren Raum nehmen Abstandsflächen ein, die zwischen Förder- oder Speicher- sondenplätzen und Einzelbebauungen bzw. Siedlungen eingehalten werden müssen. Die Nutzung der Abstandsflächen ist nur insoweit eingeschränkt, dass auf diesen Flächen keine Ge t bäude oder Ver- . u he n ondenplätzen nicht überbaut werden. Zusätz- A dass der Grad der Nu ngs bedingt der linienförmige Zuschnitt der in Anspruch genommenen Flächen und der Einfluss der räumlichen Planung auf den Trassenverlauf, dass die Nutzungseinschränkung im Allgemeinen als wenig konflikt- trächtig anzusehen ist. Höher zu gewichten sind lediglich die Beeinträchtigungen von Waldflächen, die durch Pipeline-Trassen durchquert werden. Planerische Auflagen führen tendenziell zu einer Bünde- lung von linienhafter Infrastruktur, was eine Konzentration der Belastung in den vom Trassenverlauf betroffenen Gebieten hervorruft. In Teilen ergibt sich eine Parallelführung von Erdgasleitungen bzw. eine räumliche Konzentration von Erdgasinfrastruktur auch allein schon aus gaswirtschaftlichen Grün- den, wenn z.B. die Akquisition neuer Gaskunden in größerem Umfang dazu führt, dass Transportka- pazitäten nachträglich erweitert werden müssen. Insbesondere im liberalisierten Gasmarkt kann ein verstärkter Gas-zu Gas-Wettbewerb zu einem konzentrierten Ausbau von Übertragungskapazitäten allein schon untergeordneter Bedeutung. Allerdings kann der Anteil de en künftig zunehmen, wenn Onshore-Lagerstät- n- nung zusätzlich auch durch die Entsorgung aus Sicht des Naturschutzes zumindest kehrsanlagen errichtet werden dürfen. Landwirtschaftliche Nutzungen und Erholungsnutzungen sind hingegen möglich. Die tatsächliche Nutzbarkeit der Abstandsflächen hängt u.a. auch vom Flächenzu- schnitt bzw. von der Anzahl und der räumlichen Verteilung der Sondenplätze über der Lagerstätte ab Falls die Förder- oder Speicherbohrungen dicht nebeneinander liegen und zusätzlich Verbindungslei- tungen oberirdisch geführt werden, ist der Gebrauchswert der außerbetrieblichen Flächen im Umfeld der Sondenplätze generell stark eingeschränkt. Auch die Schadstoffbelastung, das Verkehrsaufkom- men und die Lärmemissionen, die von den Anlagen ausgehen, sind als Nutzungseinschränkungen z werten. Im Allgemeinen ist davon auszugehen, dass durch die Erdgasinfrastruktur der landschaftlic Charakter durch industrielle Prägung beeinträchtigt ist, wodurch mindestens leichte Einschränkunge hinsichtlich der potenziellen Erholungsfunktion der betroffenen Räume zu erwarten sind. Die Schutzstreifen über Onshore-Erdgas-Pipelines bilden eine weitere Flächenkategorie. Diese Flä- chen dürfen ebenso wie die Abstandsflächen zu den S lich sind auch npflanzungen mit einer potenziell größeren Durchwurzelungstiefe unzulässig, so tzungseinschränkung zunächst höher ist, als bei Abstandsflächen. Allerdi entlang von Haupttransportrouten führen. Die Beeinträchtigung von Meeresflächen durch die Erdgasföderung bzw. durch Erdgaspipelines ist aufgrund der geringen Flächenanteile von r in Anspruch genommenen Meeresfläch ten zunehmend erschöpft sind. Generell zeigt die Diskussion um die Offshore-Windkraftnutzung, dass Beeinträchtigungen der Meeresumwelt durch den Bau und den Betrieb, im Falle der Offshore-Kohle wasserstoffgewin als kritisch angesehen wird. Auch Beeinträchtigungen des Landschaftsbildes durch Anlagen in Sicht- weite der Küsten führen zu Nutzungskonflikten (z.B. die niederländische Erdgasförderung in der Nord- see vor den westfriesischen Inseln oder entsprechende Projektplanungen für das niederländische Seite 116 is samtzahl der Standorte für Förderplattformen begrenzt Wattenmeer). Allerdings ist die Flächeninanspruchnahme der Offshore-Erdgasförderung im Verhältn zur Föderkapazität verhältnismäßig gering. Die hohen Förderkapazitäten einer wirtschaftlichen Off- shore-Erdgasbohrung führen dazu, dass die Ge ist. Tabelle 53: Zusammenstellung der Daten zur Flächeninanspru c hnahme du rch die Erdg as- bereits tellun g bezog e n a u f den Bedar f zur Str ome rzeu gung in der Bun - desrep ublik Deu tschla nd des Jahre s 2000 I n sg e samt m2/1.000 m3/a km2 m2/1.000 m3/a km2 km2 Betriebsgelände Onshore-Förderung 0,20 0,5 0,20 1,7 2,2 Betriebsgelände von Entschwefelungsanlagen 0,02 0,2 0,2 Betriebsgelände Untertagespeicher 0,03 0,3 0,3 Betriebsgelände Transportverdichterstationen 0,01 0,1 0,1 Schutz-Abstandsflächen zu Erdgasgewinnung 1,98 4,9 1,98 17,4 22,4 Schutz-Abstandsflächen zu Speichersondenplätzen 0,10 1,2 1,2 Schutzstreifen über Onshore-Transportleitungen 4,08 46,0 0,96 10,8 56,8 Meeresflächen für Offshore-Erdgasgewinnung 0,00 0,0 0,0 Meeresflächen für Offshore-Transportleitungen 0,55 6,2 6,2 53,2 36,2 89,4 I n l a n d A u s l a n d Quelle: eigene Berechnung und Darstellung, Datenquellen siehe Text In Tabelle 54 sind die insgesamt für die Erdgas-Strombereitstellung in Anspruch genommenen Flä- chen noch einmal ohne Rücksicht auf die unterschiedliche Qualität der Inanspruchnahme zusammen gestellt und auf die erzeugte Strommenge bzw. die installierte Kraftwerksleistung bezogen, um sie quantitativ mit anderen Optionen der Stromerzeugung vergleichbar zu machen. Allerdings muss ge- rade bei einem Vergleich zur Interpretation der Daten die Qualität der jeweiligen Nutzung jeweils mit betrachtet werden, so dass diese Darstellung nur für eine erste grobe überblicksartige Einordnung verschiedener Stromversorgungsoptionen geeignet ist. Tabelle 54 : Gesam t-Flä c h eninans p ru chnahme d e r Erdgasv erstromung in d er Bund esre pu- blik Deutsch land bezo ge n auf das J a h r 2000 d a v on im A u sl an d m2/MWhel/a m 2/MWel km 2 km2 Erdgasgewinnung/-aufbereitung 0,51 1.162 25 19 Erdgasspeicherung 0,03 69 1 0 Erdgastransport Stromerzeugung F l äch en i n an sp ru ch n a h m e i n sg esamt spezifisch absolut - 0,04 83 2 0 1,28 2.952 63 17 Summe 1,85 4.266 91 36 Quelle: eigene Berechnung und Darstellung, Datenquellen siehe Text In den Regenerativ-Energie-Szenarien erhöht sich zum Teil die Stromerzeugung aus Erdgas deutlich. Auch der Erdgasverbrauch für die Erdgasvertromung nimmt in fast allen Szenarien zu. Dadurch, dass bis zum Jahre 2050 der deutsche Erdgasbedarf beinahe vollständig importiert werden muss, verlagert sich auch ein Teil der Flächeninanspruchnahme ins Ausland. Da der Erdgasverbrauch für die Stro- merzeugung in den Szenarien zwar steigt, der gesamte Erdgasverbrauch jedoch bis zum Jahre 2050 gegenüber dem heutigen Erdgasverbrauch zurückgeht, ergeben sich insgesamt reduzierte Infra- strukturaufwendungen für die Erdgasbereitstellung in den Szenarien. Allerdings erhöht sich rechne- Seite 117 risch der Infrastrukturaufwand der Erdgasbereitstellung erheblich, der der Stromversorgung zuzuord- nen ist. Seite 118 In diesem Kapitel sollen die Raumwirkungspotenziale einer Strombereitstellung auf Basis biogener Brennstoffe analysiert und dargestellt werden. Für die Analyse ist sowohl die in den Klimaschutz-Sze- narien angenommene Menge der technischen Anlagen und Aktivitäten - jeweils differenziert nach Art und Kapazität - von Interesse (Mengenaspekt) als auch das Raumwirkungspotenzial einzelner Bereit- stellungssubsysteme entsprechend der heute und aller Voraussicht nach zukünftig verfügbaren Tech- nologien zur Stromerzeugung aus biogenen Brennstoffen (Aspekt der potenziellen Wirkungsrichtung und –qualität einzelner Bereitstellungsoptionen). Wie bereits in Kapitel 3.2.3 dargelegt, sind in den Dokumentationen zu den Klimaschutz-Szenarien, die im Auftrag der Enquete-Kommission einerseits und des Umweltbundesamtes andererseits erstellt und im Jahr 2002 veröffentlicht wurden, lediglich die Gesamtmengen der Stromerzeugung auf Basis biogener Brennstoffe sowie die entsprechenden Gesamt-Kraftwerks-Kapazitäten ausgewiesen. Daneben finden sich zum Teil außerdem Hinweise zu den eingesetzten biogenen Brennstoff-Ener- giemengen, nicht aber zu den entsprechenden natürlichen Brennstoff-Mengen. Aus diesem Grunde mussten die Szenarien im Hinblick auf das Brennstoffmengengerüst und die Brennstoffbereitstellung auf der Basis eigener Annahmen interpretiert und ergänzt werden Die Strombereitstellung aus biogenen Brennstoffen ist im Vergleich zu den übrigen für die Stromer- zeugung verfügbaren regenerativen Technologien durch einige Besonderheiten gekennzeichnet, die für die detaillierte Ausgestaltung von Energieszenarien ein breites Spektrum an Möglichkeiten eröff- nen. Alle Stufen der Prozesskette sowohl für die Bereitstellung von Bioenergieträgern als auch für die Bereitstellung von Strom aus biogenen Brennstoffen können sehr unterschiedlich gestaltet werden. Bereits die Biomasse-Rohstoffquellen sind nicht nur geographisch extrem dispers verteilt, sondern auch zum Teil verscheidenen ökonomischen Subsystemen zuzuordnen. Zwar werden potenzielle Biomasse-Rohstoffe zum ganz überwiegenden Teil aus der Landwirtschaft gewonnen. Einen wichti- gen Deckungsbeitrag können darüber hinaus auch die Forstwirtschaft, die Abfallwirtschaft sowie wei- tere Wirtschaftszweige und Branchen leisten, die Stoffe biogenen Ursprungs verarbeiten. Bioenergie ist im Gegensatz zu den anderen regenerativen Energien stofflich gebunden. Daher sind Biomasse-Rohstoffe ebenso wie Bioenergieträger grundsätzlich transport- und lagerfähig. Aus diesem Grunde ist die Bereitstellung von Bioenergieträgern räumlich vom Standort der Stromerzeugung ge- trennt zu betrachten. Aus technischer Sicht spricht daher nichts dagegen, Biomasse-Rohstoffe oder Bioenergieträger zur Deckung des inländischen Bedarfs zu importieren, soweit der Transportenergie- aufwand in einem ökonomisch und ökologisch akzeptablen Verhältnis zum Energienutzen des Ge- samtsystems der Bioenergiebereitstellung steht. Ein Anreiz für den Import von Bioenergieträgern ist dann gegeben, wenn dadurch die Bereitstellungskosten verringert werden können und/oder die Ver- fügbarkeit und Versorgungssicherheit sich durch die geographische Ausweitung der Rohstoffbasis insgesamt erhöht. Diese Vielfalt der Bereitstellungsoptionen erschwert im Rahmen der Analyse die geographische Abgrenzung und erweitert das Spektrum zukünftig denkbarer Biomasse-Szenarien erheblich. 4.5 Stromerzeugung aus biogenen Brennstoffen Seite 119 Die stofflichen Eigenschaften der Biomasse, ihre Weiterverarbeitung von Biomasse-Rohstoffen herstellbaren Fertigprodukte sind ebenfalls se stechnik und die auf der Basis hr heterogen. Diese Hetero- hr oder weniger stark – eingeschränkter Mengen- verfügbarkeit dazu, dass - insbesondere bei langen Betrachtungszeiträumen - Szenarien mit sehr utzungsoptionen für gleiche Bio- energieträger andererseits. Innerhalb des Energiesektors konkurrieren vor allem die Bereitstellung von n r en n gl. 02) und des Umweltbundesamtes (vgl. DLR/WI 2002) im Bereich der Bioenergienutzung aufweisen, werden zum Teil durch die aktuelleren Studien von Nitsch et al. 2004 und von Fritsche et al. 2004 gefüllt, die sich beide als Ausgangspunkt für weitergehende Analysen auf das Nachhaltig- genität ist schließlich auch auf der Ebene der Nutzungsoptionen und –technologien anzutreffen, die sich zudem auf Grund von zum Teil noch längst nicht ausgeschöpften technischen Entwicklungspo- tenzialen und sich wandelnder gesellschaftlicher Anforderungen zukünftig noch erheblich verändern können. Die für Biomasserohstoffe sehr breit gefächerten Nutzungsoptionen führen bei gleichzeitig – je nach geographischer Abgrenzung der Rohstoffbasis me unterschiedlichen Entwicklungspfaden für die Biomasse-Nutzungen denkbar sind, die sich zum Teil ergänzen können, zum großen Teil aber gegenseitig ausschließen. Diese Vielfalt möglicher Zukunfts- entwürfe zeigt sich darin, dass Biomasse-Stoffströme an zahlreichen Verzweigungspunkten jeweils alternativ in einerseits stoffliche und andererseits energetische Nutzungs-Pfade ausdifferenziert wer- den können. Gleichermaßen vielfältig sind aber die Optionen innerhalb des Energiesektors für die Herstellung von Bioenergietägern bei gleicher Biomasse-Basis einerseits und die N biogenen Brennstoffen und deren stationäre Nutzung für die (gekoppelte) Strom- und Wärmeerzeu- gung einerseits mit der Bereitstellung von Biokraftstoffen und deren Nutzung im Verkehrssektor ande- rerseits. Für energiewirtschaftliche Potenzialanalysen muss die grundsätzliche Unvereinbarkeit von konkurrierenden Nutzungen innerhalb des Energiesektors vorausgesetzt werden, da die verfügbaren Rohstoffe ungeteilt z.B. nicht gleichermaßen für den Antrieb von Kraftfahrzeugen und den Antrieb vo Verbrennungsmotoren zur gekoppelten Strom- und Wärmeerzeugung eingesetzt werden können. Durch die energiewirtschaftliche Nutzung von Brennstoffen werden diese letztlich in nicht mehr weite nutzbare Energieformen (Anergie) überführt, so dass eine Kreislaufführung, wie sie im Bereich der stofflichen Nutzung in bestimmten Grenzen durch Produktrecycling möglich ist, im Energiebereich von vornherein ausgeschlossen werden kann. Insgesamt gesehen hängt die Abschätzung der Biomasse- bzw. Bioenergie-Potenziale stark von ge- sellschaftlichen Entwicklungen und den jeweiligen politischen Rahmenbedingungen für die Entwick- lung der Wirtschaftssektoren ab, die als Rohstoffquelle für die Biomassebereitstellung in Frage kom- men. Aus diesem Grunde besteht eine enge Verflechtung zwischen der Energiewirtschaft bzw. Ener- giepolitik auf der einen Seite und den übrigen Wirtschaftssektoren (einschließlich der Entsorgungs- wirtschaft) und sektoralen Politikfeldern auf der anderen Seite. Die meisten Energieszenarien blend jedoch den Aspekt der stofflichen Nutzung und die gegenseitigen Abhängigkeiten zwischen stoffliche und energetischen Nutzungskonzepten bzw. die Wechselwirkungen, die sich aus politischen Vorga- ben in unterschiedlichen Politikfeldern ergeben können, aus. Die Lücken in der Energie-Szenarien-Darstellung, die die Publikationen der Enquete-Kommission (v Enquete 20 Seite 120 r- d Forstwirtschaft andererseits beschrieben. Zudem werden technologische Entwick- r gemacht werden kann (vgl. Fritsche et al. 2004). Dieser Vorrang der stoffli- R ereits im Jahre 2002 veröffentlichten Szenarien waren. Daten zu einigen als zukunftsweisend angesehenen Umwandlungs-Technologien werden jedoch n s e Abwärme vielfältige Mög- t keitsszenario beziehen, das von DLR und Wuppertal im Auftrag des Umweltbundesamtes erstellt wo den ist (vgl. DLR/WI 2002). In diesen Studien werden anhand aktueller Daten Technologien der Biomasse-Stromerzeugung und Biomasse-Brennstoff-Potenziale sowie Potenziale für die Stromerzeugung auf Basis von Bioenergie- trägern in ihrer Abhängigkeit von Rahmenbedingungen im Bereich der Abfallwirtschaft einerseits und der Land- un lungstendenzen im Bereich der Biomasse-Stromerzeugung für den Zeitraum bis 2050 (Nitsch et al. 2004) und Perspektiven der Effizienzsteigerung bei der Gewinnung und stofflichen Umwandlung von Biomasse zur Bereitstellung von Biomasse-Brennstoffen für den Zeithorizont bis 2030 abgeschätzt (Fritsche et al. 2004). Die neueren Potenzial-Untersuchungen gehen grundsätzlich von einem Vorrang für die stoffliche vor der energetischen Biomasse-Nutzung aus, da die stofflich genutzte Biomasse nach Abschluss der stofflichen Nutzungsphase i.d.R. wiederum als biogene Reststoffe bzw. Abfälle für eine energetische Folgenutzung verfügba chen Nutzung gilt gleichermaßen für Anbau-Biomasse (Energiepflanzen) wie für Reststoffe und Ab- fälle, so dass die energetische Nutzung immer das letzte Glied der Kette darstellt. Beide Studien kommen in ihren Abschätzungen der nutzbaren Biomasse-Potenziale bzw. Bioenergie- träger-Potenziale zum Teil zu deutlichen Korrekturen im Vergleich zu früheren Untersuchungen (vgl. z.B. Kaltschmitt/Wiese 1993). Auf der Basis der korrigierten Potenzialberechnungen und der Techno- logieanalysen stellen sie zusätzlich ausgehend vom UBA-Nachhaltigkeitsszenario neue Szenarien vor, und zwar einerseits speziell für den Bereich der energetischen Biomasse-Nutzung bezogen auf den Zeitraum bis 2030 (vgl. Fritsche et al. 2004) und andererseits für den gesamten Energiesektor mit Zeithorizont bis 2050 (vgl. Nitsch et al. 2004). Im Rahmen der vorliegenden Arbeit werden für die Ausdifferenzierung der beiden Szenarien des IE und des UBA, die hier als Gegenstand der Analysen dienen, trotzdem ältere Potenzialdaten genutzt, da diese auch Basis für die Erstellung der b hauptsächlich anhand der o.g. neueren Studien zusammengestellt und anhand von weiteren Litera- turdaten zum technischen Entwicklungspotenzial der Stromerzeugung auf der Basis von Bioenergie- trägern ergänzt. 4.5.1 Überblick über das technische Gesamt-System der Verstromung vo biogenen Brennstoffen Bioenergieträger sind für Energieversorgungssysteme, die sich weitgehend auf regenerative Energien stützen, gerade aufgrund ihrer stofflichen Energieträger-Eigenschaft von erheblicher Bedeutung. Die liegt zum einen daran, dass durch die mit der Stromerzeugung entstehend lichkeiten der gekoppelten Energienutzung bestehen (Dampf, Wärme, Kälte), die nicht nur für die Siedlungs- und Gebäudewärmeversorgung interessant sind sondern - je nach Kraftwerkstechnologie bzw. Temperaturniveau - grundsätzlich auch für den industriellen Bedarf eingesetzt werden können, der aufgrund der hohen Anforderungen (z.B. hinsichtlich des Temperaturniveaus) aus heutiger Sich Seite 121 durch (nicht brennstoff-basierte) regenerative Energieströme kaum oder nur mit viel höherem Aufwand gedeckt werden könnte. Die Kraft-Wärme-Kopplung wird – soweit die ebenfalls sehr energieeffiziente i- en Wärmeauskopplung im Einzelfall - je nach Auslegung und Betriebsweise das Jahr 2050 in - zeugung h/a GW TWh h/a Mitverbrennung von Biomasse in Kohle-Kraftwerken nur als Übergangstechnologie betrachtet wird – in der energiepolitischen Diskussion allgemein als Voraussetzung für eine effiziente und emissions- arme Biomasse-Nutzung gesehen (vgl. z.B. Nitsch et al. 2004). Biomasse-Kraftwerke können zudem aufgrund der weitgehenden Steuerungsfähigkeit ihrer elektr schen Leistungsabgabe ebenso wie z.B. Wasserkraftwerke Dargebotsschwankungen der Stromer- zeugung aus der Wind- und Solarenergienutzung ausgleichen und den Netzbetrieb stabilisieren. Zwar können sich bei Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen diesbezüglich aufgrund der betrieblichen Anforde- rungen einer zusätzlich der jeweiligen Anlagen - auch Einschränkungen ergeben. Grundsätzlich ist aber die Bedeutung einer Stromerzeugung auf Basis biogener Brennstoffe für regenerative Energieszenarien höher, als der vergleichsweise geringe mengenmäßige Deckungsbeitrag an der Gesamtstromerzeugung, wie er in den meisten Regenerativ-Energieszenarien ausgewiesen ist, vermuten lässt. Im UBA-NH-Szenario und im RRO-2-Szenario des IER sind Netto-Kapazitäten zur Biomasse- Stromerzeugung für das Jahr 2030 in einer Bandbreite von 5,7 bis 10,3 GW und für einer Bandbreite von 7,5 bis 12,5 GW (inkl. Müll-(Heiz)-Kraftwerken) vorgesehen (vgl. Tabelle 55). Tabelle 55: Netto - Leistu ng und Stro merzeu gung in Biomasse-Kraft werken in den Reg e n e ra tiv - Szenarien der Enquete-Kommission und des UBA für die Jahre 2 030 u nd 2050 elektrische Netto- Leistung Netto- Stromer- zeugung Volllast- stunden elektrische Netto- Netto- Stromer- Volllast- stunden GW TWh 20 30 2050 Leistung I E R RRO 2 10,3 53 5.149 12,5 59,0 4.722 UBA NH 5,7 30 5.268 7,5 35,5 4.749 Quelle: IER 2002, DLR/WI 2002 Im Gegensatz zum heute noch sehr geringen Deckungsbeitrag der Biomasse an der Stromversorg der Bundesrepublik Deutschland liegt der Anteil der Netto-Stromerzeugung aus biogenen Brennstof- fen (inkl. Stromerzeugung aus Mischabfällen) an der gesamten Netto-Stromerzeugung (inkl. Import von Strom aus reg ung enerativen Energien) in den beiden Szenarien im Bereich von 7,5 bzw. 10,5 % und entspricht damit etwa dem heutigen Deckungsbeitrag der gesamten regenerativen Stromerzeugung Strom Kraftwerks-K erhalb Deutschlands im Jahre 2050 installierten Netto- r an der nachfrage. Der Anteil der mit biogenen Brennstoffen bzw. mit Mischabfall befeuerten apazitäten an der gesamten inn Leistung beträgt in den Regenerativ-Energie-Szenarien zwischen 5 und 6 %. 4.5.1.1 Stand der Stromerzeugung aus Bioenergieträgern in der Bundes- republik Deutschland Zurzeit werden Biomasse-Rohstoffe in der Bundesrepublik Deutschland immer noch hauptsächlich zu Wärmeerzeugung in kleinen dezentralen Feuerstätten und nur in geringem Umfang zur Stromerzeu- gung eingesetzt. Erst durch die vor einigen Jahren begonnene gezielte staatliche Förderung konnte Seite 122 it ie Biomasse-Kraftwerkskapazitäten r el el el Wel; s- Die Mitverbrennung von festen Biomasse-Brennstoffen in Braun- oder Steinkohle-Kraftwerken spielt er Auf Basis von D raft-Prozessen werden derzeit in der Bundesrepublik Deutschland insgesamt 80 Kraftwerke und Heizkraftwerke unter Einsatz von festen Biomasse-Brennstoffen betrieben. Die durch- schnittliche Anlagenkapazität innerhalb dieser Anlagenkategorie liegt bei etwa 5 MWel (vgl. Tabelle 56). Gestützt auf die Förderung durch das Erneuerbare-Energien-Gesetz in Verbindung mit der Bio- masse-Verordnung steigt aktuell die Zahl der neu gebauten Anlagen. Im Bereich der Biomasse-Fest- brennstoff-Verstromung ist eine Tendenz zur Errichtung größerer Anlagen bis hin zu einer Obergrenze Dabei ist zu beachten, dass die Beschränkung der Anlagenleistung - Wel nergiepflanzen werden entate einge - is Deutschland vo ändern einige größere zentrale landwirtschaftliche Bio- sich im kleinen Maßstab eine Biomasse-Stromversorgung etablieren. Die aktuelle kumulierte elektri- sche Anlagenleistung der Stromerzeuger, die auf der Basis von biogenen Brennstoffen betrieben wer- den, beträgt etwa 880 MWel. In den mit biogenen Brennstoffen befeuerten Kraftwerken werden jährlich insgesamt etwa 5 TWh Strom erzeugt. Außerdem ist eine Leistung von insgesamt ca. 1 GW in zurze bundesweit etwa 60 Müllverbrennungsanlagen installiert. Sollen d im Sinne der Klimaschutz-Szenarien ausgebaut werden, wären bis 2050 Stromerzeuger mit einer Leistung von etwa 5 bis 10 GW zusätzlich zu installieren, wenn unterstellt wird, dass die heutigen Müllverbrennungskapazitäten bis zum Jahre 2050 in ihrer Größenordnung weitgehend unverändert bleiben. Im aktuellen Kraftwerksbestand der Bundesrepublik Deutschland können zwei Haupttechnologie-Li- nien zur Biomasse-Stromerzeugung identifiziert werden: • klassische Dampferzeugung auf Basis von holzartigen Festbrennstoffen mit anschließende Entspannung in Dampfturbinen in einem Leistungsbereich von etwa 200 kW bis zu 20 MW und in Dampfmotoren in einem Leistungsbereich von 100 kW bis 2 M • Erzeugung von Biogasen und deren Einsatz in Verbrennungsmotoranlagen in einem Lei tungsbereich von 50 kWel bis zu 8 MWel. demgegenüb eine noch vergleichsweise bescheidene Rolle (vgl. Rentz et al. 2002). ampfk von zurzeit 20 MWel zu erkennen. bei Biomasse-Stromerzeugern nicht auf technische Grenzen sondern ausschließlich auf die aktuellen Förderkonditionen zurückzuführen ist. Beispiele für biomasse-befeuerte Anlagen größerer Leistung finden sich im europäischen Ausland (vgl. Berger et al. 2003). Das zurzeit weltweit größte Biomasse Kraftwerk wird mit einer elektrischen Leistung in Höhe von 240 MW in Pietarsaari, Finnland betrieben (vgl. Tekes 2002). Biogas wird in kleinen Motorheizkraftwerken in einem Leistungsspektrum von 50 kWel bis etwa 8 M verstromt, wobei in der Hauptsache tierische Exkremente (Gülle und Festmist) zur Biogaserzeugung genutzt werden. Biogene Abfälle, Grasschnitt und neuerdings auch vermehrt E als Koferm setzt (vgl. Scheuermann et al. 2003 und Tabelle 56). Zusätzlich zu den dezen tralen und me t eher kleinen landwirtschaftlichen Biogasanlagen werden in der Bundesrepublik r allem in den neuen Bundesl gas-Gemeinschaftsanlagen und insgesamt 44 Bioabfallvergärungsanlagen im Einflussbereich der Entsorgungswirtschaft betrieben (Stand: 2002, vgl. Leible et al. 2003). Zusätzlich werden vereinzelt auch Großanlagen für die industrielle Abwasserentsorgung eingesetzt. Die zurzeit größte deutsche Seite 123 Anlage dieser Kategorie dient der Abwasservergärung einer Kartoffelstärkefabrik in der Lüneburger Heide. Diese BHKW-Anlage liegt gemessen an der installierten elektrischen Leistung mit einer Ge- samtkapazität in Höhe von 4 mal 2,1 MWel an der Spitze der zurzeit in der Bundesrepublik Deutsch- land betriebenen Biogas-Stromerzeuger (vgl. Müller 2002). Tabelle 56: mit biogenen Brenn s toffen befe uer te Stromerzeu ger in der Bundesr epubl ik Deu tschla nd – Stand: En de 2002 A n l a g e n - An z a h l k u m u l i e rte el e k tri sch e mi ttl e re A n l a g e n - Jah re s- Str ome r- mi ttl ere A u sl ast u n g L e i s tun g ka p a zi tä t z e u g u n g 109 1,1 6.000 Deponie- und Klärgas*) 300 1,9 6.370 *) Sta TWh/a S m MW kW/Anlage h/a feste Biomasse-Brennstoffe 80 380 4.750 1,7 4.474 Biogas 1.700 185 974 292 nd: 2001 um e 2.754 857 311 4,7 5.449 Quelle: Auch Depo la- gen - mit eine el tungsbereich betrieben. t- u n d O R C - in - r- in, dass vor allem kleine Leistungsbereiche bis zu wenigen MWel abgedeckt wer- d al. Scheuermann et al. 2003; Nitsch et al. 2004; Schlomann et al. 2004 nie- und Klärgasanlagen werden – etwa vergleichbar mit landwirtschaftlichen Biogasan r durchschnittlichen Kapazität von 300 kW vorwiegend im unteren elektrischen Leis- 4 . 5 . 1 . 2 Verfeuerung f e s te r B i om a s s e - B re n n s tof f e i n D a m p f k ra f Anlagen Bisher sind im Bereich der Verstromung fester Biomasse-Brennstoffe vor allem Dampfturbinen-Heiz- kraftwerke und Dampfmotoren im Einsatz. Von allen Verfahren, die für eine Biomasse-Verstromung Frage kommen, sind Dampfkraftprozesse im Allgemeinen und Dampturbinen-Kraftwerke im Besonde ren technisch am weitesten entwickelt (vgl. Heinrich/Jahraus 2000). Diese Anlagen werden mit Bio- masse-Festbrennstoffen befeuert und zeichnen sich durch einen zuverlässigen und wartungsarmen Betrieb aus. Allerdings wurden bisher kaum Anstrengungen unternommen, diese Technologie speziell für den Biomasse-Einsatz zu optimieren (Scheuermann et al. 2003). Aufgrund brennstoff-bedingt nied- rigerer Dampfparameter (Druck und Temperatur) sind verglichen mit fossil befeuerten Dampfkraftwe ken nur deutlich geringere Wirkungsgrade erreichbar. Der Vorteil von Dampfmotoren liegt gegenüber Dampfturbinen-Anlagen in dem einfacheren apparativen Aufbau und den dadurch geringeren Investi- tionskosten und dar den können. Die Vorteile von ORC-Anlagen liegen in der Robustheit (hohe Lebensdauer und niedrige Instandhal- tungskosten), dem sehr guten Teillastverhalten und in der Möglichkeit einer unbemannten vollautoma- tischen Betriebsweise. ORC-Anlagen können elektrische Leistungen von bis zu 1 MWel abdecken (vgl. Hammerschmidt 2002). Bei den Heizkraftwerken und Kraftwerken, die in der Bundesrepublik Deutschland bis Ende 2002 auf der Basis fester Biomasse-Brennstoffe betrieben wurden, betrug der durchschnittliche Wirkungsgra 16 %. Die Spannbreite lag zwischen 7 % bei Kraftwerken mit einer elektrischen Leistung von bis zu 0,5 MW bis hin zu 21 % bei Anlagen mit mehr als 5 MW elektrischer Leistung (vgl. Scheuermann et Seite 124 i- höhere elektrische Gesamtwirkungs- e v i Anlagen mit Wi llerdings erst in einem Leistungsbereich von mehr als 20 MWel wirtschaftlich sind (vgl. Berger et al. 2003). Für die Entwicklung der technischen Effizienz durchschnittlicher Dampfturbinen-Anlagen wird erwartet, dass mittel- bis langfristig eine Steigerung des elektrischen Wirkungsgrads von heute etwa 14 % auf 19 % bei kleinen Heizkraftwerken bzw. auf 32 % bei Kraftwerken mit einer Leistung von 20 MWel mög- lich ist (vgl. Nitsch et al. 2004). Für Gegendruck-Heizkraftwerke in der Leistungsklasse 10 MWel liegen Schätzungen vor, die ausgehend von einem elektrischen Wirkungsgrad in Höhe von heute 21 % mit einer Steigerung auf 24 % für den Zeitraum bis 2030 rechnen (vgl. Fahl 2004). ORC- und Dampfmo- Höhe von 15 bzw. 17 % e i ner biogene n Festb renn s toff-Feu eru ng ftwerk 0,8 MWel 12 80 17 83 2000 2030 2050 k.A. 2003). Generell stößt die Dampfturbinen-Technik im kleinen Leistungsbereich an wirtschaftlich-techn sche Grenzen. Erst für Anlagen mit größeren Leistungen etwa ab 20 MW kann bei der Nutzung fort- schrittlicher Feuerungstechnik (z.B. Wirbelschichtfeuerung) ein elektrischer Wirkungsgrad von bis zu 30 % realisiert werden (vgl. Scheuermann et al. 2003). Noch grade in Höh on bis zu 36 % brutto sind im Kondensationsbetrieb (ohne Wärmeauskopplung) be rbelschichtfeuerung realisierbar, die a tor-Heizkraftwerke könnten bis zum Jahre 2030 elektrische Wirkungsgrade in erreichen (vgl. Tabelle 57). Tabelle 57: Ent wi cklun g s persp e ktiv e n für Da mp fturbinen- Hei z kraft wer ke und -kr a ft we rk e a u f B a s i s ηel ηges ηel ηges ηel ηges otor-HeizkraHolz-Dampfm Holz-ORC-Heizkraftwerk 0,8 MWel 11 81 15 84 Holz-Dampfturbinen-Heizkraftwerk 1,0 MWel 14 81 19 84 19 84 Holz-Dampfturbinen-Heizkraftwerk 5,0 MWel 14 81 19 84 19 84 Holz-Dampfturbinen-Heizkraftwerk 11,5 MWel 21 85 24 89 Holz-Dampfturbinen-Kraftwerk 20,0 MWel 27 32 32 k.A. k.A. s zu 38 % (Stand: 2000; vgl. ASUE 2001). Quelle: Nitsch et al. 2004; Fahl 2004, UBA 2004 4.5.1.3 Stromerzeugung mit Biogas-BHKW Biogas-Motorheizkraftwerke sind bereits heute Stand der Technik und am Markt in einem Leistungs- bereich von 5 kWel bis hin zu 8 MWel verfügbar, wobei Großanlagen oft als Mehr-Modul-Systeme aus- geführt sind. Biogas-BHKW-Module erreichen Herstellerangaben entsprechend vergleichsweise hohe elektrische Wirkungsgrade auch bei kleinen Leistungseinheiten von bereits über 25 % und bei großen Leistungen in Höhe von bi Obwohl die Motorentechnik bereits ein hohes technisches Niveau erreicht hat, bestehen weitere Po- tenziale zur Effizienzsteigerung. Für aktuelle Szenarien-Rechnungen werden elektrische Wirkungs- grade in Höhe von bis zu 37 % für kleine und von bis zu 42 % für große Anlagen angenommen (vgl. Tabelle 58). Seite 125 Tabelle 58 : Ent wi cklun g s persp e k tiv e n für Bioga s - Motor h eizk raft we rke ηel ηges ηel ηges ηel ηges Biogas-Motorheizkraftwerk 25 kWel 30 82 37 85 37 85 Biogas-Motorheizkraftwerk 100 kWel 31 85 37 86 37 86 Biogas-Motorheizkraftwerk 500 kWel 36 88 38 89 38 89 Biogas-Motorheizkraftwerk 1.000 kWel 37 86 42 2000 2030 2050 84 k.A. bt (vgl. Scheffer 2001). 4.5.1.4 y ntheseg as Gestützt durch staatliche Anreize werden im Bereich von Industrie und Wissenschaft Anstrengungen unternommen, Systemtechnologien für die Verstromung von biogenen Brennstoffen zu entwickeln, die bereits in kleinen Leistungsbereichen bei hohen Stromkennzahlen und unter Einbeziehung der Brenn- stoffbereitstellung eine hohe Gesamt-Effizienz erreichen, flexible Einsatzmöglichkeiten versprechen und günstigere Stromgestehungskosten erwarten lassen. Als besonders zukunftsweisend wird die Vergasung von holz- oder auch von halmgutartigen Biomasse-Rohstoffen angesehen, da das bei die- sem Verfahren gewinnbare Produktgas ebenso wie Biogas in Motorheizkraftwerken kleiner Leistung tzt werden kann. Bei gleicher elektrischer Leistung übersteigt die Stromkennzahl von Motorheizkraftwerken diejenige von Dampfkraftanlagen um den n für Holzgas-Verbrennungs- ndert MWel im Falle von GuD- r eagieren. Die Holzvergasung ist zwar eine altbekannte Technologie, wurde jedoch bislang noch nicht im groß- technischen Maßstab eingesetzt und hat in Bezug auf Teerabscheidung und im Hinblick auf gefor- derte Reinheit des Produktgases noch mit Entwicklungsproblemen zu kämpfen. Mit einer breiteren Markteinführung von Biomasse- Vergasern in Kombination mit verschiedenen Stromerzeugungstech- Quelle: Nitsch et al. 2004; ASUE 2001; UBA 2004 Aufgrund der hohen Umwandlungswirkungsgrade bei der Stromerzeugung ist die Biogasverstromung durchaus energiewirtschaftlich attraktiv. Allerdings erfordert der Vergärungsprozess einen hohen Ei- genenergiebedarf für den Betrieb von Pumpen und Rührwerken einerseits und für die Beheizung des Gärreaktors bzw. die Hygienisierung der Gärreste andererseits, so dass die Gesamteffizienz der Strombereitstellung eines Systems aus Biogasanlage und Motorheizkraftwerk unter Umständen deut- lich geringer ist, als die hohen elektrischen Wirkungsgrade der Biogas-Motoren zunächst vermuten lassen. Zu beachten ist außerdem, dass bei heute üblichen Gärverfahren etwa 30 % der Biomasse unvergoren im Gärrückstand verblei S trom e rz e u g u n g a u f B a s i s v on b i og e n e m S bei hoher Gesamt-Brennstoffausnutzung eingese Faktor 1,5 bis 2,3 (vgl. Ising et al. 2002). Die Entwicklungsperspektive motoren sind denen für Biogas-Motoren vergleichbar (vgl. Tabelle 58). Zusätzlich besteht die Option, nach vorgeschalteter Gasaufbereitung auch Gasturbinen-Kraftwerke mit nachgeschaltetem Abhitzekessel oder auch Brennstoffzellen mit Holzgas zu betreiben. Damit ergeben sich vielfältige Einsatzmöglichkeiten für diesen Brennstoff bei einem extrem breiten Spektrum an An- lagengrößen von 100 kWel bei Holzgas-BHKW bis hin zu mehreren hu Kraftwerken. Damit ist es außerdem technisch möglich, im Kraft-Wärme-Kopplungsbetrieb auf jeden beliebigen Bedarfsfall auch im Bereich der Wärmeversorgung sowohl im Niedertemperaturbereich fü Wohn- und Gewerberaumheizung als auch im Bereich der Prozessdampfversorgung für den Indust- riesektor zu r Seite 126 rbr den Zeitraum ab 2010 gerechnet. Insbesondere beim Einsatz in GuD-Kraftwerken und Brennstoffzellen werden hohe elektrische Nutzungsgrade erwartet. Die Stromkennzahlen liegen noch deutlich höher als bei motori- schen Anlagen (vgl. Tabelle 59 und Tabelle 60), was sich zukünftig vor allem für den Einsatz im Nie- dertemperatur-Wärme-Bereich vorteilhaft auswirkt. Aus Biomasse-Heizkraftwerken ausgekoppelte Niedertemperatur-Wärme kann ausgehend von einer wirtschaftlichen Mindestgröße der Anlagen sinn- den. In Zukunft werden sich jedoch die Bedingun- gen für die Nah- und Fernwärmeversorgung tendenziell eher verschlechtern, da durch den verbes- s-GuD nologien (Ve ennungsmotoren, Gasturbinen und Brennstoffzellen) wird erst für voll nur über Nah- und Fernwärmenetze verteilt wer serten baulichen Wärmeschutz und möglicherweise auch aufgrund demographischer Entwicklungen die Nachfragedichte im Bereich der Gebäudewärme voraussichtlich zurückgehen wird. Unter diesen Umständen kann eine hohe Stromkennzahl zu einer Verbesserung der Wirtschaftlichkeit von KWK- Anlagen beitragen. Tabelle 59 : Ent wi cklun g s persp e k tiv e n für Gu D-(Heiz-)Kr a ft we rke auf Basis v on Holzgas ηel ηges ηel 2010 2030 2050 ηges ηel ηges Holzgas-GuD-HKW 7 MWel 42 92 44 92 44 92 Holzga -HKW 50 MWel 43 91 45 90 216 MW k.A. Holzgas-GuD-KW el 54 59 k.A. Quelle: Nitsch et al. 2004, UBA 2004 Tabelle 60: Ent wi cklun g s persp e ktiv e n für Hol z gas-Brenn s toffzellen MWel ηel ηges ηel ηges Holzgas-MCFC 0,3 50 80 52 78 Holzgas-SOFC 0,3 54 81 55 78 2020 2030 Quelle: UBA 2004 4 . 5 . 1 . 5 Gesamt- S trom-Bereitstellungs e f f i z i e n z u n d B i o- E n e rg i e trä g e r- A wa nd für die Stromerzeugung in de n R e g e n e ra ti v - E n e rg i e - S z e n a - rien u f - darüber hinaus auch Technologieprognosen zur Entwicklung der gesamten - Der Brennstoff- und Rohstoffaufwand zur Stromerzeugung hängt einerseits vom Bioenergie-Brenn- stoff-Mix und andererseits von der technischen Gesamteffizienz der Strombereitstellung ab. Die Ge- samteffizienz der Stromerzeugung wiederum variiert sehr stark in Abhängigkeit von der jeweiligen Anlagenkapazität und von der jeweils gewählten Kombination aus Bioenergiebereitstellungs- und Kraftwerkstechnologie. Zur Erstellung eines Mengengerüstes für die Biomasse-Rohstoffe und die Bio- energieträger, die zur Stromerzeugung in den ausgewählten Regenerativ-Energie-Szenarien im Ziel- jahr 2050 eingesetzt werden, werden daher nicht nur Prognosedaten zur technologischen Entwicklung der Kraftwerke sondern Prozesskette zur Stromerzeugung auf der Basis von Bioenergieträgern benötigt. Hinweise zum prog nostizierten künftigen Brennstoffmix sind teilweise in den Szenarien-Dokumentationen enthalten. Prognosedaten zur Technologieentwicklung liefern die Studien von Nitsch et al. 2004 und von Fritsche et al. 2004 sowie die Technologie-Datenbank des Umweltbundesamtes (vgl. UBA 2004). Grob unter- Seite 127 schieden werden können Strombereitstellungsketten auf der Basis von Biogas einerseits und auf d Basis von festen Biomasse-Rohstoffen andererseits. Wie bereits erwähnt, muss auch für die stoffliche Umwandlung der Biomasse-Rohstoffe in Bioener- gieträger, die sich für die Stromerzeugung eignen, zum Teil elektrische Energie aufgewandt werden, die die Gesamteffizienz der Strombereitstellung beeinflusst. Außerdem entstehen vor allem bei der Verarbeitung fester Biomasse-Rohstoffe zusätzlich stoffliche Verluste, die den spezifischen Rohstoff- bedarf erhöhen und damit die Gesamt-Bereitstellungs-Effizienz des biogenen Stroms verringern. Bei Biogasanlagen hängt der Stromverbrauch für den Betrieb von Pumpen und Rührwerken im we- sentlichen vom eingesetzten Gärsubstrat und dem Volumen des Gärreaktors ab. Die Biogasproduk- tion benötigt Strom, der einem Anteil in Höhe von bis zu 9 % der in Biogas-BHKW bereitgestellten Strommenge entspri er cht. Je nach der gewählten Anlagen-Konfiguration aus BHKW-Leistung, Gärsub- strat-Mix und Größe der Biogasanlage soll der elektrische Nutzungsgrad der Gesamtanlage bei einem ktr n des Umweltbundesamtes zwischen 26 und 40 % betragen (vgl. Tabelle 61). Tabelle 61: Beispieldaten für die pro gnosti zi erte Technolo g ieent wi c klung: Bereitstellu ng v on Strom in Biogas - BHKW be zogen a u f Ne uanlag en im Jahr 2030 % % 300 m3 0,025 29 91 26,3 300 m3 0,05 34 92 31,4 0,1 37 93 34,4 1.500 m3 Nutzungsgrad des Kraftwerks und der Bereitstellung kette Strom Rinder-/Schweinegülle, Zuckerrüben-/Kartoffelblätter BHKW- Leistung Leistungsspe um zwischen 0,025 und 1 MWel bei Neuanlagen des Jahres 2030 nach Schätzunge s Biomasse-Rohstoff Gärbehälter- volumen ηel ηelBereitst ηelGesamt MWel % 300 m3 1.500 m3 0,2 37 95 35,1 Maissilage/Wintergerste 0,5 40 93 37,1 1.500 m3 Hühnerkot/Rindergülle/Zucker- rübenblätter 0,5 40 95 38,0 1.500 m3 Rinder-/Schweinegülle, Zuckerrüben-/Kartoffelblätter 1,0 42 95 40,1 zu- Quelle: UBA 2004 Eine noch wesentlich größere Bandbreite zeigen technische Optionen der Strombereitstellung auf der Basis holzartiger Biomasse. Dies gilt auch für die bezogen auf das Jahr 2030 prognostizierte Bereit- stellungseffizienz. Die bei vielen solcher Verstromungstechnologien vorgeschaltete Holz-Hackschnit- zel-Produktion erfordert keine elektrische Hilfsenergie, bringt jedoch stoffliche Verluste mit sich, die nach Schätzungen in UBA 2004 zukünftig zu einem Bereitstellungsnutzungsgrad in Höhe von 99 % führen werden. Wesentlich energieintensiver werden trotz technologischer Verbesserungen auch künftig im Vergleich dazu die verschiedenen Verfahren der Holzvergasung sein. Der Hilfsstrombedarf addiert sich, so die Prognosen zur Technologieentwicklung bezogen auf Neuanlagen im Jahre 2030, Seite 128 zu, dass z.B. ein GuD-Heizkraftwerk mit einem W Holzgas-GM-BHKW Holzgas (aZWS) *) 1,0 42 82 34,3 Holzgas-MCFC- BHKW Holzgas (Wirbel-schicht- Dampfvergaser) 0,3 52 70 36,4 Holzgas-GuD-HKW Holzgas (dZWS) **) 50 45 83 37,5 Holzgas-SOFC- BHKW Holzgas (Wirbel-schicht- Dampfvergaser) 0,3 56 72 40,1 *) aZWS = atmosphärisches Zirkuliernde-Wirbelschicht-Vergasersystem *) dZWS = druckaufgeladenes Zirkuliernde-Wirbelschicht-Vergasersystem mit den stofflichen Verlusten bei der mechanischen Holzaufbereitung zu Bereitstellungsnutzungraden in Höhe von 70 bis 83 % (vgl. UBA 2004). Dies führt da elektrischen Nutzungsgrad in Höhe von nur 45 % in der Gesamtbilanz einer holzgasbetriebenen Brennstoffzelle überlegen sein kann, obwohl für diese ein deutlich höherer elektrischer Nutzungsgrad prognostiziert wird (vgl. Tabelle 62). Tabelle 62: Beispieldaten für die pro gnosti zi erte Technolo g ieent wi c klung: Bereitstellu ng v on Strom in Kraft we rken auf Ba sis v on Bioene rgieträg ern au s festen Bio - masse -Ro h s toffen be zog e n auf Neua nlagen im Jahr 2030 ηel ηelBereitst ηelGesa Holz-Dampfmotor- HKW Holz-Hackschnitzel 0,8 17 99 16,8 Holz-ORC-HKW Holz-Hackschnitzel 0,8 15 99 14,8 Nutzungsgrad des Kraftwerks und der Bereitstellungskette StromKraftwerks- leistungBrennstoff/VergasertypKraftwerk mt MWel % % % Holz-DT-HK Holz-Hackschnitzel 11,5 24 99 23,8 Quelle: UBA 2004 Die oben dargestellten technischen Verfahren zur stofflichen Umwandlung und zur Stromerzeugung zeigen nur eine Auswahl aus der Gesamt-Palette denkbarer Möglichkeiten der Stromerzeugung auf Basis von Bioenergieträgern. Obwohl auch durchaus andere Optionen bestehen oder andere techni- sche Entwicklungen denkbar sind, lassen sich anhand dieser Daten Tendenzen aufzeigen und die Größenordnung des Biomasse-Bedarfs abschätzen, der sich für die in den Szenarien angenommene Stromerzeugung auf der Basis von Bioenergieträgern ergeben würde. rognose-Daten zur Bereitstellungs-Effizienz der Stromerzeugung wird im Folgen- - Auf der Basis der P den der Bedarf an festen Biomasse-Rohstoffen, an Biogasen und an Misch-Abfällen ermittelt, der für die Stromerzeugung im Jahr 2050 gemäß RRO-2-Szenario des IER bzw. gemäß UBA-NH-Szenario entstehen würde. Im Szenario RRO-2 des IER sollen im Jahr 2050 insgesamt 58,8 TWh Strom aus sogenannten „ande ren Brennstoffen“ erzeugt werden (vgl. Fahl 2004). Die Datenstruktur des Stromerzeugungsmix in Fahl 2004 sowie in IER 2002 legt nahe, dass die Kategorie „andere Brennstoffe“ im Wesentlichen Brennstoffe biogenen Ursprungs und Misch-Abfälle umfasst. Im Endbericht des IER für die Enquete- Kommission finden sich Daten, anhand derer dieser Brennstoff-Mix weiter aufgeschlüsselt werden Seite 129 kann. Demnach sollen 21,9 TWh Strom aus Biomasse-Reststoffen, 20,2 TWh aus Energiepflanzen und 6,5 TWh aus Biogasen erzeugt werden. Für die Stromerzeugung aus Misch-Abfällen in Kraft- Wärme-Kopplungs-Anlagen werden weitere 4,9 TWh Strom angegeben (vgl. IER 2002). Demnac verbleibt eine Rest-Stromerzeugung aus „anderen Brennstoffen“ in Höhe von 5,3 TWh, die anhand vorliegender Szenario-Daten nicht we h iter aufgeschlüsselt werden kann (vgl. Tabelle 63). R noch weniger d „an- dere Brennstoffe“ nicht nur biogene Brennstoffe und Misch-Abfälle zusammengefasst sondern zusätz- lich auch noch der geothermische Primärenergieeinsatz und der Wasserstoffbedarf für die Stromer- zeugung, so dass selbst eine Differenzierung der Brennstoffenergiemengen nach biogenen Brenn- stoffen und Misch-Abfällen einerseits und Wasserstoff bzw. Geothermie andererseits nur auf der Basis zusätzlicher Annahmen möglich ist. Die Gegenüberstellung der Nettostromerzeugung in Höhe von 224,3 TWh in der Rubrik „Andere Brennstoffe“ mit der Einsatzenergiemenge in Höhe von 2.120,7 PJ ergibt bezogen auf das Jahr 2050 im RRO-2-Szenario des IER einen durchschnittlichen Bereitstellungs-Nutzungsgrad in Höhe von 38 %. Wird angenommen, dass in der Szenariendokumentation für die Stromerzeugung aus Geo- thermie in Höhe von 41,3 TWh (vgl. IER 2002) nach dem Prinzip der Wirkungsgradmethode (vgl. A- GEB o.J.) ein rechnerischer Nutzungsgrad in Höhe von 100 % angesetzt worden ist, lässt sich für die verbleibende Stromerzeugung aus biogenen Brennstoffen, Mischabfällen und Wasserstoff in Höhe von insgesamt 183 TWh (vgl. Fahl 2004) ein durchschnittlicher Nutzungsgrad in Höhe von nur noch 33,4 % ermitteln. Wird weiter angenommen, dass in den IER-Szenarien für die Wasserstoff-Stromer- zeugung in Höhe von 124,2 TWh (vgl. Fahl 2004) ein durchschnittlicher elektrischer Nutzungsgrad für das Jahr 2050 in Höhe von (nur) 50 % angesetzt wurde, ergibt sich aus den Brennstoffenergiedaten in Daten zur Stromerzeugung aus „anderen Brennstoffen“ für die verbleibende Bio- masse- und Misch-Abfall-Verstromung ein Nutzungsgrad in Höhe von durchschnittlich weniger als stliche Stromerzeugung auf der Basis von Bioenergieträgern und „anderen Brennstoffen“ ein durchschnittlicher Nutzungsgrad in -Energiepflanzen und „anderen Brennstoffen“ pauschal ein Nutzungsgrad in In Die Brennstoffenergie, die zur Stromerzeugung im Jahre 2050 aufgewandt werden muss, ist vom IE etailliert dokumentiert als der Stromerzeugungsmix. Hier werden in der Kategorie Verbindung mit den 20 % (vgl. Tabelle 63). Der Brennstoffenergieeinsatz für die Stromerzeugung aus Misch-Abfällen in Kraft-Wärme-Kopplungs- anlagen wird im Endbericht des IER für die Enquete-Kommission bezogen auf das RRO-2-Szenario im Jahre 2050 mit 150,4 PJ angegeben. Daraus ergibt sich ein durchschnittlicher Nutzungsgrad der Stromerzeugung in Höhe von 11,7 %. Dies bedeutet, dass die für die re Höhe von 20,7 % anzusetzen ist. Dieser Wert ist für die Stromerzeugung aus Biogasen, für die aus heutiger Sicht hauptsächlich Verbrennungsmotoren und längerfristig möglicherweise auch Gasturbi- nen oder Brennstoffzellen in Frage kommen, zu niedrig. Wird für den Brennstoffmix aus Biomasse- Reststoffen, Biomasse Höhe von 20 % angenommen, verbleibt für die Stromerzeugung aus Biogasen ein Nutzungsgrad in Höhe von 31,5 %, wenn der in Tabelle 63 dargestellte Stromerzeugungsmix zugrunde gelegt wird. Anlehnung an die oben dargelegten Prognosen zur Technologieentwicklung (vgl. Tabelle 61) lässt sich daraus der Schluss ziehen, dass im Szenario RRO-2 zur Verstromung von Biogasen vor allem BHKW kleiner Leistung im Bereich von bis zu 50 kWel zum Einsatz kommen, wie sie heute bevorzugt Seite 130 rö- - e ene Abfall- er en die Biomasse-Verstromung dominieren. Auch hier werden zu d e s 0 5 Brennstoffe 12,5 58,8 4.706 19,6 1.078 in landwirtschaftlichen Betrieben eingesetzt werden. Neue Technologien wie z.B. die Brennstoffzelle finden zur Biogasverstromung keine Anwendung. Auch der heute zu beobachtende Trend hin zu g ßeren Biogasanlagen setzt sich nicht fort. Außerdem wird deutlich, dass sich der Einsatz von Misch Abfällen zur Stromerzeugung gegenüber heute deutlich verstärkt, was darauf schließen läßt, dass di aktuell durch die Biomasse-Verordnung unterstützten abfallwirtschaftlichen Konzepte, biog fraktionen zu separieren, um sie zu vergären, im RRO-2-Szenario des IER zukünftig eher eine unter- geordnete Rolle spielen und verstärkt durch die Verbrennung von Misch-Abfällen in Müll-Heizkraftwer- ken ersetzt werden sollen. Auch im Hinblick auf die Verstromung von holz- oder halmgutartigen Biomasse-Rohstoffen können sich im RRO-2-Szenario neuere technische Entwicklungen offenbar am Markt nicht durchsetzen. D durchschnittliche Nutzungsgrad in Höhe von 20 % lässt den Schluss zu, dass vor allem Dampfkraft- anlagen auf Basis von Holzbrennstoff eher kleine Anlagen im Bereich von weniger als 1 MWel im Falle von Dampfmotoren oder von bis 10 MWel im Falle von Dampfturbinen-Heizkraftwerken zum Einsatz kommen (vgl. Tabelle 62). Tabelle 63: Basis-Annah m en zur Stru ktur der Stro merzeu gung , des Kraft werksp arks u n des Bioener g ieträg er-Ei n sat zes für die Stromer z eugung im RRO - 2-S z en ar i o d IER für das J a hr 205 0 Kraftwerks- Leistung Jahres- Strom- erzeugung durch- schnitt- liche Aus- lastung durch- schnittlicher Bereit- stellungs- nutzungs- grad Brennsto einsatz- energie GWel TWhel h/a % PJ Biomasse-Reststoffe 4,4 21,9 5.000 20,0 394 Biomasse-Energiepflanzen 4,0 20,2 5.000 20,0 364 Biogase 1,3 6,5 5.000 31,5 74 Misch-Abfälle 1,6 4,9 3.000 11,7 15 Andere Brennstoffe 1,1 5,3 4.645 20,0 9 Bioenergie/Müll/Andere ff- - Quelle: IER 2002, UBA 2004, eigene Annahmen und Berechnungen Für das UBA-NH-Szenario fehlen Angaben zu den zur Stromerzeugung eingesetzten Bioenergie- Brennstoffmengen. Ebenso lässt die Szenario-Dokumentation keine Rückschlüsse auf die Art der zur Verstromung eingesetzten Bioenergieträger zu. Dagegen finden sich in der Dokumentation zum RRO Szenario des Wuppertal-Instituts (vgl. WI 2002) Daten zur Aufteilung der erzeugten Strommengen nach festen Biomasse-Brennstoffen, Biogasen sowie nach Misch-Abfall als Ausgangsbrennstoff. Da die Daten zur Gesamt-Stromerzeugung sowie zur Gesamt-Kraftwerksleistung aus Bioenergie beim RRO-Szenario des Wuppertal Instituts in einer vergleichbaren Größenordnung wie beim UBA-NH- Szenario liegen, wird im Rahmen der vorliegenden Arbeit der Brennstoffmix vom RRO-Szenario des Wuppertal-Instituts auf das UBA-NH-Szenario übertragen, um auf diese Weise ein Mengengerüst für die Bereitstellung und den Einsatz von Biomasse bzw. von Bioenergieträgern zu schaffen. In den Dokumentationen zu dem RRO-Szenario des Wuppertal-Instituts sind die Brennstoffenergie- mengen mit Wärmegutschriften für den jeweiligen Anteil der Strommengen verrechnet worden, der in Kraft-Wärme-Kopplung erzeugt wird. Dadurch sind die angegebenen Brennstoffmengen nicht mit den Seite 131 anderen Brennstoffmengendaten vergleichbar. Da auch für das RRO-Szenario des Wuppertal-Institut keine näheren Szenario-Daten zum Technologiemix bzw. zu den durchschnittlichen elektrischen Um- wandlungsnutzungsgraden der Kraftwerke vorliegen, werden diese Datenlücken im Rahmen der vor- liegenden Arbeit durch Literaturdaten zur Technologieentwicklung der Bioenergie-Verstromung (vgl. UBA 2004) ergänzt. In Tabelle 64 sind die so ermittelten Annahmen und Eckdaten für die Interpretation der Bioenergie- Stromerzeugung im UBA-NH-Szenario bezogen auf das Zieljahr 2050 dargestellt. In Anlehnung an das RRO-Szenario des Wu s ppertal-Instituts dominieren Brennstoffe, die auf Basis von festen Bio- u- f- tt- h- üll lag, übernomme Die Berechnungen ergeben einen durchschnittlichen Bereitstellungsnutzungsgrad für den Stromer- zeugungsmix aus biogenen Brennstoffen und Misch-Abfällen in Höhe von 28,6 %. Ohne Berücksichti- gung der Müllverbrennung beträgt der Nutzungsgrad für biogene Brennstoffe 31 %. Dieser Wert rep- räsentiert eine Mischung aus fortschrittlichen Technologien auf der Basis von Synthesegas und eher konventionellen Kraftwerken (z.B. Biogas-Motorheizkraftwerke und Dampfkraftanlagen). Die Menge in Müllverbrennungsanlagen verstromten Misch-Abfälle ist gegenüber der heutigen Menge deutlich re- duziert (vgl. Tabelle 64). Tabelle 64: Basis-Annah m en zur Stru ktur der Stro merzeu gung , des Kraft werksp arks u nd des Bioener g ieträg er-Ei n satzes für di e Stromer z eugung im UBA-NH-Szen ario für das J a hr 2050 masse-Rohstoffen gewonnen werden, mit einem Anteil in Höhe von 76 % die Bioenergie-Stromerze gung. Dagegen spielen Biogase und Mischabfälle eine eher untergeordnete Rolle. Da Angaben zum Technologiemix, zu den Nutzungsgraden der Stromerzeugung und zum Brennstof energieeinsatz fehlen, werden für die Ermittlung der biogenen Brennstoffenergiemengen durchschni liche Bereitstellungsnutzungsgrade herangezogen, die den Prognosedaten des Umweltbundesamtes für das Jahr 2030 entsprechen (vgl. Tabelle 61 und Tabelle 62). Für die Verbrennung von Misc Abfällen in M -Heizkraftwerken wird der Nutzungsgrad, der den IER-Szenarienrechnungen zugrunde n (vgl. Tabelle 63). Kraftwerks- Leistung Jahres- Strom- erzeugung durchschnitt- liche Aus- lastung licher Bereit- stellungsnut- zungsgrad Brennsto einsatz- energie GWel TWhel h/a % PJ Biomasse-Brennstoffe 5,5 27,1 4.889 30,2 323 Biogas 1,3 6,5 5.000 35,3 67 Misch-Abfälle 0,6 1,9 3.000 11,7 58 Biomasse/-gas/Müll gesamt 7,5 35,5 4.749 28,6 44 durchschnitt- ff- 8 e rz e u - gung in den Regener a tiv-Energie-Szenarien Quelle: DLR/WI 2002, WI 2002, Fritsche et al. 2004, eigene Annahmen und Berechnungen 4.5.1.6 Bedarf und Ge wi nnung von Bi om a s s e - R oh s tof f e n z u r S trom Um die Raumwirkungspotenziale der Stromerzeugung aus biogenen Energieträgern einschätzen zu können, ist es wichtig, eine Vorstellung über die natürlichen Mengen und die Herkunft der für die Seite 132 ätzwerte zum technischen Potenzial fester Biomasse-Brennstoffe zusammen- t- iefern mit insge- n s e - F estbr e nnsto ff-Po ten ziale in der Bundesrepublik etisch nutzbarer Anteil) 57 tsp Energiepflan Stromerzeugung verbrauchten Biomasse-Rohstoffe bzw. Bioenergieträger zu entwickeln. Dazu müs- sen Annahmen über die genutzten Biomasse-Rohstoff-Arten und –qualitäten getroffen werden. Ent- scheidend für die Mengenbilanzierung ist dann außerdem der Heizwert der jeweiligen Biomasse-Roh- stoffe bzw. der Bioenergieträger. In Tabelle 65 sind Sch gestellt. Grob unterschieden werden können die Potenziale einerseits nach Brennstoff-Qualitäten in holz- und halmgutartige Brennstoffe und andererseits nach Herkunft der Biomasse-Rohstoffe in Res stoffe, Abfälle und Energiepflanzen. Die Fraktion der halmgutartigen Reststoffe mit Eignung als Festbrennstoff repräsentiert das Stroh mit einem Brennstoffpotenzial in Höhe von 130 PJ/a. Holzartige Rest- und Abfallstoffe l samt etwa 560 PJ/a das größte Brennstoffpotenzial. Auf landwirtschaftlichen Nutzflächen können als für die Festbrennstoff-Nutzung geeignete Energiepflanzen sowohl halmgutartige Kulturen wie z.B. Getreide als auch Holzgüter wie schnellwachsende Baumarten angebaut werden. Je nach angenom- menem Anbau-Mix schwanken die Hektarerträge, so dass hier nur Bandbreiten angegeben werde können. Tabelle 65: Technische B i om a s Deu tschla nd unterer Wert Mittelwert oberer Wert PJ/a PJ/a PJ/a Stroh 130 Waldrestholz 169 Schwachholz 123 Zuwachs Industrierestholz (energ technische Brennstoffpotenziale biogene Festbrennstoffe 132 Landschaf flegeholz 4 Altholz 78 zen (2 Mio. ha) 333 378 422 Quelle: Kaltschmitt 2003, ann et al. 2003 Halmgutartige Brennstoffe wie Stroh, Gräser oder Getreideganzpflanzen werden bisher in Deutsch- land nicht zur Stromerzeugung eingesetzt. Als Monobrennstoff sind Halmgüter deutlich schwerer zu handhaben als Holzbrennstoffe. Als Stand der Technik kann dagegen die Zufeuerung von Halmgütern in Kohlekraftwerken angesehen werden, wo die Probleme, die bei der alleinigen Halmgutverbrennung bestehen (Chlorkorrosion, Ascheerweichung), beherrschbar sind (vgl. Scheuermann et al. 2003). Er- fahrungen mit der Verstromung von Halmgütern als Haupt- oder Monobrennstoff bestehen vor allem in skandinavischen Ländern. Der wesentliche Grund für die unterschiedliche Praxis in den Ländern sind z.B. in Dänemark (vgl. Berger et al. 2003). Zukünftig könnten Halmgüter vor allem auch für die Pro- Die Ausgangsm l aus dem Bereich der Ab- Scheuerm die im Vergleich zu den deutschen Standards höheren Grenzwerte für Kohlenmonoxid-Emissionen duktion von Synthesegas Bedeutung erlangen (vgl. Fritsche et al. 2004 und UBA 2004). aterialen für Biogase stammen nur zu einem geringen Tei fall- und Abwasserwirtschaft. Diese Quellen könnten nach heutigen Erkenntnissen maximal 77 PJ/a der potenziellen Biogaserträge liefern. Auf der Basis von landwirtschaftlichen Reststoffen dagegen Seite 133 könnten insgesamt maximal 209 PJ/a Biogas produziert werden. Werden die bereits oben angesetz- ten landwirtschaftliche Stilllegungsflächen von insgesamt 2 Mio. ha gezielt für den Anbau von Ener- giepflanzen genutzt, die sich zur Biogaserzeugung eignen (z.B. Silomais), lässt sich dadurch zusätz- lich noch einmal eine Energiemenge in Höhe von 234 PJ/a als Biogas gewinnen (vgl. Tabelle 66). tä Energiepflan 234 Dabei ist zu beachten, dass der Anbau von holzartigen Energiepflanzen zur Produktion fester Brenn- stoffe in Konkurrenz zum Anbau von biogastauglichen Kulturen oder zum Anbau von Kulturen steht, die sich primär für die Gewinnung von Kraftstoffen in Form von Pflanzenölen oder Industriealkoholen eignen. Tabelle 66: Technische Bi ogas-Potenziale in der Bund esrepu b lik Deutsch land unterer Wert Mittelwert oberer Wert PJ/a PJ/a PJ/a Landschaftspflegematerial (Feuchtgut, Gräser) 6 9 12 biogene Siedlungsabfälle 12 biogene Gewerbe- und Industrieabfälle 6 9 12 Klärgas 20 Depon Brutto-Gaserträge iegas 15 18 21 Exkremente aus der Tierhaltung 96 Ernterücks nde 65 89 113 zen (2 Mio. ha) Quelle: Kaltschmitt 2003, Scheuermann et al. 2003 Für Biogas kann vereinfacht mit einem einheitlichen Heizwert in Höhe von 21,6 MJ/m3 gerechnet wer- den (vgl. Wilfert et al. 2003). Holzartige Biomasse-Rohstoffe unterscheiden sich in ihren Heizwerten vor allem aufgrund des unterschiedlichen Wassergehalts. Dementsprechend bestehen bezogen auf die Trockenmasse kaum Heizwertunterschiede zwischen den Holzarten. In Tabelle 67 sind neben dem Heizwert von Biogas die unterschiedlichen Heizwerte von holzartigen Biomasse-Rohstoffen be- zogen auf die Frischmasse dargestellt. Holz aus Kurzumtriebsplantagen, das im Bereich der stationä- ren Nutzung zur Stromerzeugung die Anbau-Biomasse repräsentiert, erreicht im Erntezustand bei Höhe von 8 MJ/kg FM. Auch Landschaftspflege- holz ist im erntefrischen Zustand bezogen auf die Brennstoffmasse vergleichsweise energiearm. In- n einem Wassergehalt von 50 % nur einen Heizwert in dustrie-Restholz oder Altholz ist dagegen bereits weitgehend trocken und hat daher einen Heizwert i Höhe von etwa 13 - 14 MJ/kg FM. Innerhalb des Segments der holzartigen Biomasse-Nutzung beein- flusst daher der Anteil der Energiepflanzen am Biomasse-Rohstoff-Mix den Rohstoff-Massenbedarf erheblich. Tabelle 67 : Heiz we rte v on Biogas un d Biomasse -Rohs toffe n bezo gen au f die Frischm asse MJ/m3 MJ/kg FM Biogas 21,6 Altholz 13,0 Industrie-Restholz 14,2 Wald-Restholz 12,3 Landschaftspflegeholz 9,2 Kurzumtriebsplantagen 8,0 Getreidepflanzen 14,3 Quelle: Scheuermann et al. 2003, Kaltschmitt/Reinhardt 1997, Kaltschmitt/Hartmann 2001 Seite 134 - alb um Ausgleich sind in den RRO-Szenarien des IER ab 2010 in größerem Umfang Importe von Biokraft- stoffen im RRO-2-Szenario immerhin 886 PJ. Durch den verhältnismäßig hohen Anteil von Energie- pflanzen ergibt sich ein hoher Massenverbrauch für die Produktion von biogenen Festbrennstoffen (vgl. Tabelle 68). Es ist deshalb davon auszugehen, dass im RRO-2-Szenario des IER Anbaubio- masse für die Biogasproduktion überhaupt nicht oder nur in geringfügigen Mengen verwendet wird. Tabelle 68: Verbrauch von Biogas u nd Biom asse-Rohstoffen zur Stromerzeu gung gemäß Szenario RRO 2 für das J a hr 205 0 in natürliche n Mengen GJ/t FM MJ/m3 Mio. t FM Mr . m3 13 30,3 ,4 mittlerer Heizwert Biogas und Biomasse- Rohstoffe in natürlichen Mengen Im RRO-2-Szenario des IER ist der Anteil von Festbrennstoffen aus Energiepflanzen am biogenen Stromerzeugungsmix (ohne Mischabfälle, inkl. „andere Brennstoffe“) mit mehr als 37 % verhältnismä ßig hoch. Damit wird das gesamte technische Potenzial für die Gewinnung von Festbrennstoffen aus Anbau-Biomasse ausgeschöpft, das sich ergibt, wenn die für die Energiepflanzenproduktion innerh der Bundesrepublik Deutschland verfügbare landwirtschaftliche Nutzfläche auf 2 Mio. ha begrenzt wird. Durch die Nutzung zur Festbrennstoffgewinnung stehen diese Flächen nicht mehr für den Anbau von Energiepflanzen zur Verfügung, die sich für die Produktion von Biokraftstoffen oder von Biogasen eignen. Z von Biokraftstoffen vorgesehen. Bezogen auf das Jahr 2050 betragen die Netto-Importe Brennstoff- einsatz- energie PJ Biomasse-Reststoffe 394 d Biomasse-Energiepflanzen 364 8 45,3 Biogase 74 21,6 3,4 Misch-Abfälle 150 11 13,7 Andere Brennstoffe 95 13 7,3 Bioenergie/Müll/Andere Brennstoffe 1.078 96,6 3 e- % beträgt. Damit ergibt sich insgesamt ein Festbrennstoffmassen-Bedarf in Höhe von 32 Mio. t. Das zur Stromerzeugung eingesetzte Biogasvolumen entspricht der Menge im Szenario RRO 2 Ta angenommen. Die Regenerativ-Energie-Szenarien implizieren ein nicht unerhebliches Biomasse-Aufkommen für den Einsatz zur Stromerzeugung im Vergleich zur heutigen Situation. Insgesamt beträgt heute der Verbrauch an Holz-Brennstoffen zur Stromversorgung etwa 3,5 Mio. t/a. Altholz dominiert mit einem Anteil von mehr als 85 % die derzeitige Holzbrennstoff- Nutzung zur Stromerzeugung (vgl. Scheuer- um den Faktor 7,7 und im RRO-2-Szenario um den Faktor 21,6 überschritten. Quelle: IER 2002, eigene Annahmen Für das UBA-NH-Szenario spielt der Einsatz biogener Kraftstoffe eine eher untergeordnete Rolle (vgl. DLR/WI 2002), so dass in dieser Hinsicht wenig Nutzungskonkurrenz für die Produktion von Energi pflanzen besteht. Da der Bedarf an Brennstoffenergie zur Stromerzeugung die preisgünstig verfügba- ren technischen Reststoff-Potenziale für holzartige Biomasse (insbesondere Altholz und Industrie- Restholz) bei Weitem überschreitet und die Bereitstellungskosten für Waldrestholz nicht wesentlich unter denen für die Produktion von holzartiger Anbau-Biomasse liegen dürften, wird hier angenom- men, dass der Anteil der Anbaubiomasse an der zur Stromerzeugung genutzten Festbrennstoffener- gie etwa 20 des IER (vgl. belle 63). Für die Biogasproduktion wird ein Energiepflanzenanteil in Höhe von 10 % mann et al. 2003). Im Jahre 2050 würde gemäß UBA-NH-Szenario der heutige Festbrennstoff-Bedarf Seite 135 Tabelle 69: Verbrauch von Biogas u nd Biom asse-Rohstoffen zur Stromerzeu g u n g g e m ä ß UBA-NH-S zenario für das Jahr 2050 in natürlichen Mengen Brennstoff- einsatz- energie PJ GJ/t FM MJ/m3 Mio. t FM Mrd. m Biomasse-Brennstoffe 323 12,0 26,9 Biogas 67 21,6 3,1 Misch-Abfälle 58 11,0 5,3 Biomasse/-gas/Müll gesamt 448 32,2 3,1 mittlerer Heizwert Biogas und Biomasse- Rohstoffe in natürlichen Mengen 3 • Rohstoffzwischenlagerung/Trocknung, • Rohsto • Brennstoff-Lagerung. Alle diese Teil-Prozesse können für sich genommen raumwirksam sein. Dies ist allein schon aufgrund der geringen Energie- und Lagerdichte der meisten Biomasse-Rohstoffe und biogenen Energieträger zu erwarten. Andererseits sind es gerade diese stofflichen Eigenschaften, die eine räumlich konzent- rierte großtechnische Verarbeitung und Nutzung verhindern oder zumindest erschweren, so dass eher davon auszugehen ist, dass auch eine zukünftige intensive energetische Biomasse-Nutzung dezentral prechend auf viele Infrastruktur-Elemente kleiner Kapazität verteilt, deren Standorte räumlich dispers angeordnet sind. ge- - für Industrierestholz bestehen vielfältige stoffliche Verwertungsmöglichkeiten, so dass die Reststoffe i. d. R. zur Weiterverarbeitung an dem Betriebsstandort verbleiben, wo sie anfal- einzi- 4.5.2 Bereitstellung von biogenen Br ennstoffen Eine Prozesskette für die Bereitstellung von Bioenergieträgern ist allgemein wie folgt aufgebaut: • Gewinnung bzw. Sammlung von Biomasse-Rohstoffen, ff-Aufbereitung zu biogenen Brennstoffen, strukturiert sein wird und sich dements Wie bereits dargelegt, lassen sich biogene Brennstoffe ihrer Herkunft nach grob in Abfall- und Rest- stoffe einerseits und Anbau-Biomasse andererseits unterteilen. Für Biomasse-Rest- oder Abfallstoffe muss im Allgemeinen dann nicht in vollem Umfang eine gesonderte Bereitstellungsinfrastruktur auf baut werden, wenn ohnehin die Notwendigkeit besteht, die Stoffe zu sammeln und zu lagern, um sie einer Wiederverwertung oder einer Entsorgung zuführen zu können. In solchen Fällen können beste hende Einrichtungen zur Sammlung und Lagerung aus der Entsorgungs- bzw. Landwirtschaft für e- nergiewirtschaftliche Zwecke mitgenutzt werden. Dies trifft grundsätzlich für alle Stoffe zu, die dem Abfallrecht unterliegen oder für die ein wirtschaftlicher Anreiz für eine Verwertung besteht. So wird z.B. Gülle als Düngemittel verwertet, unabhängig davon, ob ein Vergärungsprozeß vorgeschaltet ist oder nicht. Auch len. Im Falle von Waldrestholz bzw. Schwachholz besteht weder eine stoffliche Verwertungskonkur- renz noch ein gesetzlicher Entsorgungszwang. Insofern sind Waldrest- und Schwachhölzer die gen Rest- und Abfallstoffe, für die unabhängig von der energiewirtschaftlichen Nutzung keine abfall- wirtschaftliche oder sonstige gewerbliche Sammlungs- und Aufbereitungs-Infrastruktur besteht. Seite 136 Der Energiepflanze stoffe zwei- felsohne die größte Fläche. Die beanspruchte Flächengröße hängt wesentlich von den massebe- zogenen Hektar-Erträgen der Energiepflanzenproduktion und dem Heizwert der geernteten Pflanzen ab. Die Hektarerträge unterliegen auch innerhalb Deutschlands zum Teil beträchtlichen örtlichen und zeitlichen Schwankungen in Abhängigkeit von der Bodenqualität und den jeweiligen klimatischen Be- dingungen. Auch unterschiedliche Anbaumethoden (z.B. Züchtungen, Schädlingsbekämpfung und Düngung) beeinflussen die Erträge. mme die Gewinnung fester und gas- ndere n- und r reide, wenn die Pflanzen nach der Ern stoffen erzielbaren Biogaserträge wei- sen eine erhebliche Bandbreite auf. Während aus Kartoffelblättern als Ernterückstand lediglich ein Biog e wonnen werden kann, lässt sich durch den Silo on immerhin 162 GJ/(ha*a) erzielen. Zudem schwanken die Hektar- Flächen-Biogas-Energieertrag 4.5.2.1 Ge wi nnung von Anb a u-Biomasse nanbau beansprucht für die Bereitstellung und Nutzung biogener Brenn Im Zusa nhang mit der Stromerzeugung soll hier ausschließlich förmiger Bioenergieträger betrachtet werden. Für die Erzeugung von Biogas eignen sich insbeso Kulturen mit einer hohen Erntefeuchte. In Frage kommen sowohl Ernterückstände wie Zuckerrübe Ka toffelblätter als auch Ganzpflanzen wie Silomais und Get te siliert werden. Die aus Energiepflanzen oder Ernte-Rest as rtrag in Höhe von durchschnittlich 29 GJ/(ha*a) ge maisanbau ein Hektarertrag v erträge bei gleichen Kulturen standortabhängig (vgl. Tabelle 70). Für die hier angesprochenen Ener- giepflanzen, die sich zur Biogaserzeugung eignen, sind die Schwankungen der Flächenerträge der Biomasse jedoch geringer, als die Schwankungen der Gaserträge aus der Biomasse, so dass aus unterschiedlichen Flächenpotenzialen für Energiepflanzen keine besonderen Standortpräferenzen innerhalb Deutschlands abgeleitet werden können. Tabelle 70: Energiepflan zen - Fläch en erträge für d i e Biogas-Pr oduktion Flächen-Frischmasseertrag Min. Mittel Max. Min. Mittel Max. tFM/(ha*a) tFM/(ha*a) tFM/(ha*a) GJ/(ha*a) GJ/(ha*a) GJ/(ha*a) Roggenganzpflanzen 13,0 14,0 15,0 50,1 53,9 57,8 Silomais 42,7 45,7 48,7 152,0 162,6 173,3 Wintergerste 9,5 10,8 12,2 36,4 41,6 46,8 Zuckerrübenblätter 12,8 35,8 58,9 18,3 51,2 84,2 Kartoffelblätter 4,8 8,7 12,7 15,8 28,7 41,5 ng e , - n rt durch (möglicherweise standortabhängige) Schwankungen der Flächenerträge bezogen auf die Tro- ckenmasse in einer Größenordnung von etwa 50 % (vgl. Kaltschmitt/Reinhardt 1997). Dies führt zu Quelle: Wilfert et al. 2003 Im Bereich der festen Biomasse sollen hier nur holzartige Kulturen betrachtet werden. Zur Gewinnu solcher Biomasse eignen sich einerseits Kurzumtriebsplantagen, bei denen die gesamte Anbaufläch ausschließlich der Energiegewinnung zugerechnet werden muss und andererseits Wirtschaftswälder wo lediglich Erntereste und Schwachhölzer für eine energetische Nutzung verfügbar sind. Während für traditionelle Ackerpflanzen für unterschiedliche Standorte in der Bundesrepublik Deutschland lang jährige Ertragsstatistiken vorliegen (vgl. z.B. Statistische Ämter 2003), sind gesicherte Daten über de Flächenertrag von Kurzumtriebsplantagen bisher kaum verfügbar. Bisher wurden nur vereinzelt An- pflanzversuche mit geeigneten Baumarten wie Pappeln oder Weiden durchgeführt, deren Ergebnisse eine erhebliche Streubreite aufweisen. Nach Schätzungen liegen die Abweichungen vom Mittelwe Seite 137 einer Ban e der Hektarerträge bezogen auf den Anbau vdbreit on Pappeln in Kurzumtriebsplantagen in - c h en ertr äge für d i e Festbr enn s toff-Produktion Höhe von 80 bis 241 GJ/(ha*a). In einer neueren Veröffentlichung wird explizit auf Standortbedingun- gen als eine wesentliche Ursache für stark unterschiedliche Hektarerträge hingewiesen (vgl. Kaltschmitt/Hartmann 2001). Für Waldrestholz sind keine Literaturdaten zur standörtlichen Differenzie rung der Flächenerträge verfügbar, so dass hier nur ein Mittelwert angegeben werden kann. Der Flä- chenenergieertrag von Waldrestholz liegt etwa bei einem Zehntel des mittleren Flächenertrags von Kurzumtriebsplantagen (vgl. Tabelle 71). Tabelle 71: Energiepflan zen - F l ä Min. Mittel Max. Min. Mittel Max. tFM/(ha*a) tFM/(ha*a) tFM/(ha*a) GJ/(ha*a) GJ/(ha*a) GJ/(ha*a) Pappel (Kurzum- triebsplantage) 10,0 20,0 30,0 80,3 160,6 240,9 Waldrestholz 1,1 16,7 Flächen-Frischmasseertrag Flächen-Energieertrag Quelle: Hartmann/Kaltschmitt 2002, Kaltschmitt/Reinhardt 1997 Auf Basis der oben dargelegten Daten lässt sich errechnen, dass gemäß RRO-2-Szenario des IER im Jahre 2050 für den Energiepflanzenanbau zum Zwecke der Produktion von Biomasse-Festbrennstof- fen eine landwirtschaftliche Nutzfläche von insgesamt etwa 2,3 Mio. ha in Anspruch genommen wird. Dies entspricht einem Anteil an der gesamten heutigen landwirtschaftlichen Nutzfläche der Bundesre- publik Deutschland in Höhe von ca. 13 %. Im UBA-NH-Szenario wird den obigen Annahmen entspre chend eine landwirtschaftliche Fläche in Höhe von etwa 400.000 ha für die Produktion von holzartig Festbrennstoffen aus Kurzumtriebsplantagen und zusätzlich für die - en Produktion von Biogas eine Flä- von rste in Anspruch ge- nommen. Im Jahr 2003 wurden auf insgesamt 335.000 ha Stilllegungsflächen Energiepflanzen angebaut. Dies entspricht einem Flächenanteil an der in der Bundesrepublik Deutschland derzeit insgesamt verfügba- ren landwirtschaftlichen Nutzfläche von weniger als 2 %. An den insgesamt für den Energiepflanzen- anbau genutzten Flächen hatte der Rapsanbau einen Anteil von mehr als 97 %. Für den Anbau von ung wurden insgesamt nur 4.680 ha landwirtschaftliche Flächen genutzt. ck wurde überwiegend Mais angebaut (vgl. Schütte 2004). - che in Höhe ca. 100.000 ha bei einem Anbaumix aus Silomais und Winterge Kulturen zur Biogaserzeug Für diesen Verwendungszwe Der Energiepflanzenanbau wird oft unter Natur- und Landschaftsschutz-Aspekten diskutiert. Kritiker befürchten, dass großflächige Monokulturen entstehen, die u.a. auch zu einer Verringerung der Biodi- versität führen könnten. Aus rein energiewirtschaftlicher Sicht sind Ertragssteigerungen das Ziel von Optimierungsmaßnahmen, die sich vor allem durch eine Intensivierung der Landwirtschaft erreichen lassen. Dagegen verringern sich die Hektar-Erträge bei der Umstellung auf extensive Anbaumethoden nach dem Vorbild des Öko-Landbaus. Daraus resultiert eine zusätzliche Vergößerung der Bandbreite der potenziellen Hektarerträge für Anbau-Biomasse. Positiv zu werten ist der geringere Bedarf an Schädlingsbekämpfungsmitteln, da der Energiepflanzen anbau im Allgemeinen weniger empfindlich auf Fremdpflanzenbeimischungen reagiert. Kennzeich- nend für Kurzumtriebsplantagen ist die geringe Schnittfrequenz. Daher bieten solche Kulturen einen Seite 138 - - ungen, da die aus heutiger Sicht zukünftig wahrscheinlich et al. 2004) genügen werden, um den Flächenbedarf für die Stromerzeugung aus biogenen Brennstoffen zu de- cken. Bei globaler Betrachtung entsteht jedoch ein Bedarf nach zusätzlichen landwirtschaftlichen Nutzflächen, da die Produktionsdefizite, die sich aus der Flächenstillegung ergeben, durch Nah- rungsmittel-Importe ausgeglichen werden. Unter der Voraussetzung, dass Stilllegungsflächen genü- gend Potenzial für die Energiepflanzenproduktion bieten, kann angenommen werden, dass nur solche en werden müssen, die zuvor bereits für Nahrungsmittelproduktion genutzt worden sind. Dies gilt wenigstens insoweit, als dass nicht inner- . zur direkten Stromerzeugung aus Biomasse-Rohstoffen benötigen jedoch eine betriebli- der Erfas- - a zur stofflichen Verwertung bzw. zur Entsor- guten Schutz für Wildtiere und Nist- bzw. Rastplätze für Vögel. Im Vergleich zu anderen regionstypi- schen Kulturarten kann der hohe Aufwuchs jedoch störend auf das Landschaftsbild wirken (vgl. Kaltschmitt/Hartmann 2001). Wird der Bilanzraum auf die Bundesrepublik Deutschland eingegrenzt, werden insgesamt durch die Beanspruchung landwirtschaftlicher Flächen für den Energiepflanzenanbau im Sinne der Regenerativ Energie-Szenarien weder deutlich spürbare Veränderung im Landschaftsbild hervorgerufen noch we sentliche zusätzliche Umweltbeeinträchtig verfügbaren landwirtschaftlichen Stilllegungsflächen (vgl. Nitsch et al. 2004 und Fritsche Flächen für die Energiepflanzenproduktion in Anspruch genomm halb des Szenario-Zeitraums höhere Flächenansprüche für die Nahrungsmittelproduktion oder für die landwirtschaftliche Produktion im Non-Food-Bereich z.B. für energetische Zwecke außerhalb des Stromsektors bzw. für stoffliche Nutzungen geltend gemacht werden. 4.5.2.2 Lagerung von Biomasse-R ohstoffen und Bioenergieträgern Kennzeichnend für die Nutzung von Anbau-Biomassen oder zur Nutzung von Ernterückständen aus der Land- bzw. Forstwirtschaft sind die saisonalen Schwankungen in der Verfügbarkeit aufgrund der Abhängigkeit vom Erntezeitpunkt und der Erntefrequenz. Anlagen zur Bereitstellung von Bioenergie- trägern bzw chen Erfordernissen entsprechende und zudem meist kontinuierliche Brennstoffzufuhr. Zudem werden Biomasse-Rohstoffe je nach Beschaffenheit und Anforderung der Konversionsanlage getrocknet, zer- kleinert, von Störstoffen befreit oder durchmischt, um eine gleichmäßige Konsistenz herzustellen. Da- durch ergibt sich die Notwendigkeit, entsprechende Infrastruktur für die Lagerung und Konditionierung bereitzustellen. Ein Flächenbedarf für Lagerung und Konditionierung, der räumlich weder den Standorten sung bzw. Sammlung noch der energetischen Verwertung zugeordnet werden kann, besteht für Wald restholz, für Holz aus Kurzumtriebsplantagen, für Altholz und für strukturarme Bioabfälle (vgl. Leible et al. 2003). Dieser Infrastrukturbedarf besteht vor allem für die Brennstoffversorgung von größeren Konversionsanlagen, während für kleine Anlagenkapazitäten die Lagerung am Ort der Erfassung und/oder beim Kunden ausreichen dürfte. Für die Bereitstellung von Altholz und von strukturarmen Bioabfällen werden von der Energiewirtschaft keine zusätzlichen Flächen in Anspruch genommen, d gung prinzipiell vergleichbare Bereitstellungsaufwendungen erforderlich wären, wie für die thermische Verwertung. Für die Bereitstellung von Waldrestholz wird die entsprechende Waldfläche sowie zu- sätzlich Lagerraum beim Brennstofflieferanten bzw. -händler und direkt bei der Konversionsanlage Seite 139 benötigt. Ebenso muss für die Nutzung von Holz aus Kurzumtriebsplantagen außer der Anbaufläche zusätzlicher Lagerraum für eine zentrale Zwischenlagerung bei einem Brennstoffhändler in Ansa gebracht werden, um eine kon tz tinuierliche Brennstofflieferung und eine gleichbleibende Brennstoffqua- n nd- zugestalten. Diese Bauweise wird traditionell für Güllelager in süddeutschen Betrieben angewandt (vgl. Köttner/Schnell 2003). Erst aft wer- den landwirtschaftlichen Betriebsfläche stehen jedoch Infrastrukturaufwendungen im h en e- nlagen auch zur Entschärfung der Geruchsbelästigung - lität gewährleisten zu können. Aufgrund der großen Vielfalt der Rohstoffe, der Bioenergieträger, der Konversionsanlagen und der möglichen Logistikkonzepte ist eine einheitliche und verallgemeinerungsfähige Quantifizierung der Raumbeanspruchung nicht möglich. Im Rahmen dieser Arbeit wird vereinfacht davon ausgegangen, dass die Biomasse-Rohstoffe am Standort der Erfassung konditioniert und gelagert werden, um von dort aus direkt an den Standort der Konversionsanlage geliefert zu werden, so dass Lagerkapazitäte in geringem Umfang bei der Erfassung und ansonsten beim Kunden vorgehalten werden müssen. 4.5.2.3 Produktion von Biogas Biogasanlagen sind bezogen auf die Anlagen-Leistung bzw. bezogen auf die Energieerzeugung sehr flächenintensiv. Für landwirtschaftliche Einzelhof-Anlagen werden jedoch i.d.R. keine gesonderten Betriebsgrundstücke beansprucht. Die Anlagen werden auf dem landwirtschaftlichen Betriebsgelände aufgestellt, wo meist Reserve-Stellflächen verfügbar sind, die kaum konkurrierenden Nutzungsan- sprüchen ausgesetzt sind. Zudem besteht die Möglichkeit, Biogasanlagen bzw. Anlagenteile auf la wirtschaftlichen Hofflächen unterirdisch anzuordnen und befahrbar aus für große Gemeinschaftsanlagen oder für Anlagen im Betriebsbereich der Entsorgungswirtsch den eigene Betriebsgrundstücke benötigt. Beim Betrieb einer Biogasanlage fallen Gärreste an, für die je nach durchschnittlicher Lagerdauer in ausreichendem Umfang Lagerkapazitäten am Standort der Biogasanlage vorgehalten werden müs- sen. Bei der Tierhaltung muss die anfallende Gülle unabhängig von der Nutzung als Gärsubstrat zwi- schengelagert werden, so dass entsprechende Lagervolumina ohnehin benötigt werden und nicht der Biogaserzeugung zuzurechnen sind. Zusätzliche Lagerkapazitäten für Gärreste sind am Anlagen- standort allerdings bei der Verwendung von betriebsfremden Kosubstraten oder einer Nutzung von Gärsubstraten, die nicht von Tierexkrementen stammen, erforderlich (vgl. Edelmann et al. 2001). Der dafür vorzuhalten Bereich der Abfallwirtschaft gegenüber, die durch die Verwertung der Reststoffe als Gärsubstrat durc die Landwirtschaft vermieden werden. Bei der Ko-Vergärung von Abfällen entstehen vor allem bei größeren Anlagen hygienische Probleme, die besondere Aufmerksamkeit bei Bau- und Betriebsgenehmigungen verlangen. An entsprechend Befürchtungen der Anwohnerschaft sind zum Teil bereits größere Biogasprojekte gescheitert. And rerseits können landwirtschaftliche Biogasa beitragen, die durch die Gülleausbringung auf Felder entsteht. Dieser positive Nebeneffekt kann be- sonders für landwirtschaftlich geprägte und touristisch attraktive Regionen von Bedeutung sein (vgl. Jensen 2003). Die Flächeninanspruchnahme zeigt entsprechend der sehr großen Vielfalt der eingesetzten Gärsub strate, der Anlagenkapazitäten und der Gärverfahren eine große Bandbreite. Nach Angaben in UBA Seite 140 Biogas/a – berechnet auf der Basis von Jahres-Vollbenutzungs- uf - brennstoff an die Reinheit des Produktgases entsprechen, ist bislang noch nicht gelungen. Zum Teil sich d m Entwicklungsstadium. Jedoch sind Literaturdaten och entsorgt werden muss. aucht wird. Für die Vergasung eignen sich Holzhackschnitzel rte für Vergaseranlagen vor allem Industrie- und Gewerbegebiete oder der Außenbe- 2004 werden zwischen 780 m2/MWBiogas bei großen Fermentervolumen und bis zu 5.200 m 2/MWBiogas für Feuchtgut-Vergärung (Mais- und Wintergersten-Silage) benötigt. Dies entspricht bezogen auf die durchschnittliche Jahres-Biogaserzeugung einer beanspruchten Fläche in Höhe von 91 m2/GWhBiogas/a bzw. 606 m 2/GWh stunden der Biogasanlagen in Höhe von 6.500 und 8.500 h/a. Die Flächenangaben beziehen sich a die Stellflächen für die benötigten Anlagenkomponenten, Abstandsflächen sind nicht eingerechnet. Ebenso sind keine Flächen für Gärrestelager berücksichtigt (vgl. Scholwin 2004). 4.5.2.4 Produktion von Holzgas Eine breite Markteinführung von Holzvergasern, die den Ansprüchen für eine Verstromung als Mono befinden ie technischen Verfahren noch i verfügbar, in denen Expertenschätzungen zu den Dimensionen zukünftiger serientauglicher Anlagen wiedergegeben sind (vgl. UBA 2004). Festbett-Gleichstromvergaser eignen sich nur für die Holz-Vergasung in Anlagen mit thermischen Leistungen von unter 2 MW. Damit ist der Einsatzbereich solcher Vergaser auf die Versorgung von kleinen Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen beschränkt. Einsatzbrennstoffe sind stückige Hölzer, die auch aus Altholz-Sortimenten stammen können. Bei einer Anlage mit einer Holzgas-Leistung von 700 kW fallen etwa 110 t/a Holz-Asche an (vgl. UBA 2004), die bei Vergasung von unbelastetem Holz als Sekundärdünger vor allem für forstwirtschaftliche Flächen verwendet werden kann (vgl. Kaltschmitt/Hartmann 2001), ansonsten jed Wirbelschichtvergaser benötigen einen höheren apparativen Aufwand für Hilfseinrichtungen und Zu- satzaggregate als Festbettvergaser. Daher werden nur Anlagen mit einer verhältnismäßig hohen thermischen Leistung in Betracht gezogen (vgl. Kaltschmitt/Hartmann 2001). Für die Vergasung mit zirkulierender Wirbelschicht sind zunächst für kommerzielle Anlagen Leistungen in Höhe von 10 bis 15 MW Feuerungswärmeleistung vorgesehen (vgl. Ising et al. 2002). Langfristig sind bei Wirbel- schichtvergasern aber auch thermische Leistungen bis weit über 100 MW denkbar (vgl. Kaltschmitt/Hartmann 2001). Der Vorteil von Wirbelschichtvergasern ist der hohe Stoffumsatz bei klei- nen Abmessungen. Eine bauliche Verkleinerung des Reaktors lässt sich zusätzlich durch Erhöhung des Vergasungsdrucks erreichen, wodurch gleichzeitig ein verdichtetes Gas produziert wird, wie es z.B. für den Einsatz in Gasturbinen gebr aus naturbelassenem und belastetem Holz (Altholz). Wirbelschichtvergaser benötigen zusätzlich zum Biomassebrennstoff ein geeignetes Bettmaterial (z.B. Quarzsand) und Stickstoff. Als Reststoffe fallen Aschen, Kondensate und Filterstäube an (vgl. Ising et al. 2002). Holzvergaser-Anlagen zählen zu den genehmigungsbedürftigen Anlagen nach 4. BImSchV. Bei der Nutzung von belastetem Altholz kommen erhöhte immissionsschutzrechtliche Anforderungen zum Tragen. Obwohl bisher wenig Erfahrungen mit diesem Anlagentypus vorliegen, ist davon auszugehen, dass als Stando reich in Frage kommen. Seite 141 Charakteristisch ist die turmartige bauliche Gestalt von Holzvergasern. Eine Demonstrationsanlage im schwedischen Värnamo erreicht z.B. eine Bauhöhe von 40 m (vgl. Kaltschmitt/Hartmann 2001). Die Literaturauswertung lässt auf eine leistungsspezifische Flächeninanspruchnahme in e zwischen 194 m iner Bandbreite n hHolgas/a bzw. von 73 m2/GWhHolgas/a. e- zu können und andererseits, um unterschiedlichen Standort- nd el, olz- m Leistungsbereich von bis zung in der Brennstoffzelle e ht ausschließlich Schmelzkarbonat- (MCFC) und oxidkeramische (SOFC) Brennstoffzellensysteme in Frage. Bei diesen Anlagen kann die Gasreinigung innerhalb der Zelle er- 2/MWHolzgas für Wirbelschichtvergaser mit einer Kapazität in Höhe von 10 bis 60 MWHolzgas und bis zu 550 m 2/MWHolzgas für Festbettvergasersysteme mit einer Kapazität in Höhe von 0,7 MWHolzgas schließen. Bei einer Auslastung der Anlagen in Höhe von 7.500 Vollbenutzungsstunde ergeben sich energiespezifische Flächeninanspruchnahmen in Höhe von 26 m2/GW 4.5.3 Stromerzeugung in Biomasse-Kraftwerken Wie bereits mehrfach angedeutet, stehen für die Stromerzeugung aus biogenen Brennstoffen außer- ordentlich vielfältige Technologien zur Verfügung. Diese werden einerseits benötigt, um die sehr het rogenen Brennstoffarten und –qualitäten, die sich bei einer optimalen Nutzung der verfügbaren Bio- masse-Potenziale ergeben, verarbeiten und Nutzungssanforderungen gerecht zu werden. Entsprechend der Systematik in Kapitel 4.5.1.5 u in Anlehnung an UBA 2004 werden hier folgende Kraftwerkstypen betrachtet: • kleine Brennstoffzellen-BHKW (MCFC und SOFC) im Leistungsbereich von wenigen 100 kW • Stationäre Verbrennungsmotoren (motorische BHKW) zur Verstromung von Biogas und H gas im Leistungsbereich von 0,025 bis 1 MWel, • kleine Dampfmotor- und ORC-Heizkraftwerke mit Holzfeuerung i zu 1 MWel, • Holz-Dampfturbinen-Heizkraftwerke keiner und mittlerer Leistung mit bis zu 20 MWel, • kleine und mittlere Gas- und Dampfturbinen-Heizkraftwerke für den Holzgasbetrieb im Leis- tungsbereich von bis zu 50 MWel. 4.5.3.1 Brennstoffzellen-BHKW auf Holzgasbasis Brennstoffzellen-BHKW haben trotz anderslautender Ankündigungen verschiedener Hersteller bislang noch nicht die Serienreife erlangt bzw. werden allenfalls, wie die PEMFC, in Kleinserien gefertigt, so dass Aussagen über die räumlichen Dimensionen und die Raumwirkungspotenziale solcher Systeme nur auf der Basis von Projektstudien, Pilotanlagen und Technologie-Prognosen möglich sind. Bisher wurden Brennstoffzellenanlagen außerdem vor allem für den Erdgas- oder direkten Wasserstoffein- satz, weniger jedoch für biogene Synthesegase konzipiert und erprobt. Ebenso wie beim Erdgaseinsatz muss das biogene Produktgas vor der Nut in einem internen oder externen Dampf-Reformer bzw. Shift-Reaktor in ein geeignetes Synthesegas bzw. in Wasserstoff umgewandelt werden. Anders als beim Erdgas ist zusätzlich eine vorgeschaltet Gasreinigung erforderlich, um Reaktionshemmungen zu vermeiden. Da die Anforderungen an die Gasreinheit bei Hochtemperatur-Brennstoffzellen am geringsten sind, kommen für die Nutzung von Holzgas aus heutiger Sic Seite 142 2004). tig sind jedoch aufgrund der Modularität des Zellstacks grundsätzlich beliebig eistu er hohen Qualitätsanforderun- n e Vergasungstechnologien nlagen erreichen, ist zudem der Wärmeausstoss im Verhältnis zur Stromerzeugung begrenzt. Eine 0,3 MW -MCFC-Anlage erbr t Höh menden ärmenachfrage der privaten Haushalte ent- geg bzw. W n geeignet. Die Wärmeerzeugung eines 0,3-MWel-Brennstoffzellen-BHKW würde ausgehend von einem prognostizierten Baustandard des Jahres 2020 bei einer Bedarfsdeckung durch die n 2*a) beispiel etwa 70 GFW 2000). Gleichzeitig kann bei einem durchschnittlichen Strombedarf in Höhe von 1,2 GWh/(km2*a) im Szenario RRO-2 des IER bezogen auf das Jahr 2050 ilungs a. 5 % eine Fläche von etwa d stofftransport wäre. Daher ist - folgen, so dass keine externen Reformer benötigt werden. Dadurch wird der apparative Aufwand be- grenzt (vgl. Kaltschmitt/Hartmann 2001). Der typische Leistungsbereich für MCFC liegt bei etwa 300 kWel, während von SOFC erwartet wird, dass sie einen Leistungsbereich von 1 kWel bis zu 10 MWel abdecken können (vgl. Krewitt et al. Für beide Brennstoffzellentypen existieren bisher Demonstrationsanlagen mit einer Leistung in Höhe von 250 kWel und für SOFC zusätzlich im Leistungsbereich von 1 kWel. Dementsprechend sind für diese Anlagentypen nur Literaturdaten verfügbar, die sich auf diese Anlagengrößen beziehen (vgl. UBA 2004). Langfris große L ngseinheiten denkbar (vgl. Krewitt et al. 2004). Wegen d gen, die Bre nstoffzellen an das Inputgas stellen, können nur aufwändig eingesetzt werden, was aus ökonomischer Sicht eher größere Vergaserleistungen und damit auch größere Brennstoffzellen-Kapazitäten attraktiv erscheinen lässt. Eine der Vorteile der Brennstoffzellentechnologie liegt darin, dass die Anlagen nur über wenige be- wegliche Teile verfügen und daher im Vergleich zu Verbrennungskraftmaschinen deutlich geringere Lärmemissionen verursachen. Durch die hohen Stromkennzahlen, die solche A el ing – so die Prognosedaten für den technischen Stand im Jahre 2030 - eine Wärmeleistung in e von nur 0,15 MWth. Dies kommt dem Trend in der Entwicklung einer tendenziell eher zuneh- Stromnachfrage bei gleichzeitig abnehmender W en. Dadurch sind Brennstoffzellen prinzipiell besonders gut für den Einsatz in Wohngebäuden ohnsiedlunge Bre nstoffzelle in Höhe von 80 % und einer Wärmebedarfsdichte in Höhe von 29 GWh/(km sweise für die Wärmeversorgung einer Wohnsiedlung mit einer Siedlungsfläche von 4 ha und Reihenhäusern ausreichen (vgl. A und Verte verlusten auf der Niederspannungsebene in Höhe von c 70 ha durch Strom aus dem Brennstoffzellen-BHKW versorgt werden. Die prinzipielle gute Eignung von Brennstoffzellen-BHKW für die Versorgung von Wohngebieten im Allgemeinen gilt jedoch im Besonderen nur mit Einschränkungen für Anlagen, die auf der Basis von Holz- oder Halmgutgas betrieben werden. Das Schwachgas mit seinem im Verhältnis zum Erdgas un auch zu Biogas sehr niedrigen Heizwert kann kaum sinnvoll über größere Entfernungen transportiert werden, da der Gastransport unverhältnismäßig viel teurer als der Brenn davon auszugehen, dass Holzvergaser und Brennstoffzelle jeweils eine betriebliche Einheit bilden und auf einem gemeinsamen Betriebsgelände möglichst in räumlicher Nähe zum Standort des Wärme- verbrauchs untergebracht werden müssen. Wie bereits erwähnt dürfte allerdings eine Vergaseranlage mit einem Standort unmittelbar innerhalb eines Wohngebietes aufgrund von Störungen bzw. Beein trächtigungen der Wohnnutzung, die von dem Anlagenbetrieb potenziell ausgehen könnten, kaum genehmigungsfähig sein. Seite 143 Für eine Brennstoffzelle der Leistungsgröße 0,3 MWel würde - die prognostizierte technischen Ent- wicklung vorausgesetzt - ein Holzvergaser mit einer Leistung in Höhe von etwa 0,5 MWHolzgas benötigt. n- or- Für die Brennstoff-Versorgung einer solchen Anlage wäre eine Jahresmenge in Höhe von mehr als 1.300 t Holzhackschnitzel erforderlich. Üblich ist die Holz-Hackschnitzel-Lagerung bei kleinen Anla- genkapazitäten in Wechselcontainern mit einem Volumen von etwas über 30 m3, was in etwa einem Brennstoffbedarf für drei Tage entspricht (vgl. Kaltschmitt/Hartmann 2001 und Tabelle 72). Zur Bren stoffanlieferung würde etwa im Rhythmus von drei Tagen eine LKW-Ladung genügen. Ein zusätzli- ches Transportaufkommen entstünde für die Anlieferung von Vergaser-Hilfsstoffen und für die Ents gung von Reststoffen. Tabelle 72 : Prognose - Daten zur Stro m-Be re its tellungsk e tte fü r ein 300 kW -MCFC- Brenn s toffze llen-BHKW b e zog e n au f das Jahr 2 030 BZ - BHKW - D at e n elektrische Brutto-Leistung MWel 0,30 thermische Brutto-Leistung MWth 0,15 Jahres-Auslastung h/a 6.000 Jahres-Brutto-Stromerzeugung GWhel/a 1,80 Jahres-Netto-Stromerzeugung GWhel/a 1,63 Jahres-Brutto-Wärmerzeugung GWhth/a 0,90 Jahres-Netto-Wärmeerzeugung GWhth/a 0,90 H olz v e rga s e r- A n l a g e n d a te n Leistungsbedarf Holzvergaser angepaßt an BZ-BHKW MWHolzgas 0,5 Jahres-Energieerzeugung Holzgas für BZ-BHKW GWh/a 3,5 Jahresenergiebedarf Holz-Hackschnitzel gesamt GWh/a 4,4 Holz-Hackschnitzel-Jahresmassenverbrauch (W = 30 %) t/a 1.305 Holz-Hackschnitzel-Massendurchsatz pro Stunde (bei Vollauslastung) t/h 0,17 Lagervolumen für einen Drei-Tages-Bedarf m3 32,8 Ho l z - H acksch n i tz e l - P roduk ti ons - A n l a g e n d a te n ( H a c k e r) Leistungsbedarf Hacker angepaßt an Holzgas-BZ-BHKW MWHacker 4,4 Jahres-Energieerzeugung Holz-Hackschnitzel GWh/a 4,4 Jahresbedarf Holz-Trockenmasse t/a 869 Quelle: UBA 2004, ergänzt durch eigene Annahmen und Berechnungen Für den Betrieb der Holzvergasung sind auf dem Betriebsgelände Lagerflächen für die Holz-Hack- W - ne Flächeninanspruchnahme von 90 m2/MWel im Falle der MCFC und von 170 m2/MWel im Falle der SOFC angegeben (vgl. UBA 2004). Dies entspricht bei einer Anlagenaus- schnitzel, für die Bunkerung der Asche und der Hilfsstoffe und ggf. Flächen für die Holzaufbereitung (Aussortierung von Störstoffen, hacken) vorzuhalten, wobei die Hackschnitzelproduktion in den meis- ten Fällen eher beim Brennstoffhändler, im Wald oder am Feldrand im Falle der Holz-Gewinnung durch Anbau von Kurzumtriebsplantagen erfolgen dürfte als am Standort der Konversionsanlage (vgl. Kaltschmitt/Hartmann 2001). Der Gesamtflächenbedarf der Strombereitstellung auf der Basis von Holzgas-Brennstoffzellen-BHK hängt ganz überwiegend von der Herkunft des Holzes ab. Prinzipiell besteht, wie bereits erwähnt, die Möglichkeit, Altholz, Resthölzer aus Industrie und Gewerbe bzw. aus Wäldern oder Holz aus Kurzum triebsplantagen für die Holzgasproduktion zu verwenden. Für Brennstoffzellen mit einer Kapazität in Höhe von 0,3 MWel wird ei Seite 144 . - lz en Hek- tarerträgen zus nspruch genommen. Daraus lässt sich eine spezifische Flächeninanspruchnahme bezogen auf die elektrische Nettoleistung in Hö- he von 370 ha/MWel und eine auf die Jahres-Netto-Stromerzeugung bezogene Flächeninanspruch- nahme in Höhe von 616 m2/MWhel/a errechnen. Stammt der Biomasse-Brennstoff aus Waldrestholz, muss eine entsprechenden Waldfläche verfügbar sein, auf der jeweils nach der Holzernte Resthölzer in der benötigten Menge zurückbleiben und ge- sammelt werden können. Bei einem Flächenertrag in Höhe von 16,7 GJ/(ha*a) würden für die Rest- holz-Ernte bei einem Jahres-Holzenergiebedarf in Höhe von 4,5 GWh/a insgesamt 964 ha Waldfläche benötigt. Diese Flächeninanspruchnahme kann anders als die Flächeninanspruchnahme für Anbau- Biomasse nicht unmittelbar mit der Inanspruchnahme von Betriebsflächen für die Konversionsanlagen verrechnet werden, da die Nutzung der Waldfläche für das Sammeln von Restholz andere Nutzungs- optionen für die gleiche Waldfläche nicht beeinträchtigt. Tabelle 73 : Flächenina n spruch nahm e für die Str ombereits tel l ung durch e i n 300-k W -Holz- gas-M C F C -Brennstoffzellen-BHKW (S tand der Technik: Progn ose 2030) 766 BHKW-Anteil Flächeninanspruchnahme Hacker m 44 11 lastung von 6.000 h/a einer energiespezifischen Flächeninanspruchnahme von 15 m2/GWhel/a bzw von 28 m2/GWhel/a. Diese Flächen beziehen sich ausschließlich auf die Stellfläche des Brennstoffzel- lenaggeregats zuzüglich der benötigten Montage- und Wartungsflächen. Da auf demselben Betriebs grundstück außerdem auch der Holzvergaser aufgestellt werden muss und zusätzlich Lagerflächen bereitgestellt werden müssen, ergibt sich unter der Annahme einer GRZ von 0,3 eine Betriebsgrund- stücksfläche in Höhe von etwa 770 m2. Beim Lieferanten muss zusätzlich ein Hacker für die Verar- beitung des Rohholzes zu Hackschnitzeln aufgestellt werden, der bezogen auf den Hackschnitzel- Bedarf des Holzgas-Brennstoffzellen-BHKW eine weitere Fläche in Höhe von 44 m2 in Anspruch nimmt. Wenn das Ho aus Kurzumtriebsplantagen gewonnen werden soll, wird bei durchschnittlich ätzlich eine landwirtschaftliche Nutzfläche von 100 ha in A Flächeninanspruchnahme BZ-BHKW m2 45 Flächeninanspruchnahme Holzvergaser m2 169 Lagerflächenbedarf Holzhackschnitzel Wechselcontainer m2 15 Betriebsgrundstück Holzgas-BZ-BHKW (GRZ 0,3) m2 2 min. mittel max. Flächenbedarf Anbau KUP-Pappel ha 200 100 67 netto-leistungsspez. Gesamt-Flächeninanspruchnahme ha/MWel 739 370 246 nettostromspez. Gesamt-Flächeninanspruchnahme m2/MWhel/a 1.231 616 4 Hektarertrag 4.5.3.2 Verbrennu ngsmotorische BHKW für den Biogas- und Holzgasein- UBA 2004, Kaltschmitt/Hartmann 2001, eigene Annahmen und Berechnungen satz Ebenso wie bei Brennstoffzellenanlagen erscheint es für Motor-BHKW, die mit Holz- oder Biogas be- trieben werden, wenig sinnvoll, den Standort der Stromerzeugung räumlich vom Standort der Gaspro- duktion zu trennen, weil die erheblichen Anforderungen, die an die Gasqualität gestellt werden müs- sen, wenn Sondergase in das Erdgasnetz eingespeist werden sollen, nur mit unverhältnismäßig ho- Seite 145 hem Aufwand erfüllt werden könnten. Durch diese Kopplung an die Gasproduktion wird die Standort- wahl für BHKW entscheidend beeinflusst. Dies gilt vor allem für Biogas-BHKW. Die Reststoff-Biomasse-Potenziale, die sich für die Biogaserzeugung eignen, kommen zu drei Vierteln aus der Landwirtschaft. Wenn die Potenziale des Energiepflanzenanbaus mit eingerechnet werden, beträgt der Anteil landwirtschaftlicher Gärsubstrate am Gesamt-Biogaspotenzial sogar 86 %. Daraus ergibt sich im Zusammenhang mit der geringen Transportwürdigkeit der sehr wasserhaltigen Biogas Ausgangssubstrate bzw. der Gärreststoffe der Zwang, Biogasanlagen im unmittelbaren räumlichen Zusammenhang zu landwirtschaftlichen Betrieben aufzustellen. Die durchschnittliche Transporten nung für - tfer- Gärsubstrate beträgt etwa 5 km (vgl. Schrum 2001). Für landwirtschaftliche Biogasanlagen zur Aufrechterhaltung des Vergärungsprozesses in ren landwirtschaftlichen Betriebsstrukturen durchschnittlich so hoch wie Durchschnitt der Bundesrepublik Deutschland (vgl. Wilfert et al. 2003). Verbrennungsmotorische BHKW, die sich für den Einsatz von Biogas oder Holzgas eignen, stehen in einem weiten Leistungsbereich von einigen kWel bis zu mehreren MWel zur Verfügung. Wie bereits in Kapitel 4.4.6 erläutert, nimmt der leistungsspezifische Stellflächenbedarf von BHKW-Modulen mit zu- nehmender Anlagenleistung stark ab. Biogas- bzw. Holzgas-BHKW nehmen für die Anlagenauf- stellung einschließlich einer Wartungs- und Montagefläche eine leistungsspezifische Fläche in Höhe von 210 m2/MWel bei einer Anlagenleistung von 100 kWel bis hin zu nur noch 36 m 2/MWel bei einer pezifischen Flächen- inanspruchnahme in Höhe von 35 m2/GWh /a bzw. 6 m2/GWh /a bei einer Auslastung des BHKW in 6.000 Für ein typisches la wirtschaftliches Biogas-BHKW auf Verbrennungsmotorbasis mit einer elektri- des Jahres 2030 einer netto-leistungsspezifischen Flächeninanspruchnahme in Höhe von werden maximale wirtschaftliche Transportradien für den Gülletransport von 10 km angegeben, für pflanzliche Rohstoffe ein Radius von maximal 3 km (vgl. Köttner/Schnell 2003). Durch die Konzentration der Anlagenstandorte auf den ländlichen Raum ist gleichzeitig die Nachfrage nach der Abwärme der Biogas-Motorheizkraftwerke eingeschränkt. Vor allem bei Einzelhofanlagen kann die anfallende Überschusswärme, die nicht der Biogasanlage benötigt wird, mangels externer Nachfrage oft nur zur Deckung des betrieblichen Eigenbedarfs oder z.B. für Trocknungsprozesse genutzt werden. Bei landwirtschaftlich geprägten Biogasanlagen ergibt sich eine deutliche Abhängigkeit der Anlagen- größe von der regionalen landwirtschaftlichen Betriebsgrößenstruktur. Landwirtschaftliche Großbe- triebe finden sich vor allem im Nordosten der Bundesrepublik. Dort lassen sich vergleichsweise kurze Transportwege für Gärsubstrate und Gärreste realisieren, die auch den Betrieb großer landwirtschaft- lichen Gemeinschafts-Biogasanlagen ermöglichen. Auch für Einzelhofanlagen sind dort wesentlich größere Anlageneinheiten als in Regionen mit kleinteilige wie z.B. in Bayern wirtschaftlich. In Brandenburg und Mecklenburg-Vorpommern beträgt zurzeit die e elektrische Leistung von Biogas-BHKW mehr als 400 kW und ist damit etwa viermal Anlagenleistung in Höhe von 1 MWel in Anspruch. Dies entspricht einer energies el el Höhe von Jahres-Vollbenutzungsstunden (vgl. Abbildung 21). nd schen Leistung von 100 kW, einem Fermenter-Volumen von 300 m3 und einem Gärsubstrat-Mix aus Rinder- und Schweinegülle sowie aus Rückständen aus der Zuckerrüben- und Kartoffelernte kann eine Flächeninanspruchnahme für die Biogasanlage und das BHKW in Höhe von insgesamt etwa 430 m2 angenommen werden. Dies entspricht bezogen auf einen prognostizierten technischen Stand Seite 146 - ,78 m2/MWhel/a. - 4.660 m2/MWel und bei einer Auslastung des BHKW in Höhe von 6.000 h/a einer auf die Jahres-Netto Stromerzeugung bezogene spezifische Flächeninanspruchnahme in Höhe von 0 Abbildung 21: Leistun g ssp ezifischer Fl ächen beda rf v on Biogas-Anlagen nach Herstelleranga- ben mit Zuschlag für Ab stan dsflächen zur Bestim m u n g d e r A u f s te l l ra u m - G ru n d fläche n ach Hanu sa (S ta nd: 20 00) 600 700 800 900 1000 ez ifi sch er m 2 /MW el ) A A u fs te l l ra u m = 7 . 0 8 2 , 8 * P e l -0, 7631 200 300 400 500 m itt le re r le is tu n g Fl äc h enbe da rf 0 100 0 500 1000 1500 2000 e l e k tri s c h e A n l a g e n l e i s tu n g ( k W e l ) ssp ( Quelle: ASUE 2001; Hanusa 2003 Seite 147 Tabelle 74 : Prognose - Daten zur Stro m-Ber e its tellungsk e tte fü r ein 100 kW -Biog a s BH K W m i t einer land wi rtscha ftliche n Biogas a nlag e bezo gen a u f das J a hr 2030 Bi og as- Mo tor- BHKW - D at en - M otor- Jahres-Ausla Jahres-Brutto GWhel/a 0,60 Jahres-Netto-Stromerzeugung GWhel/a 0,56 Jahres-Brutto-Wärmeerzeugung GWh/a 0,83 Jahres-Netto-Wärmeerzeugung GWh/a 0,66 Bi og asan l a g e n - Dat e n Leistungsbedarf Biogasanlage angepaßt an BHKW MWBiogas 0,32 Fermenter-Volumen m3 300 Jahresenergieerzeugung Biogas GWh/a 1,62 Jahresdurchsatz Schweinegülle t/a 1.404 Jahresdurchsatz Zuckerrübenblätter t/a 1.483 Jahresdurchsatz Rindergülle t/a 2.151 Jahresdurchsatz Kartoffelblätter t/a 563 elektrische Brutto-Leistung MWel 0,1 thermische Brutto-Leistung MWth 0,14 stung h/a 6.000 -Stromerzeugung Vie hb e s ta n d - B a s i s f ü r Gül l e p roduk ti on Rinder GVE 239 Schweine GVE 131 A ckerf l äc h e n - Basi s f ü r d i e Pr oduk ti on de r E rnt e rü ckst än d e Zuckerrüben-Ackerfläche ha 25 Kartoffel-Ackerfläche ha 44 Quelle: UBA 2004, Wilfert et al. 2003 In obigem Beispiel werden für die Biogasproduktion 239 Rinder-Großvieheinheiten (GVE) und 131 Schweine-GVE benötigt. Für die Bereitstellung der Ernterückstände müssen 25 ha für den Zuckerrü- elanbau bewirtschaftet werden (vgl. Tabelle 74). Bei dieser Flä- chengröße ergeben sich bereits Transportentfernungen für die pflanzlichen Gärsubstrate, die jenseits der oben genannten Grenze der Wirtschaftlichkeit liegen. Die aus dem Prozess auskoppelbare Jah- res-Nettowärmeerzeugung beträgt 0,66 GWh pro Jahr. Bei Einspeisung in ein Nahwärmenetz könnten ausgehend von einem prognostizierten Baustandard des Jahres 2020 in einem Dorfkerngebiet etwa 27 Gebäude auf einer Siedlungsfläche von etwa 2,4 ha mit dieser Überschusswärme versorgt werden (vgl. AGFW 2000). 4.5.3.3 Dampfkraftanlagen mit Holzfeuerung Dampfkraftanlagen und insbesondere Dampfmotoren bzw. ORC-Anlagen mit Auslegung als Heiz- kraftwerke erreichen nur vergleichsweise niedrige Stromkennzahlen, wodurch auch Anlagen kleiner Leistung hohe auskoppelbare Wärmemengen produzieren. So lassen sich z.B. aus einem Dampfmo- tor-HKW mit einer Leistung von 800 kWel pro Jahr 18,6 GWh Wärme auskoppeln (vgl. Tabelle 75). Diese Wärmemenge entspricht z.B. dem Jahreswärmebedarf einer Wohnsiedlung in 3-5-geschossiger Zeilenbauweise mit einer Siedlungsfläche von 42 ha und 290 Gebäuden im prognostizierten Baustan- dard des Jahres 2020 (vgl. AGFW 2000). Aus Sicht der Betreiber wird es oft zu aufwändig und nicht attraktiv sein, in einem solchen Umfang Wärmeabnehmer zu gewinnen und eine wärmetechnische Erschließung zu finanzieren, sofern das Biomasse-Heizkraftwerk nicht eine bestehende Fernwärme- erzeugung ersetzen bzw. ergänzen kann. Zudem reduziert sich durch die Wärmeauskopplung und benanbau und 44 ha für den Kartoff Seite 148 nahmen lassen erlöse ausgleichen. Dies erschwert den breiten Einsatz insbesondere von kleinen Biomasse-Dampf- kraftanlagen im Kraft-Wärme-Kopplungsbetrieb außerhalb von Nischenanwendungen wie z.B. der holzverarbeitenden Industrie, wo Heizkraftwerke auf der Basis von Resthölzern traditionell genutzt werden und eine aufwändige Brennstofflogistik entfallen kann. Bei Dampfturbinenanlagen lässt sich durch eine Vergrößerung der Anlagenkapazität die Brennstoff- ausnutzung verbessern. Trotzdem erhöht sich mit zunehmender elektrischer Leistung der Brennstoff- bedarf und damit aufgrund der geringen Biomasse-Dargebotskonzentration schnell auch das Ein- zugsgebiet für die Brennstoffbeschaffung, wodurch der Transportaufwand zunimmt und die Brenn- stoffkosten steigen. Die wirtschaftliche Obergrenze liegt bezogen auf die Dargebotsdichte der heimi- schen Biomasse-Potenziale in der Bundesrepublik Deutschland bei einer elektrischen Leistung von etwa 40-50 MW. Noch größere Anlagen lassen sich wirtschaftlich nur dann betreiben, wenn am Standort der Anlage zu überdurchschnittlich günstigen Transportkosten in ausreichendem Umfang Brennstoffe auch unter Einbeziehung größerer Transportradien bezogen werden können (vgl. Berger et al. 2003 und Rösch et al. 2001). Deshalb bevorzugen Investoren für größere Biomasse-Kraftwerke Anlagenstandorte an der Küste oder mit unmittelbarem Anschluss an eine Binnenwasserstrasse, um die kostengünstige Anlieferung von Hölzern per Schiff realisieren zu können (vgl. Scheuß 2003). Zur Optimierung der Brennstoff-Logistik bieten sich aufgrund der Trimodalität und der Verfügbarkeit von nen- oder Seehafen-Standorte an (vgl. Gewiese 2003). Die g . n- Brutto GWhel/a 4,8 Netto GWhel/a 4,8 eine entsprechende Auslegung des Kraftwerks der Stromertrag. Die dadurch bedingten Minderein- sich nur unter sehr günstigen Nachfrage- und Abnahmebedingungen durch Wärme- Umschlags- und Lagerkapazitäten Bin kostengünstigste Möglichkeit für die Nutzung der Dampfkraft-Technologie zur Biomasse-Verstromun ist allerdings die Mitverbrennung von holz- oder halmgutartigen Festbrennstoffen in Kohlekraftwerken Bis zu einem Anteil in Höhe von 10 % der Leistung lassen Zufeuerungen sich ohne technische Verä derungen an den Feuerungsanlagen realisieren. Tabelle 75 : Prognose - Daten zur Stro m-Ber e it s tellungsk e tte fü r ein 800 kW -Hol z-Damp f m o- tor-H K W b e zogen au f da s Jahr 20 30 Damp f m otor- HKW - D at en elektrische Brutto-Leistung MWel 0,8 thermische Brutto-Leistung MWth 3,1 Jahres-Auslastung h/a 6.000 Jahres- -Stromerzeugung Jahres- -Stromerzeugung Jahres-Brutto-Wärmerzeugung GWhth/a 18,6 Jahres-Netto-Wärmeerzeugung GWhth/a 18,6 H olz - H a c k s c h n it z e l - P roduk ti on s - A n l a g e n d a te n ( H a c k e r) Leistungsbedarf Hacker angepaßt an Dampfmotor-HKW MW 28,2 Jahres-Energieerzeugung Holz-Hackschnitzel GWh/a 28,2 Holz-Energie-Bedarf pro Jahr für die Hackschnitzel-Produktion GWh/a 28,5 Jahresbedarf Holz-Trockenmasse t/a 5.547 Quelle: UBA 2004 Die Flächeninanspruchnahme von Biomasse-Dampfkraftanlagen wird erheblich durch die Brennstof lagerung beeinflusst. Da die Schüttdichte von Holzbrennstoffen ebenso wie der Heizwert im Vergleich zu Kohle gering ist, benötigen die Kraftwerke trotz Anlagenleistungen, die im Verhältnis zur durch- f- Seite 149 schnittlichen Kapazität fossil befeuerter Kraftwerke klein sind, viel Patz. Dampfmotor-Heizkraftwerke im Leistungsbereich bis zu 1 MW in ts tel l ung durch e i n 800-k W -Holz- el benötigen eine Fläche von etwa 1.300 m 2/MWel, während ORC- HKW der gleichen Leistungsklasse mit einer Fläche in der Größe von 550 m2/MWel auskommen. Bio- masse-Dampfturbinen-Kraftwerke mit einer elektrischen Leistung von 20 MWel nehmen eine Fläche Höhe von 1.000 m2/MWel in Anspruch (vgl. UBA 2004). Tabelle 76 : Flächenina n spruch nahm e für die Str om b e re i Dam p fm otor-Hei zkr a ft we rk auf Basis v on Holz au s Kur z um trie bsplantagen (Stan d der T echnik : Prog nose 20 30) Flächeninanspruchnahme Dampfmotor-HKW (inkl. Holzlager) m2 1.037 Betriebsgrundstück Dampfmotor-HKW (GRZ 0,3) m2 3.457 HKW-Anteil Flächeninanspruchnahme Hacker m2 282 min. mittel max. Flächenbedarf Anbau KUP-Pappel ha 1.278 639 426 leistungsspezif. Gesamt-Flächeninanspruchnahme ha/MWel 1.598 799 stromspezif. Gesamt-Flächeninanspruchnahme m2/MWhel/a 2.663 1.332 888 Hektarertrag 533 e i z k raftw e rke für den Holzgasbetrieb Eine vielversprechende Möglichkeit scheint die Verstromung biogener Brennstoffe in Gas- und Dampf- kr sphärischen oder durckaufgeladenen Wirbelschicht-Vergaser erzeugt wurde. Bei der Nutzung der kostengünstigereren atmosphärischen Vergaser muss das Produktgas vor dem Einsatz in der Gastur- bine verdichtet werden, wodurch der Systemnutzungsgrad der Kombination aus Vergaser und Kraft- werk reduziert wird. Holzgas-GuD-Heizkraftwerke kleiner Leistung werden mittlerweile in Schweden und Großbritannien in je einer Demonstrationsanlage mit elektrischen Leistungen in Höhe von 6 bzw. 8 MWel betrieben (vgl. Kaltschmitt/Hartmann 2001, UBA 2004 und Nitsch et al. 2004). Technisch sind aber auch elektrische Leistungen im Bereich von 50 oder mehr als 200 MWel denkbar, sobald auch Holzvergaser in einer entsprechend angepassten Leistungsgröße kommerziell verfügbar sind. GuD- Kraftwerke in einer Größenordnung von deutlich mehr als 50 MWel würden aber derartig große Brenn- stoffmengen verbrauchen, dass sie allenfalls an Küstenstandorten und bei kostengünstigem Brenn- stoffimport denkbar wären. Zudem wären solche Anlagen aufgrund besserer elektrischer Wirkungs- densationskraftwerke auszulegen (vgl. UBA 2004). Ein GuD-Heizkraftwerk mit er Quelle: UBA 2004, Kaltschnitt/Hartmann 2001; eigene Annahmen und Berechnungen Wie bei den anderen Technologien, die Anbau-Biomasse als Brennstoffquelle nutzen, führt diese Art der Brennstoffversorgung zu einer extrem hohen Flächeninanspruchnahme. Bei Dampfkraftanlagen kleiner Leistung wird dies aufgrund der geringen Brennstoffausnutzung besonders deutlich. Für den Betrieb eines 800 kW Holz-Dampfmotor-Heizkraftwerks wird bei durchschnittlichen Flächenerträgen eine landwirtschaftliche Nutzfläche von 640 ha benötigt. Dies entspricht bei einer Auslastung des Heizkraftwerkes von 6.000 h/a einer spezifischen Flächeninanspruchnahme in Höhe von 1.332 m2/MWh/a (vgl. Tabelle 75). 4.5.3.4 Gas- und D a m p f tu rb i n e n - H turbinen-Heiz aftwerken zu sein. Als Brennstoff kommt Holzgas in Frage, das zuvor in einem atmo- grade als reine Kon einer elektrischen Leistung in Höhe von 50 MWel würde bereits eine Jahres-Brennstoffmasse in Form von Holz-Hackschnitzeln von 166.000 t benötigen. Die auskoppelbare Jahres-Wärmemenge in Höhe von 233 GWh würde ausreichen, um entweder einen großen Industriebetrieb mit Prozesswärme od Seite 150 wird eine Vergaserkapazität Prognosen für e E des Holzvergas für den Kurzzeitbedarf Holz-Hackschnitzel gelagert werden. Für die Bevorratung des Brennstoffbedarfs für eine Woche wäre ein Lagervolumen in Höhe von etwa 14.000 m3 erforderlich (vgl. Tabelle 77). Dafür kämen Silos mit einer üblichen Bauhöhe von 5 m und einer Grundfläche von etwa 3.000 m2 in Frage. Für das Jahr 2030 wird für GuD-Kraftwerke eine Flächeninanspruchnahme in Höhe von 50 m2/MWel prognostiziert, wobei hier nur die reine Kraftwerksfläche ohne Holzvergaser und ohne Brennstofflage- in Höhe von 2 enertrag eine landwirtschaftliche Nutzfläche von 15.500 ha zu bewirt- 6 6 eine City-Bebauung hoher Dichte mit einer Fläche von etwa 150 ha mit Fernwärme bei einem für das Jahr 2020 prognostizierten Baustandard zu versorgen (vgl. AGFW 2000). Wie generell beim Kraftwerksprozessen auf Holzgasbasis bilden Vergaser und Stromerzeuger eine betriebliche Einheit, um unwirtschaftliche und technisch aufwändige Gastransporte zu vermeiden. Für ein GuD-Heizkraftwerk der Leistungsgröße von 50 MWel die technisch ntwicklung bis zum Jahr 2030 in Höhe von etwa 90 MWHolzgas bei einer Auslastung ers in Höhe von 7.500 h/a benötigt. Auf dem Betriebsgelände müssen mindestens rung eingerechnet ist. Für ein 50-MW-Heizkraftwerk ergibt sich eine Grundstücksfläche 2.500 m (vgl. Wehowsky et al. 1994 und UBA 2004). Für die Holzvergasung ist bezogen auf die Gas- Versorgung eines 50-MW-GuD-Heizkraftwerkes auf einem gemeinsamen Betriebsgelände zusätzlich eine Fläche von 1,7 ha bereitzustellen. Um die Hilfs- und Brennstoffanlieferung und –lagerung sowie die Zwischenlagerung und Entsorgung der Reststoffe handhaben zu können, wird die Gesamt-Be- triebsfläche einer solchen Anlage auf Basis einer GRZ von 0,4 zu etwa 5 ha errechnet. Sollte die Holzversorgung auf der Basis von Kurzumtriebsplantagen erfolgen, wäre zusätzlich bei einem mittle- ren landwirtschaftlichen Fläch schaften. Tabelle 77: Prognose-Daten zur Stro m-Bereit stellungskette fü r ein 50 MW-Holzg as-Gu D - HK W be zog e n auf das J a h r 2030 Ho l z g a s- G u D- HK W - Dat e n elektrische Brutto-Leistung MWel 50 thermische Brutto-Leistung MWth 5 Jahres-Auslastung h/a 6.000 Jahres-Brutto-Stromerzeugung GWhel/a 300 Jahres-Netto-Stromerzeugung GWhel/a 260 Jahres-Brutto-Wärmerzeugung GWhth/a 300 Jahres-Netto-Wärmeerzeugung GWhth/a 233 Ho l z ve rg as er- A n l ag e n d a te n Leistungsbedarf Holzvergaser angepaßt an GuD MW 89 Jahres-Energieerzeugung Holzgas GWh/a 666 Jahresenergiebedarf Holz-Hackschnitzel GWh/a 686 Holz-Hackschnitzel Jahres-Massenverbrauch t/a 165.740 Holz-Hackschnitzel-Massendurchsatz pro Stunde (bei Vollauslastung) t/h 22 Lagervolumen für einen Wochen-Bedarf m3 13.956 H olz - H a c k s c h n it z e l - P roduk tions - A n l a g e n d a te n ( H a c k e r) Leistungsbedarf Hacker angepaßt an GuD MW 68 Jahres-Energieerzeugung Holz-Hackschnitzel GWh/a 68 Holz-Energie-Bedarf pro Jahr GWh/a 693 Jahresbedarf Holz-Trockenmasse tTM/a 134.823 0 Quelle: UBA 2004, Kaltschmitt/Hartmann 2001, ergänzt durch eigene Annahmen und Berechnungen Seite 151 Tabelle 78: Flächeninan spruch nahm e für die Strombereitstel l ung durch ein 50-M W -Ho l z g a s - GuD - H e izkr a f twe rk au f B asis v on Holz aus Kur z u m tri e b Technik : Pro gnose 2 030 ) s p l a n tagen (S tand der Flächeninanspruchnahme Holzgas-GuD-HKW m2 2.500 Flächeninanspruchnahme Holzvergaser für 50 MWel GuD m2 17.222 Betriebsgrundstück Holzgas-GuD-HKW (GRZ 0,4) m2 49.305 Flächeninanspruchnahme Holz-Hacker für 50 MWel GuD m2 6.860 min. mittel max. Flächenbedarf Anbau KUP Pappel für 50 MWel GuD ha 31.061 15.531 10.354 leistungsspezif. Gesamt-Flächeninanspruchnahme ha/MWel 621 311 20 stromspezif. Gesamt-Flächeninanspruchnahme m2/MWhel/a 1.035 518 345 Flächeninanspruchnahme bei Hektarertrag 7 BA 2004, Kaltschmitt/Hartmann 2001, eigene Annahmen und Berechnungen t. - on insgesamt 500.000 ha. Davon sind 400.000 ha für die Produktion von festen Biomasse- vo n- den Baumarten stoff-Energiepotenzial in Höhe von 64,2 PJ/a er- zeugen. Bei einem durchschnittlichen Systemnutzungsgrad der Festbrennstoff-Stromerzeugung in Höhe von 30,2 % ergibt sich eine Jahresstromerzeugung in Höhe von 5,3 TWhel/a. Dies entspricht einem Bedarfsdeckungsanteil bezogen auf den Endenergieverbrauch Strom im UBA-NH-Szenario bezogen auf das Zieljahr 2050 in Höhe von nur 1,4 %. Bei einer durchschnittlichen Auslastung der Biomasse-Kraftwerke von 5.000 h/a wird für diese Stromerzeugung eine Kraftwerkskapazität von 1,06 GWel benötigt. Auf der Basis dieser Daten lässt sich eine durchschnittliche Flächeninanspruchnahme für den Anbau von Energiepflanzen zur Stromerzeugung in Höhe von 377 ha/MWel errechnen. Bei der wesentlich schlechteren Brennstoff-Ausnutzung, die im Szenario RRO-2 des IER angenommen wird, ergibt sich sogar eine durchschnittliche leistungsspezifische Flächeninanspruchnahme in Höhe von 575 ha/MWel. Die Flächeninanspruchnahme für die landwirtschaftliche Biomasse-Produktion ist durch zwei Beson- derheiten geprägt. Grundsätzlich nimmt die Landwirtschaft Flächen kontinuierlich und unteilbar in An- spruch, die jeweilige Anbaufläche kann innerhalb der Wachstumsperiode nicht schrittweise der Be- darfsentwicklung folgend genutzt werden. Die benötigte Flächengröße ist durch Anpassung an einen führen zu einer Umwidmung großer Flächen. Zu beachten ist außerdem, dass wechselnde Fruchtfol- Quelle: U 4.5.4 Flächeninanspruchnahme und räumliche Wirkungspotenziale der Stromerzeugung aus Bioenergieträgern Aufgrund der sehr heterogenen Brennstoffbasis und der vielfältigen anlagentechnischen Optionen für die Verstromung lässt sich keine einheitliche Größe für die Flächeninanspruchnahme angeben. An- hand der zugrunde gelegten Annahmen zum Anteil der Anbau-Biomasse am Brennstoffmix zur Stro- merzeugung kann allerdings gezeigt werden, dass auch eine verhältnismäßig zurückhaltende Aus- schöpfung der Energiepflanzen-Potenziale zu einer Flächeninanspruchnahme führt, die den Flä- chenbedarf aller anderen bisher betrachteten Optionen zur Stromerzeugung bei Weitem übersteig Wie dargelegt, führen die hier getroffenen Annahmen zu einer in Anspruch genommenen Flächen- größe für die Strombereitstellung auf der Basis von Anbau-Biomasse im Jahr 2050 gemäß UBA-NH Szenario v Brennstoffen rgesehen. Auf dieser Fläche lässt sich durch Anbau von geeigneten schnellwachse in Kurzumtriebsplantagen ein Brenn im Voraus zu bestimmenden Zielertrag als Ganzes und unteilbar vorgeprägt. Bedarfsanpassungen Seite 152 t giebedarf und d den heute üblichen Anbaumethoden im Wechsel für die Produktion verschiedener Feldfrüchte genutzt wird, falls nicht ausschließlich Kulturen mit einer Eignung als Biomassebasis für die Stromproduktion angebaut werden können. Die Konsequenzen einer stärkeren Ausschöpfung der landwirtschaftlichen Flächenpotenziale für die Stromerzeugung lässt sich erahnen, wenn das Verhältnis zwischen Strom- und Leistungsbedarf pro ha Siedlungsfläche zur landwirtschaftlichen Flächeninanspruchnahme für den Anbau von Energie- pflanzen betrachtet wird, wie sie bei einem Einsatz der Biomasse zur Verstromung in Kraft-Wärme- Kopplungs-Anlagen benötigt werden würden. Einer verhältnismäßig kleinen zu versorgenden Sied- .5.3 und n müssen geei telbarer Nähe zu Wohn- oder Ge- - ie- - - gen insgesam eine noch erheblich größere landwirtschaftliche Fläche erfordern, als durch den Ener- en Flächenertrag beim Energiepflanzenanbau vorgegeben ist, da die Ackerfläche bei lungsfläche steht eine um ein Vielfaches größere Anbaufläche gegenüber (vgl. Kapitel 4 Abbildung 22). Hohe Transportkosten begünstigen eine räumlich benachbarte Zuordnung zwische Anbaufläche und Konversionsanlage. Um die auszukoppelnde Wärme weiterverteilen zu können, gnete Standorte für die Konversionsanlagen in unmit werbegebieten mit einem entsprechenden Wärmebedarf gefunden werden. Andererseits bestehen Einschränkungen in der Standortwahl für Konversionsanlagen durch Luftschadstoff-, Geruchs- und hygienische Belastungen bzw. Gefährdungen oder durch die bauliche Gestalt der Anlagen (z.B. Holz vergaser). Größere Anbauflächen, die für Kurzumtriebsplantagen genutzt werden, verändern das Landschaftsbild. Es ist zu erwarten, dass es langfristig durch die Erhöhung des Anteils von Energ pflanzen am Brennstoffmix zur Stromerzeugung zumindest regional zu einer Veränderung der Raum und Siedlungsstrukturen kommt. Abbildung 2 2 : Flächenv e rhältnisse für die Brenn s toffg e wi nnun g , die Energieum wa ndlun g u n d die Wärmeversorg ung am Beispiel der Wärme-Auskopplu n g a u s e i n e m H ol z g a s B HKW Quelle: eigene Darstellung und Berechnung auf Basis der Technologie-Daten aus UBA 2004 und de Wärmebedarfs-Daten für 2020 aus AGFW 2000 r Seite 153 4.6 Stromerzeugung aus Windenergie Die Windenergienutzung hat in der Bundesrepublik Deutschland aufgrund der jahrelangen intensiven Förderung mittlerweile einen beachtlichen Ausbaustand erreicht. Gemessen an den Anlagen-Kapazi- täten, die in den hier betrachteten Regenerativ-Energie-Szenarien vorgesehen sind, ist der bisherige Windanlagenbau jedoch nur als ein erster Einstieg in die Nutzung der Windenergie zur Stromerzeu- n n- e g - öhe von 950 kW. Die durchschnittliche Anlagenauslastung betrug land Niedersach Brandenburg (v e 79). Tabelle 79: Stand des W i ndenergieausbau s in der Bundesrep ublik Deutschland am 31.12.20 03 gung anzusehen. Dennoch ist nach Einschätzung der Branche der Höhepunkt der Onshore-Aktivitäte in Bezug auf die Erschließung neuer Standorte bereits erreicht. Es wird erwartet, dass ab dem Jahre 2005 die jährliche Zubaukapazität an neuen Onshore-Standorten im Vergleich zu den Vorjahren ko tinuierlich zurückgehen und in den Jahren 2010 bis 2014 ganz zum Stillstand gekommen sein wird (vgl. Molly/Enders 2002). Potenziale für die Installation zusätzlicher Kapazitäten werden vor allem im Bereich des Repowering und der Offshore-Windenergienutzung gesehen. Im Folgenden sollen di Ausbaupotenziale, die Standortanforderungen und die Flächeninanspruchnahme der Onshore- und Offshore-Windenergienutzung dargestellt werden. 4.6.1 Stand der Windenergienutzung in der B u n d e s re p u b l i k D e u ts c h l a n d Seit Beginn der systematischen Förderung zu Beginn der 90er Jahre konnte die Windenergienutzun in der Bundesrepublik Deutschland stetig ausgebaut werden. In dem Zeitraum von 1990 bis 2003 be- trug die durchschnittliche jährliche Steigerungsrate in Bezug auf die jeweilige gesamte Anlagenleis tung 61 % (vgl. Molly/Enders 2002). Am Ende des Jahres 2003 waren insgesamt 15.387 Windener- gieanlagen mit einer Gesamtkapazität in Höhe von 14,6 GW installiert. Dies entspricht einer durch- schnittlichen Anlagenkapazität in H etwa 1.950 h/a. Am weitesten fortgeschritten ist der Ausbau der Windenergie-Kapazitäten im Küsten- sen gefolgt von Schleswig-Holstein und den Binnenländern Nordrhein-Westfalen und gl. Tabell Installierte Leistung am 31.12.2003 Anzahl Anlagen potenzieller Jahres-Ener- gie-Ertrag Jahres- Volllast- stunden durch- schnittliche Anlagen- Kapazität MW GWh h/a MW/Anlage Niedersachsen 3.922 3.982 7.982 2.035 0,985 Schleswig-Holstein 2.007 2.612 4.200 2.093 0,768 Nordrhein-Westfalen 1.822 2.125 3.859 2.118 0,858 Brandenburg 1.807 1.556 3.243 1.795 1,161 Sachsen-Anhalt 1.632 1.335 3.509 2.150 1,222 Mecklenburg-Vorpommern 927 1.042 1.534 1.654 0,890 Sachsen 615 644 1.122 1.825 0,955 Rheinland-Pfalz 602 634 1.271 2.112 0,949 Thüringen 427 392 645 1.512 1,088 Hessen 348 478 521 1.496 0,729 Baden-Württemberg 209 225 201 960 0,930 Bayern 189 230 224 1.184 0,823 Saarland 35 38 57 1.619 0,926 Bremen 35 38 51 1.453 0,924 Hamburg 32 56 46 1.429 0,575 Berlin 0 0 0 0 0,000 gesamte Bundesrepublik 14.609 15.387 28.465 1.948 0,949 Quelle: Enders 2004 Seite 154 u n g i n d e n R e g e n e ra ti v - E n e rg i e - s io zu lich, bis zum Jahre 2050 eine durchschnittliche Anlagenleistung von 3,3 MW in der Onshore-Aufstellung realisieren zu können. Dazu müssten beste- leine n u- n Mindestgröße für den Offshore-Einsatz (vgl. Nitsch et al. 2004, Kühn us Windenergienutzu schließen, dass das IER bei der Szenario-Erstellung bezogen auf den Vollausbau der Windenergienutzung mit mittleren Netto-Vollleistungsstunden in Höhe von 1.700 h/a für den Onshore- und in Höhe von 3.000 h/a für den Offshore-Betrieb gerechnet hat (vgl. Fahl 2002). Daraus ergibt sich eine Aufteilung der Stromerzeugung auf die Onshore-Windenergieanlagen in Höhe von 50 TWh/a und auf die Offshore-Windenergieanlagen in Höhe von 88 TWh/a (vgl. Tabelle 80). Tabelle 80: Winden e rgie-Anlagen im RR O-2 - Szen ario des IER im Jahre 205 0 4 . 6 . 2 Der Ausbau der Windenergien u tz Szenarien des IER und des DLR/WI In den Dokumentationen zu den Regenerativ-Energie-Szenarien des DLR/WI und des IER sind jeweil lediglich Angaben zur Gesamtkapazität bzw. zur Gesamtstromerzeugung aus Windenergie zu finden, eine Differenzierung nach Onshore- und Offshore-Installationen fehlt jedoch. Für das RRO-2-Szenar ist aber dokumentiert, dass im Zieljahr 2050 etwa 8.900 Onshore-Windenergie-Anlagen in Betrieb sein sollen (vgl. Fahl 2004). Würde von der insgesamt für das Jahr 2050 vorgesehenen Kapazität in Höhe von 58,3 GW die Hälfte als Onshore-Anlage errichtet, würde sich daraus für den Onshore-Bereich eine durchschnittliche Anlagenkapazität in Höhe von 3,3 MW ergeben. Zurzeit ist der Prototyp einer 4,5-MW-Anlage eines deutschen Herstellers realisiert, die für den Off- shore-Einsatz konzipiert ist. Marktverfügbare Neuanlagen erreichen heute Leistungsgrößen von bis 2,5 MW, eine 3,2-MW-Onshore-Anlage befindet sich bereits in der Entwicklung (vgl. Kühn 2003). Da- her scheint es aus technischer Sicht durchaus mög hende k re Anlagen, deren technisch-wirtschaftliche Lebensdauer heute mit 20 Jahren angegebe wird, bis zum Jahre 2050 nach und nach vollständig durch Großanlagen ersetzt worden sein. Die Fra- ge der politischen Durchsetzbarkeit eines solchen Ausbaukonzeptes war kein Ausschlußkriterium bei der Szenariengenerierung des IER für die Enquete-Kommission, so dass die Annahme, dass gemäß RRO-2-Szenario die Hälfte der Windenergieanlagen-Gesamtkapazität im Jahre 2050 aus Onshore- Anlagen mit der genannten Durchschnitts-Größe bestehen soll, durchaus mit den Intentionen der A toren übereinstimmen könnte. Für die verbleibende Offshore-Kapazität in derselben Gesamtgröße kann eine durchschnittliche Anla- genleistung in Höhe von 5 MW vorausgesetzt werden. Dies entspricht der in der einschlägigen Lite- ratur diskutierten wirtschaftliche 2002 u.a.). A Angaben zu den Leistungs- und Stromerzeugungspotenzialen der On- und Offshore- ng lässt sich Gesamt- kapazität Gesamt- Stromer- zeugung mittlere Auslastung mittlere Anlagen- kapazität Anzahl Anlagen GW TWh/a h/a MW Onshore 29,2 49,7 1.705 3,3 8.900 Offshore 29,2 87,5 3.000 5,0 5.830 Gesamt 58,3 137,2 2.353 4,0 14.730 Quelle: IER 2002, Fahl 2004, eigene Annahmen und Berechnungen Seite 155 Im UBA-NH-Szenario wird für das Zieljahr 2050 eine Gesamt-Windenergie-Anlagenkapazität in Hö angenommen. Die Gesamtstromerzeugung a he von 42,5 GW us Windenergieanlagen wird mit 106,8 TWh angegeben. Auch für dieses Szenario wird hier davon ausgegangen, dass sich die Ge- samt-Kapazität je zur Hälfte auf die Onshore- und Offshore-Installation aufteilt. Die Gegenüberstellung der Stromerzeugung mit der Anlagenkapazität ergibt eine im Vergleich zum RRO-2-Szenario höhere mittlere Auslastung der Windstromerzeugung. Da keine Daten zur mittleren Auslastung bezogen auf die Onshore- bzw. auf die Offshore- Windenergieanlagen vorliegen, werden hier eigene Annahmen getroffen. Die mittlere Anlagenkapazität entspricht den Daten zu Referenzanlagen für das Zieljahr 2050 in Nitsch et al. 2004 ( vgl. Tabelle 81). Tabelle 81 : Winden e rgie -Anla g en im UB A-N H -S ze nario im Jahre 2050 Gesamt- kapazität Gesamt- Stromer- zeugung mittlere Auslastung mittlere Anlagen- kapazität Anzahl Anlagen GW TWh/a h/a MW Onshore 21,3 38,3 1.800 3 7.100 Offshore 21,3 68,5 3.225 5 4.300 Gesamt 42,5 106,8 2.513 4 11.400 Quelle: DLR/WI 2002, eigene Annahmen und Berechnungen 4.6.3 Potenziale zum Ausbau der On shore-Windenergie-Anlagenkapazitä- ten Die Windenergienutzung ist aufgrund naturräumlicher Gegebenheiten (Windhöffigkeit) in der Wahl der Anlagen-Standorte stark eingeschränkt. Diese Einschränkung kann durch Planung nicht und durch - nen als potenzielle Windenergiestandorte in Betracht gezogen werden. Der Flächenanteil der Wind- stenländer Niedersachsen, Schleswig-Holstein und Mecklenburg-Vorpommern an dieser Flächenkategorie be- trägt fast 70 %. In erster Nährung als gut geeignet können Flächen angesehen werden, die eine lang- jährige mittlere Windgeschwindigkeit ab 5 m/s in 10 m Höhe aufweisen. Der Flächenanteil, der den Windgeschwindigkeitsklassen ab 5 m/s zugerechnet werden kann, liegt bundesweit bei etwas über 2 %. Der Anteil der Küstenländer an dieser Flächenkategorie beträgt 75 %. Sehr gut geeignet sind i.d.R. Flächen mit einer mittleren Windgeschwindigkeit von mehr als 6 m/s. Diese Flächenkategorie ist che ser Kategorie liegen ausnahmslos in den Küstenregionen der Bundesländer Niedersachsen, Schleswig-Holstein und Meck- lenburg-Vorpommern (vgl. Tabelle 82). technischen Fortschritt nur in begrenztem Maße kompensiert werden. Für großräumige Analysen der Standortgunst für die Windkraftnutzung wird als Orientierungsmaßstab die langjährige mittlere Wind- geschwindigkeit herangezogen. Flächendeckend liegen – allerdings in grober Auflösung - bundesweit Daten für eine Höhe von 10 m über Grund vor (vgl. Tabelle 82). Die Auswertung der Windgeschwindigkeitsdaten zeigt, dass auf fast 85 % der Gebietsfläche der Bun- desrepublik Deutschland die langjährige mittlere Windgeschwindigkeit weniger als 4 m/s beträgt und damit bereits aufgrund mangelnder Windhöffigkeit für eine effektive Windenergienutzung kaum in Fra- ge kommt. Flächen, die eine jahresmittlere Windgeschwindigkeit von mehr als 4 m/s aufweisen, kön geschwindigkeitsklassen ab 4 m/s liegt bundesweit bei nur 16 %. Der Anteil der drei Kü bundesweit mit einem Flächenanteil von nur 0,25 % repräsentiert. Flä n die Seite 156 Tabelle 82 : Flächen anteile in den Bu ndesländ e rn nach Windg esch wi n d igk e its-klass en be- zogen auf 10 m über Grund (Bu ndesrepublik Deu tschland = 100 % ) < 4 m / s 4 - < 5 m / s 5 - < 6 m / s > 6 m / s > 4 m / s % % % % % Niedersachsen 8,61 3,66 0,93 0,06 4,65 Mecklenburg-Vorpommern 3,13 3,42 0,11 0,01 3,55 Schleswig-Holstein 1,95 1,87 0,40 0,19 2,45 Baden-Württemberg 8,47 1,37 0,18 0,00 1,54 Sachsen 4,42 0,52 0,20 0,00 0,72 Nordrhein-Westfalen 9,03 0,49 0,03 0,00 0,5 Brandenburg 7,87 2 Bayern 19,29 0,41 0,07 0,00 0,48 0,27 0,00 0,00 0,27 -Pfa 0,00 0,48 0,00 0,36 Sachsen-Anhalt 5,64 0,08 0,02 0,00 0,09 Bremen 0,00 0,09 0,02 0,00 0,11 Hamburg 0,04 0,17 0,00 0,00 0,17 Thüringen 4,43 0,11 0,01 0,00 0,12 Saarland 0,68 0,04 0,00 0,00 0,04 Berlin 0,25 0,00 0,00 0,00 0,00 gesamte Bundesrepublik 84,45 13,29 2,01 0,25 15,55 Rheinland lz 5,08 0,47 0,01 Hessen 5,56 0,32 0,03 Quelle. Kaltschmitt/Wiese 1993 Nicht alle windhöffigen Flächen sind für die Aufstellung von Windenergieanlagen geeignet. Standort- onen höffiger Fläc der von Flächen, die im Einwirkungsbereich von potenziellen Anlagenstandorten r restrikti für die Windenergienutzung können sich einerseits durch die bestehende Nutzung wind- hen o liegen, sowie andererseits durch planungsrechtliche Festsetzungen ergeben. Anhand bestimmter Ausschlußkriterien und anhand von Schutzabständen zwischen Anlagenstandort und zu schützende Nutzung lassen sich Ausschlußflächen definieren, die von Windenergienutzung freigehalten werden müssen. Ausschlußflächen sind z.B.: • Naturschutzgebiete, • FFH-Gebiete, • Vogelschutzgebiete, • Waldgebiete, • Wohngebiete, • Verkehrsflächen, • Flächen für den Abbau oberflächennaher Rohstoffe. Schutzabstände müssen u.a. zu folgenden Nutzungen eingehalten werden: • zu Siedlungsgebieten, • zu Verkehrs- und Leitungstrassen, • zu Waldgebieten, Seite 157 • zu Sendeanlagen und Richtfunkstrecken, • zu Nationalparken, Naturschutzgebieten, Feuchtgebieten gemäß RAMSAR-Konvention, Ge- biete nach FFH-Richtlinie, Für die Windenergienutzung potenziell geeignet sind also windhöffige Flächen, deren aktuelle oder geplante Nutzung sie nicht als Ausschlußflächen qualifiziert und bei deren Abgrenzung ausreichende Schutzabstände zu empfindlichen Nutzungen berücksichtigt worden sind. Einen Anhaltspunkt für die Einschätzung der räumlichen Verteilung von Anlagenstandorten bei der Umsetzung ambitionierter Ausbauziele bieten Potenzialstudien. Eine Reihe solcher Studien zur On- shore-Windenergienutzung sind z.T. in den 80er Jahren und zum Teil in der ersten Hälfte der 90er Jahre erstellt worden (vgl. zusammenfassend Nitsch/Trieb 2000). Die meiste Beachtung in der ener- giepolitischen Diskussion hat eine im Jahre 1993 von Kaltschmitt/Wiese veröffentlichte Potenzialstudie gefunden (vgl. Kaltschmitt/Wiese 1993). Sie ist auch Basis für die Szenario-Rechnungen des IER für die Enquete-Kommission „nachhaltige Energieversorgung“ des deutschen Bundestages gewesen. In dieser Studie wurden technische Potenziale der Windenergienutzung ermittelt. e Durchführung von Potenzialberechnungen kann das technische e n definiert, die dann von dem zuvor anhand des Merkmals der Windhöffigkeit ermittelten bracht werden. Für die verbleibenden Potenzialflächen werden anhand von rameter an dem jeweils aktuellen Stand der Windenergie-Anlagen- technik orientiert sind, maximal mögliche Aufstellungszahlen ermittelt. Zur Berechnung der maximalen Aufs tenziellen Windparks werden Mindestabstände zwischen den Einzelanlagen in A er Planung von Windparks beachtet werden müssen, um gegensei- tige er Einzelanlagen zu vermeiden. Anhand dieser Methode wurde in Kaltschmitt/Wiese 1993 für die Bundesrepublik Deutschland eine potenzielle Windenergie-Kapazität in Höh t, die auf den ermittelten Potenzialflächen insgesamt installiert werden könn- te. D lich Onshore-Potenzial-Flächen berücksichtigt. Bez e ch Kaltschmitt/Wiese 1993 sind etwa dern Niedersachsen, erhin die Hälfte der bis- her n insgesamt 15.387 Anlagen) mit fast der Hälfte der insgesamt bis- her D benfalls in diesen Ländern aufgestellt worden ist, fällt auf die drei Küstenländer ein Anteil von immerhin noch 93 % des rechnerisch verbleibenden Zubaupoten- zial Als eine wichtige Zielgröße für di Erzeugungspotenzial angesehen werden. Als technisches Erzeugungspotenzial wird die Strommeng definiert, die von allen Anlagen, die bezogen auf ein bestimmtes Gebiet bei Vollausbau installiert wer- den könnten, innerhalb eines Kalenderjahres durchschnittlich erzeugt und ins Stromnetz eingespeist werden könnte (Kaltschmitt/Wiese 1993 und 1997). Im Rahmen der Potenzialermittlung werden alle die Flächen erfaßt, die in Bezug auf eine sinnvolle Windenergienutzung bestimmte meteorologische Standortvoraussetzungen erfüllen (hier eine langjährige mittlere Jahreswindgeschindigkeit von min- destens 4 m/s in einer Höhe von 10 m über Grund). Zusätzlich werden Ausschlußflächen und Ab- standsfläche Flächenpotenzial in Abzug ge Referenzanlagen, deren Pa tellungsdichten in po nsatz gebracht, wie sie bei d Beeinträchtigungen d e von 62 GW ermittel abei wurden ausschließ og n auf die potenziell ausbaubare Anlagen-Kapazität na 88 % der technischen Potenziale der Windenergienutzung den drei Küstenlän Mecklenburg-Vorpommern und Schleswig-Holstein zuzuordnen. Obwohl imm installierten Anlagen (7.636 vo in eutschland aufgebauten Kapazität e s (vgl. Tabelle 83). Seite 158 T a b e i e -L eistung spo tenziale und Poten z ialausschöp - fung nach Bundeslän dern e l l 8 3 : Technische Onshore-Wi n d e n e rg Installierte Leistung am 31.12.2003 Potenzielle Kapazität Potenzial- nutzung Z u b a u - pot e n z i a l 17, 2 GW GW % GW Niedersachsen 3,9 23,0 17 19, 1 Mecklenburg-Vorpommern 0,9 18,1 5 9 3 % Schleswig-Holstein 2,0 13,6 15 11, 6 0,2 0,0 Baden-Württemberg 0,2 1,9 11 1,7 Sachsen 0,6 1,2 51 0,6 Nordrhein-Westfalen 1,8 0,9 202 0,0 Brandenburg 1,8 0,7 258 0,0 Bayern 0,2 0,7 27 0,5 Rheinland-Pfalz 0,6 0,6 100 0,0 Hessen 0,3 0,5 70 0,2 Sachsen-Anhalt 1,6 0,2 816 0,0 Bremen 0,0 0,2 18 0,2 Hamburg 0,0 0,2 16 Thüringen 0,4 0,1 427 Saarland 0,0 0,1 35 0,1 Berlin 0,0 0,0 100 0,0 gesamte Bundesrepublik 14,6 62,0 24 51,2 , le h ute be- s Anlagen, die die drei durch die Referenzanlagen definierten Leistungsklassen repräsentrieren, realisert werden könnte. s Quelle: Kaltschmitt/Wiese 1993 und Enders 2004 Dies bedeutet, dass ein im Sinne ambitionierter Klimaschutzziele angestrebter massiver weiterer Aus- bau der Onshore-Windenergienutzung in Annäherung an die errechneten technischen Ausbaupoten- ziale (vgl. z.B. im RRO-2-Szenario des IER) schwerpunktmäßig in den Küstenländern erfolgen müßte obwohl dort zum Teil bereits eine verhältnismäßig hohe Aufstelldichte erreicht worden ist (vgl. Tabel 84). Die Potenzialberechnungen von Kaltschmitt/Wiese 1993 unterschätzen teilweise die tatsächlichen Möglichkeiten des Windenergieausbaus vor allem in den Binnenländern. Dies kann zum Teil dadurc erklärt werden, dass der Stand der Anlagentechnik vom Anfang der 90er Jahre Basis für die Potenzi- alermittlung war und dass seitdem die Anlagentechnik erheblich weiterentwickelt werden konnte. Dies wirkte sich vor allem auf die durchschnittlich installierbare Anlagenkapazität aus. Waren Anfang der 90er Jahre noch Anlagen mit einer Leistung von wenigen 100 kW Stand der Technik, sind he reits Anlagen der Multi-Megawatt-Klasse marktverfügbar. Für die Potenzialstudie von Kaltschmitt/Wiese wurden drei Referenzanlagen mit einer Leistung von 80 kW, 300 kW und 1,2 MW definiert. Basis für die Potenzialermittlung war die Annahme, dass ein Mix au Generell ist mit Anlagen großer Leistung eine bessere Ausnutzung der Potenzialflächen möglich, al mit Anlagen kleiner Leistung. Aufgrund der Diskrepanz zwischen der seit Anfang der 90er Jahre tat- sächlich durchschnittlich installierten Anlagenleistung und dem in der Potenzialstudie von Kaltschmitt/Wiese unterstellten Anlagenmix ergibt sich eine systematische Unterschätzung der techni- schen Leistungspotenziale. Seite 159 Tabelle 84: Flächen spezifische Leistung und Au fstelldichte von Winden e rgieanlagen n ach Bund esländ e rn am 31.12 . 2 0 0 2 Flächen- spezifische Kapazität Anlagen- aufstelldichte kW/km2 1/100 km2 Schleswig-Holstein 127,3 16,6 Bremen 86,8 9,4 Niedersachsen 82,4 8,4 Sachsen-Anhalt 79,8 6,5 Brandenburg 61,3 5,3 Nordrhein-Westfalen 53,5 5,4 Hamburg 42,6 7,4 Mecklenburg-Vorpommern 40,0 4,5 Sachsen 33,4 3,5 Rheinland-Pfalz 30,3 3,2 Thüringen 26,4 2,4 Hessen 16,5 1,6 Saarland 13,7 1,5 Baden-Württemberg 5,9 0,6 Bayern 2,7 0,3 Berlin 0,0 0,0 gesamte Bundesrepublik 79,7 4,1 Quelle: Enders 2003 Zudem hat in den letzten Jahren der Kapazitätszubau der Windenergieanlagen im Binnenland stärker zugenommen als an der Küste. Dies liegt unter anderem daran, dass die windhöffigsten vor allem im Küstennahbereich verfügbaren Potenzialflächen bereits in den Anfangsjahren der Windenergienut- zung bebaut worden sind (vgl. DEWI 2001). Da durch technischen Fortschritt die Anlagenleistung im Laufe der Jahre stetig erhöht werden konnte, war der jährliche Kapazitätszuwachs, der zunehmend in - tenzialflächen- s alt 12,6 GW ächlich erreichten Ausbaustand in Sachsen-Anhalt immerhin noch um den Faktor 7,7 übertrifft. Nicht nur die pro Fläche installierbare Anlagenkapazität sondern insbeson- dere bereits die ermittelten Potenzialflächen unterscheiden sich bei beiden Studien in ihrer Größe auf küstenferneren Standorten realisiert werden musste, pro installierter Anlage erheblich höher als den Anfangsjahren des Windenergieausbaus. Zudem wurde im Jahr 1996 eine Priviligierung für die Windenergieanlagen für den Außenbereich in das Planungsrecht aufgenommen, was den Ausbau auch in Gemeinden erleichtert hat, die bisher von dieser Entwicklung unberührt geblieben waren. In einigen Binnenländern wie z.B. in Nordrhein-Westfalen oder in Brandenburg ist zudem der Windener gieausbau auf Landesebene besonders erfolgreich politisch unterstützt worden. Bei näherer Betrachtung zeigt sich aber außerdem, dass bereits auf der Ebene der Po ermittlung erhebliche Unsicherheiten bestehen, die einen deutlich größeren Einfluss auf das Untersu- chungsergebnis haben können, als Abweichungen bei den anlagentechnischen Basisannahmen. Die lässt sich exemplarisch anhand des Vergleichs zweier Potenzialstudien belegen. Für Sachsen-Anh hat das Ministerium für Raumordnung, Landwirtschaft und Umwelt im Jahre 1997 eine eigene Poten- zialstudie veröffentlicht, die zu extrem anderen Ergebnissen kommt, als die Studie von Kaltschmitt/Wiese aus dem Jahre 1993. Dort wird ein Kapazitätspotenzial ermittelt, das mit installierbarer Leistung das in der Studie von Kaltschmitt/Wiese ermittelte Leistungspotenzial um den Faktor 60 und den bisher tats Seite 160 h. t einem flächens öhe von 3,1 MW/km2 gerechnet, während in der Studie von Kaltschmitt/Wiese dieser Potenzialwert nur 2,1 MW/km2 beträgt (vgl. Tabelle 85). Tabelle 85: Vergleich der Potenzial-Ber echnungen zur Onshore-Windenergienutzung in Sachsen-Anhalt Kaltschmitt/Wie se 1993 **) MRLU SA 1997 ***) ganz erheblic Zusätzlich wird in der Potenzialstudie des Landes Sachsen-Anhalt dann auch noch mi pezifischen Leistungspotenzial in H Potentialflächen mit 4 - < 5 m/s *) [km2] 80 1.979 Potentialflächen mit > 5 m/s [km2] 20 2.063 Installierbare Leistung insgesamt [MW] 210 12.600 Technisches Erzeugungspotenzial insgesamt [GWh/a] 365 25.447 *) bei MRLU SA 1997 ab 4,8 m/s n 30 m über Grund **) bei Kaltschmitt/Wiese 1993 Windgeschwindigkeiten in 10 m über Grund ***) bei MRLU SA 1997 Windgeschwindigkeiten in 30 m über Grund und 1 MW-Anlagenleistung Quelle: MRLU SA 1997 und Kaltschmitt/Wiese 1993 Leider ist es im Rahmen dieser Arbeit nicht möglich, die Unterschiede zwischen den beiden Studien zu erklären, da insbesondere für die Untersuchung von Kaltschmitt/Wiese die Basisannahmen und Flächennutzungs-Daten, die zur Ermittlung der Potenzialflächen geführt haben, nicht hinreichend ge- . Der Vergleich zwischen den Ergebnissen der Potenzialberechnungen von r- standsflächen auch r die Aufstel- t - nau dokumentiert sind Kaltschmitt/Wiese und dem tatsächlich mittlerweile in Sachsen-Anhalt und in anderen Bundesländern erreichten Ausbaustand zeigt aber, dass zumindest aus technischer Sicht im Binnenland erheblich höhere Leistungen installiert werden können, als rechnerisch in der Potenzialstudie von Kaltschmitt/Wiese ermittelt wurde. Im Rahmen eines größeren Forschungsprojektes zur Analyse des „ökologischen Potenzials“ regene- rativer Energien wurden für die Bundesländer Niedersachsen und Baden-Württemberg weitere Poten- zialuntersuchungen zum Ausbau der Windenergienutzung durchgeführt (vgl. Krewitt/Nitsch 2002 und Nitsch et al. 2004), die ebenfalls mit den Ergebnissen der Potenzialstudie von Kaltschmitt/Wiese ve glichen werden können. Im Rahmen dieser neueren Untersuchung wurden explizit naturschutzfachli- che Bewertungs-Aspekte der Windenergienutzung in die Potenzialermittlung einbezogen, indem zu- sätzlich zu naturschutzrechtlichen Gebietsausweisungen und entsprechenden Ab avifaunistisch wertvolle Bereiche für Brut- und Gastvögel, besondere Biotope, Fördergebiete für die Feuchtgrünlandlandentwicklung, Hauptgewässer des Fließgewässerschutzsystems sowie die relief- bedingte visuelle Sensitivität berücksichtigt wurden. Darüber hinaus wurde außerdem die heute ge- nutzte Ackerfläche als Potenzialfläche für die Windenergienutzung ausgeschlossen (vgl. Nitsch et al. 2004). Auf der Basis dieser sehr restriktiven Ausschlußkriterien wurde ein im Vergleich zu den Ergeb- nissen der Potenzialstudie von Kaltschmitt/Wiese sehr viel kleineres Flächenpotenzial fü lung von Windenergieanlagen ermittelt. Während in der Studie von Kaltschmitt/Wiese ein Flächenpo- tenzial für Niedersachsen in Höhe von 8.770 km2 festgestellt wurde, reduziert sich dieses Potenzial unter Berücksichtigung strenger ökologischer Ausschlußkriterien auf eine Gesamtfläche von nur noch 1.810 km2. Dadurch, dass in der neueren Studie aber aktuelle Anlagenkapazitäten in Ansatz gebrach wurden, ergibt sich ein Kapazitätspotenzial, das bei der Annahme einer durchschnittlichen Anlagen Seite 161 leistung in Höhe von 3 MW das Gesamt-Leistungspotenzial, das die Untersuchung von Kaltschmitt/Wiese auf der Basis einer erheblich kleineren Flächenpotenzials ergeben hat, trotzdem noch annähernd erreicht. Ähnliche Ergebnisse sind für das Land Baden-Württemberg erzielt worden 86 Tabelle 86: Studien zur Onshore-Windenergie-Potenzialermittlung für Ba- den-Württemberg und Niedersachsen Kaltschmitt/ se 1993 itsch (vgl. Tabelle ). Vergleich zweier Wie Krewitt/N 2002 0,08 – 1,5 MW/WEA 1,5 MW/W 3 MW/WEA EA Niedersachsen Fläch npotenzial (> 4 m/s) [km ] e 8.770 1.810 2 Installierbare Leistung GW 23,0 17,3 21,3 Baden-Württemberg Flächenpotenzial (> 4 m/s) [km2] 1.680 125 Installierbare Leistung GW 1,9 1,2 1,5 Quelle: Kaltschmitt/Wiese 1993 und Krewitt/Nitsch 2002 Insgesamt lässt sich aus den Potenzialstudien ableiten, dass bei einem weitgehenden Ausbau der Windenergienutzung, wie ihn die Regenerativ-Energie-Szenarien vorsehen, der größte Teil der Wind park-Flächen wahrscheinlich aufgrund der dort deutlich besseren Windverhältnisse in de onen zusätzlich bereitgestellt bzw. im Z - n Küstenregi- uge von Repowering-Maßnahmen intensiver als bisher genutzt n werden würde. In den Ländern Niedersachsen, Schleswig-Holstein und Mecklenburg-Vorpommern könnten langfristig, eine entsprechende planerische Flächenwidmung vorausgesetzt, noch in großem Umfang zusätzliche Potenzialflächen verfügbar gemacht werden, die auch durch einen Windenergie- ausbau, der dem RRO-2-Szenario des IER entspricht, noch längst nicht ausgeschöpft wären. Ande- rerseits sind auch außerhalb der Küstenregionen offenbar noch beachtliche Windenergie-Potenziale ungenutzt, wie die jüngste Potenzial-Untersuchung für Baden-Württemberg belegt (vgl. Nitsch et al. 2004). Zu beachten ist allerdings grundsätzlich, dass die Potenzialberechnungen keine Aussage zur politi- schen Durchsetzbarkeit der Potenzialerschließung erlauben, obwohl die Autoren von Potenzialstudien versuchen, Ausschluß- und Restriktionsflächen in die Bilanzierung einzubeziehen. Dies gilt um so mehr, als die politische Entscheidung über den Ausbau der Onshore-Windenergie sehr stark über die Flächenwidmung auf der Ebene der regionalen und insbesondere der gemeindlichen Planung beeinflußt wird. 4.6.4 Qualität und Quantität der Flächeninanspruchnahm e durch die On- shore-Windenergienutzung Die direkte Flächeninanspruchnahme durch Windenergieanlagen ist vergleichsweise gering. Nach WM BaWü 2001 werden für 900-kW-Anlagen etwa 160 m2 Fundamentfläche und für 1,5-MW-Anlage Seite 162 ie Trafosta- nlagenbetriebs für Wartungs- und Reperaturzwecke i .d. R. erhalten bleibt, beträgt 2 (vg nahme in Höhe bzw. in Höhe von 533 m /MW für eine 1,5- MW-Anlage. Auf der Basis von mittleren Jahres-Ne nden h aus den genannten Daten eine stromspezifische Fläch ahme von 0,44 m /MWh/a bzw. von 0,28 m2/MWh/a ableiten. Um die verfügbaren Flächen möglichst effizient zu nutzen und um Erschließungs- und Investitions- ko rd die Aufstellung in Windparks gegenüber der Einzelaufstellung von Windener- g en den ein Windenergiea eines Windpa bestimmte M alten, um zu vermeiden, dass sich die Anlagen den W genseitig nehme gen-Lebensdauer durch Zunahme der Turbulenz verkürzt wird. In Kaltschmitt/Wiese 1997 werden für Windparks Abstandsfaktoren als ein Vielfaches des Rotordurch- messe drichtung zwischen 8 und 10 u zur Hauptwind g zwi- s tandorte ohne utig vorherrschend ndrichtung er Bandbre Himmelsrichtungen - angegeben. Kaltschmitt/Streicher 2003 weisen jedoch darauf hin, dass „aufgrund der Begrenztheit der Flächen - A 1997 und BWE 2001 (mit Verweis auf DEWI 1993 und 1995) rechnen für großräumige Po- tenzialermittlungen übereinstimmend mit einem durchschnittlichen Abstandsfaktor von 6. In Abbildung f, wel- zitäten auf Eignungsflächen langfristig errichtet werden könnten. Bei gegebener Flä- chengröße hängt die Gesamtleistung des Windparks von Anzahl und der durchschnittlichen Kapazität en den Einzelan von dem Rotordurchmesser und den speziellen 200 m2 Fundamentfläche benötigt. Bei sparsamer Aufstellung kann die Grundfläche für d tion auf der Fundamentfläche platziert werden. Die für die Anlagenaufstellung benötigte Standfläche für Kräne und Transportfahrzeuge, die mit einer Schottertragschicht standfest aufgebaut sein sollte und während des A etwa 600 m l. WM BaWü 2001). Aus diesen Daten ergibt sich eine direkte Flächeninanspruch- von 844 m2/MW für eine 900 –kW-Anlage 2 nnleistungsstu eninanspruchn von 1.900 h/a lässt sic 2 sten zu sparen, wi ieanlagen bevorzugt. Zwisch zelnen nlagen rks sind indest-Abstände einzuh ind ge weg- n und dass die Anla rs bei definierter Hauptwin nd quer richtun chen 4 und 5 sowie für S einde e Wi in ein ite zwischen 6 und 15 – hier gleichermaßen bezogen auf alle und aus wirtschaftlichen Erwägungen“ zum Teil auch deutlich geringere Abstandsfaktoren bezogen auf die Hauptwindrichtung in Höhe von etwa 4 möglich sind. Aufgrund der wachsenden Größe der Windenergieanlagen und der zunehmenden Standortverknappung planen Windparkentwickler immer engere Abstände der Anlagen im Park untereinander. In NRW ist im Rahmen von Genehmigungsver- fahren gutachterlich nachzuweisen, dass die Standsicherheit der Anlagen durch zunehmende Turbu lenz-Beanspruchung im laufenden Betrieb nicht beeinträchtigt wird, wenn der Abstand zwischen zwei Anlagen im Bereich des 3 bis 5-fachen Rotordurchmessers liegt. Ein Abstand unterhalb von 3 Rotor- durchmessern ist in NRW genehmigungsrechtlich nicht zulässig (WEA NRW 2002 und Seifert et al. 2003). MRLU S 23ist der Berechnungsmodus dargestellt, der für Windparks ohne eindeutige Hauptwindrichtung zur Anwendung kommt, um die benötigte Windpark-Fläche in Abhängigkeit von dem Rotordurchmesser der Anlagen zu ermitteln. Angesichts begrenzter Verfügbarkeit von geeigneten Windparkflächen drängt sich die Frage au che Anlagenkapa der zu installierenden Einzelanlagen ab. Des Weiteren ist der einzuhaltende Mindestabstand zwisch lagen von Bedeutung, der wiederum Standortbedingungen (Topographie, Windverhältnisse) bestimmt wird. Seite 163 Abbildung 23: Windpark-Konfigur ation bei Standorten ohne ein d eutige Hau p t-Windrich tung ( )2RAW E K d*k*4 3 A = AWEK: verfügbare bzw. benötigte Gebietsfläche für den Windpark kA: richtungsunabhängiger Abstandsfaktor dR: Rotordurchmesser der Windenergieanlage en, wie sie in Abbildung 25 beispielhaft für eine Windparkfläche mit einer Größe von einem erung der Gesamt-Kapazität der Onshore-Windenergie-Anlagen von heute Quelle: Kaltschmitt/Wiese 1993 Generell nimmt mit zunehmender Anlagenkapazität auch der Rotordurchmesser zu. In Abbildung 24 ist der Rotordurchmesser einiger aktuell am Markt verfügbarer Anlagen über der Anlagenkapazität aufgetragen. Demnach steigt der Rotordurchmesser von etwa 40 m bei 500-kW-Anlagen auf 56 m bei 1-MW-Anlagen bis hin zu 77 m bei 2-MW-Anlagen an. Anlagen mit einer Kapazität von 2,5 MW und mehr werden derzeit erst vereinzelt angeboten, so dass über die Entwicklung der Anlagenparameter noch keine verlässlichen Angaben möglich sind. Derzeit verfügbare Anlagen deuten aber darauf hin, dass 3-MW-Anlagen mit Rotordurchmessern von mehr als 90 m üblich sein könnten (vgl. dazu auch Kühn 2002). Bei einer Zunahme des Rotordurchmessers mit steigender Anlagankapazität in der in Abbildung 24 dargestellten Form und bei Abständen zwischen den Einzelanlagen in Höhe des sechsfachen Rotor- durchmessers ergeben sich Windpark-Gesamtleistungen in Abhängigkeit von der Kapazität der Ein- zelanlag Quadratkilometer dargestellt sind. Mit zunehmender Kapazität der Einzelanlagen nimmt die Zahl der auf einer gegebenen Windparkflä- che aufzustellenden Anlagen ab, während gleichzeitig die Windparkleistung zunimmt. Das RRO-2- Szenario des IER sieht einen sehr weitgehenden Ausbau der Windenergienutzung in Deutschland vor. Die Steig 14,6 GW auf etwa 29,2 GW im Jahre 2050 wird durch eine Erhöhung der spezifischen Anlagenleis- tung erreicht. Ende 2003 lag die durchschnittliche Kapazität der insgesamt rund 15.400 Windenergie- anlagen in Deutschland bei 950 kW. Demgegenüber verringert sich die Anzahl der Onshore-Wind- energie-Anlagen bis 2050 auf nur noch 8.900, während die durchschnittliche Leistung pro Anlage auf etwa 3,3 MW ansteigt. Seite 164 gen-Kap a zi tät Abbildung 24: Abhängigkei t des Rotord urchmes sers v on Windenergieanlag e n v on der Anla- d Ro t = 2,3752*P 0 , 4 5 8 2 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 0 250 50 0 7 50 100 0 1 2 5 0 1 500 17 50 200 0 2 2 5 0 250 0 2 7 5 0 3 000 325 0 3 5 0 0 3 750 40 00 Rot or dur chm esse r [m ] d WE A - A n la g e n k a p azit ät [ k W] Datenquelle: BWE 2002 Abbildung 2 5 : Windpar k -G esamtleis tun g und Anlag e nan z ahl in Abhä ngigkei t v on der WEA- Einzel-Kapa z itä t bei eine r v orgegebe n en Windp ar k-Ge sam tflä che v on 1 k m 2 u n einem Abs ta ndsfaktor in Höhe d es 6-fachen Rotor durchm e s s e rs 9Wi d er 9,5 10 10 , 5 ndpark-Gesam tlei st ung [ 15 ge n de s W in dp ar 8,5 0, 5 1 1, 5 2 2 , 5 3 I n st alli e rte Le ist u ng pro A n la g e [M W ] 0 Quelle: eigene Berechnung und Darstellung Bei einem angenommenen durchschnittlichen Rotordurchmesser von 97 m im Jahre 2050 und einem Abstand zwischen zwei 11 11 , 5 M W ] 25 5 10 20 A nz ahl A nl a ks Windenergieanlagen in Höhe von durchschnittlich 6 Rotordurchmessern er- gäbe sich eine Windparkfläche von 29,5 ha pro Einzelanlage. Daraus resultiert eine Onshore-Wind- park-Gesamtfläche in der Bundesrepublik Deutschland in Höhe von 2.609 km2, wenn unterstellt wird, dass zukünftig alle Anlagen aus Gründen der Wirtschaftlichkeit in Windparks aufgestellt werden. Seite 165 Im UBA-NH-Szenario wird dagegen nur eine Windenergieanlagen-Gesamtkapazität in Höhe von 21,3 GW erreicht. Bei einer mittleren Anlagenkapazität in Höhe von 3 MW und einem Rotordurchmes- ser von 93 m ergäbe sich eine Windpark-Gesamtfläche von 1.914 km2 bei einer Anlagenanzahl von insgesamt 7.100. Werden für den derzeitigen Anlagenbestand dieselben Annahmen bzgl. der Aufstellung der Anlagen in Windparks zugrunde gelegt, ergibt sich rechnerisch bei einem durchschnittlichen Rotordurchmesser von 55 m eine Gesamt-Flächenbelegung in Höhe von 1.450 km2. Die Gesamtfläche, die nach Szena- rio RRO 2 für Onshore-Windparks bereitgestellt werden müsste, wäre also um den Faktor 1,8 und die im UBA-NH-Szenario beanspruchte Fläche um den Faktor 1,3 höher, als die durch den derzeitigen Bestand an Windenergieanlagen bzw. Windparks rechnerisch heute bereits belegte Fläche. Mit den beiden Ausbauszenarien ließe sich jedoch gegenüber der heutigen Situation die Anzahl der Anlagen - eine entsprechende Erhöhung der durchschnittlichen Anlagenleistung bis 2050 vorausgesetzt – sehr deutlich reduzieren während sich die Gesamt-Onshore-Windenergieleistung gleichzeitig um 50 % erhöhen bzw. verdoppeln würde (vgl. Tabelle 87). Tabelle 87: Onshore-Windenergie-Ausbau im RRO-2-Szenario Anlagen-Be- stand Ende 2003 IER-Szenario RRO 2 2050 UBA-NH- Szenario 2050 Installierte Gesamtleistung [GW] 14,6 29,2 21,3 Anzahl WEA 15.387 8.900 7.100 Durchschnittliche WEA-Kapazität [MW] 0,95 3,3 3,0 Gesamt-Windpark-Fläche *) [km2] 1.450 2.609 1.914 *) berechnet auf Basis einer vollständigen Aufstellung der Anlagen in Windparks bei einem mitt- leren Abstand der Anlagen untereinander in Höhe des 6-fachen Rotordurchmessers Quelle: Enders 2003; IER 2002; DLR/WI 2002 Die außerordentlich große Fläche, die für Windparks benötigt wird, besteht zum größten Teil aus Ab- standsflächen und ist anderen Nutzungen nicht vollständig entzogen. In den meisten Fällen ist auch weiterhin der landwirtschaftliche Betrieb ohne große Einschränkungen möglich. Die durch Windener- gieanlagen unmittelbar beanspruchte Fläche beträgt für das RRO-2-Szenario des IER für das Jahr 2050 nur etwa 7 km2 und für das UBA-NH-Szenario 5,7 km2. 4.6.5 Ausbau der Offshore-Windenergienutzung Wie im Falle der Onshore-Windenergienutzung hängt der Ausbau der Windenergieanlagen einerseits von der Windhöffigkeit und anderseits von der Flächenverfügbarkeit an geeigneten Standorten ab. Generell wird erwartet, dass im Offshore-Bereich aufgrund des stärkeren und gleichmäßigeren Wind- pro installierte Leistung um den Faktor 2 höher liegen d- angebotes Energieerträge erreichbar sind, die als an Land (vgl. DEWI 2002). Belastbare Daten zur Höhe und zur räumlichen Verteilung der langjäh- rigen durchschnittlichen Windgeschwindigkeiten bzw. der Jahres-Nennleistungsstunden sind jedoch nicht verfügbar, so dass bisher, anders als für die Onshore-Windenergienutzung, keine räumlich diffe- renzierende Potenzialstudien für den Offshore-Bereich vorliegen. In einer Küstenentfernung von 10 km beträgt die durchschnittliche Windgeschwindigkeit in 60 m Höhe etwa 8 m/s , während für Stan Seite 166 EWI von 3,5 bzw. 5 MW äquivalente Vollaststunden von 4.000 bis 4.200 h/a für eine e eil sfähig oder wirtschaftlich eingestuft werden kön- Aus wirtschaftlich-technischer Sicht können al sent au d tiefe und die Küstenentfernung identifiziert werden, da diese ent i n- dungskosten bestimmen. Eine Wassertiefe von bis zu 40 m wird als akzeptabel angese enn für g bislang keine wi tlich akzep Gründung lichkeiten V ISET 2001). In der deutschen Bucht werden b er Küste nung von 70 km m 37 m errei s zu einer nung von 5 beträgt die x schen Nordsee vgl. DEW währen utsche O gesa ung ste- hen. Die Küstenentfernung beeinflusst stark die Wirtschaftlichkeit des jeweiligen Projektes, da die er ch an sprüche den Ausbau der orte „im Norden“ etwa 9 m/s angegeben werden (vgl. Hau 2003). Nach einer Untersuchung des D für einen Standort etwa 50 km nördlich der ostfriesischen Inseln, die auf der Grundlage von Messer- gebnissen von Feuerschiffen durchgeführt wurde, sind für Anlagen mit einer Nabenhöhe von 80 m und einer Leistung freistehende einzelne Windenergieanlage zu erwarten (vgl. DEWI 2002). Aufgrund der im Verhältnis zu den erzielbaren Erträgen sehr hohen Kosten für die Wartung der Anlagen, für die Gründung und die Netzanbindung sind möglichst große Anlagenleistungen sowie eine Aufstellung in Windparks un- abdingbare Voraussetzungen für den wirtschaftlichen Erfolg von Offshore-Windenergie-Projekten. Zurzeit sind beim Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) Offshore-Windpark-Projekt mit einer Gesamtgröße von 60 GW beantragt (Dahlke 2002). Die geplanten Projekte erreichen Wind- park-Leistungen von bis zu mehreren Gigawatt (vgl. z.B: Projekt GmbH 2003). Die Projekt-Antrags- Lage gibt jedoch keinen zuverlässigen Hinweis auf den tatsächlichen Umfang langfristig realisierbarer Projekte, da auch konkurrierende Projektanträge für sich überschneidende Flächen vorliegen und w nicht alle Projekte von vornherein als genehmigung nen. s we liche Standort die Fundam swahlkriterien kosten sowie d ie Wasser e Netzanbi hen, d rößere Wassertiefen stehen rtschaf tablen smög zur erfügung (vgl. is zu ein nentfer ittlere Wassertiefen von 25 – etwa cht. Bi Entfer 0 km ma- imale Wassertiefe in der deut 37 m ( I 2001), d die de stsee ins mt eine maximale Wassertiefe von nur 20 m erreicht (vgl. Hau 2003), so dass prinzipiell sehr hore-Windenergie-Ausbauplanung zur Verfüggroße Meeresflächen als Suchraum für die Offs Stromübertragungskosten mit zunehmender Küstenentfernung vermutlich stärker ansteigen, als die Jahres-Nennleistungsstunden der Windenergieanlagen. Bei Entfernungen von 70 km können die Netzanbindungskosten die Anlagenkosten bereits um bis zu 15 % übersteigen (vgl. DEWI 2001), wo- durch sich die Investitionskosten eines Offshore-Projektes gegenüber einem Onshore-Projekt gleich Leistung drastisch verteuern würden. Wie au Land beeinflussen konkurrierende Nutzungs- und Schutzan Offshore-Windenergienutzung. Als Ausschlussflächen gelten (vgl. ISET 2001): • Verkehrswege, • Pipelines und Seekabel, • Plattformen für die Offshore-Erdgas- und Erdölförderung, • bestehende Naturschutzgebiete und geplante Schutzgebiete (Baltic Sea Protected Areas, Im- portant Bird Areas, FFH-Gebiete, Marine Protected Areas), • Militärische Nutzungszonen, Seite 167 • Sand- und Kiesgewinnungsgebiete, • Wassertiefen größer 40 m, • Küstenentfernungen kleiner 20 km. Erhebliche Unsicherheiten bestehen bzgl. des Umfangs und der räumlichen Verteilung verfügbarer „konfliktarmer“ Potenzialflächen. ISET 2001 errechnet „ausreichend konfliktarme“ Flächen von bis zu 3.200 km I 2002). Nach Fahl 2002 sind im Bereich der deutschen Küstenmeere und in der ausschließli- e nz n bei der Planung von Offshore-Windparks größere Abstände zwischen den Einzelanlagen eingehalten werden, wenn der gleiche Parkwirkungsgrad wie bei einer von 6 angesetzt. Bei eine on 115 m für 5-MW-Windenergieanlagen und bei Windparkaufstellung er- gibt h standsfaktors von 6 ein Flächenbedarf von 42 ha/WEA (vgl. DEWI 2001). Buchholz geht auf der Basis ähnlicher Überlegungen von einem anlagenspezifischen Flächen- bed Die s lich höh ntragte Offshore-Windpark (Pro- jekt t 981 Windenergieanlagen bestehen und bei einer Gesamt- 2 bei einer Wassertiefe von maximal 40 m, auf denen laut ISET-Studie eine Gesamt-Anla- genkapazität in der Größenordnung von 15 bis maximal 19 GW möglich wäre. Diese Daten berück- sichtigen pauschal geplante Schutzgebiete (z.B. IBA-Gebiete) sowie militärische Nutzungszonen. In Dänemark werden für den Naturschutz teilweise geringere Anforderungen gestellt (z.B. liegt Horns Rev in einem IBA-Gebiet). DEWI nimmt an, dass sich ein konfliktarmer großtechnischer Einsatz der Offshore-Windenergietechnologie langfristig auf relativ küstenferne Gebiete mit Entfernungen zur Küs- te von mehr als 30 km und auf Gebiete mit Wassertiefen bis zu 45 m konzentrieren wird und rechnet mit einem Ausbau der Offshore-Windkraft bis zum Jahre 2030 in einer Größenordnung von 26 GW (DEW chen Wirtschaftszone (AWZ) potenziell 30 GW Windenergie-Anlagenkapazitäten installierbar, die eine jährliche Strommenge von 90 TWh erzeugen können. Die Haupt-Potenzialflächen liegen in der Nordsee-AWZ, da Windparks innerhalb der 12-Seemeilen- Zone mit Naturschutzbelangen und mit den Interessen des Tourismus an einer unverbauten Land- schaft kollidieren und in der Ostsee die deutsche AWZ-Gesamtfläche erheblich kleiner ist als in der Nordsee. Dementsprechend konzentrieren sich auch die bisher vorliegenden Projekt-Anträge auf die- ses Gebiet. 4.6.6 Qualität und Quantität der Fl ächeninanspruchnahm e durch Offshore- Windparks Der Flächenbedarf für die Offshore-Windenergienutzung wird im Wesentlichen durch die gegenseitig Beeinflussung der Anlagen bei Parkaufstellung (Windparkeffekte) bestimmt. Die geringere Turbule in der Windparkzuströmung führt bei Offshore-Windparks tendenziell zu einer relativen Verstärkung der Windparkeffekte, was bedeutet, dass die Windgeschwindigkeit im Inneren des Windparks zurück- geht (vgl. DEWI 2002). Deshalb müsse Aufstellung an Land erreicht werden soll (vgl. Hau 2003). Trotzdem wird in der Literatur zum Teil für die Flächenberechnung ebenso wie bei Onshore-Windparks ein Abstandsfaktor m Rotordurchmesser v sic bei Anwendung eines Ab arf in Höhe von 49 ha aus (vgl. Buchholz o.J.). Au wertung von Veröffentlichungen zu den bislang vorliegenden Projektanträgen ergibt eine deut- ere Flächeninanspruchnahme. So soll der zurzeit größte bea name „Sandbank 24“) aus insgesam Seite 168 leistung ung von 1.100 km2 erreichen. Der mit 1,12 km2/MW sehr groß darf entsteht jedoch offenbar durch die Anforderung, Schifffahrt- trassen freizuhalten, die durch das Projektgebiet führen (vgl. Projekt GmbH 2003). Diese Planungs- vorgabe tgröße zurückzuführen und somit nicht ohne weiteres auf - - nario in Höhe von 4.230 km2. ri- her Verkehr im Bereich der Windparkflächen ausgeschlossen werden muss, bilden Windparks Barrieren, deren Wirkung sich nicht nur unmittelbar auf den marinen Handelsverkehr son- ch au erstreckt. An d ist somit die durch Windparks in Anspruch genommene Meeresfläche t n werden. Allerdings übersteigt der Materialauf- von 4.905 MW eine Flächenausdehn e leistungsspezifische Flächenbe wiederum ist auf die extreme Projek andere Projekte übertragbar. Die im Jahre 2002 (Stand: März 2002) insgesamt vorliegenden 29 Pro jekt-Anträge für die Nord- und Ostsee umfassten bei einem Voll-Ausbau 11.707 Anlagen mit einer Gesamtleistung von 61 GW. Die beantragte Windparkfläche summierte sich zu einer Gesamtfläche von 12.350 km2. Dies entspricht einer mittleren leistungsspezifischen Flächeninanspruchnahme von 0,2 km2/MW, woraus bei einer durchschnittlichen Anlagenleistung in Höhe von 5,2 MW eine anlagen- spezifische Fläche von 1,04 km2 resultiert (vgl. Ahmels 2002). Dieses Ergebnis korrespondiert auch mit den oben zitierten Potenzialdaten in ISET 2001. Dort wird für ein Offshore-Flächenpotenzial von 3.200 km2 eine installierbare Leistung in Höhe von 15 bis 19 GW angegeben. Dies entspricht einer leistungsspezifischen Flächeninanspruchnahme von 17 bis 21 ha/MW und einer anlagenspezifischen Flächeninanspruchnahme von 84 bis 107 ha bezogen auf eine Anlagenleistung von 5 MW. Bei Über tragung der oben zitierten Projekt-Antragsdaten auf die Regenerativ-Energie-Szenarien ergibt sich eine Gesamtflächeninanspruchnahme für das Jahr 2050 bezogen auf das Szenario RRO 2 des IER in Höhe von 5.830 km2 und bezogen auf das UBA-NH-Sze Durch die Inanspruchnahme der Meeresflächen für die Aufstellung und den Betrieb von Windparks entstehen aufgrund der Besonderheiten der Nutzungsansprüche und Nutzungsbedingungen im ma nen Bereich Restriktionen, die dazu führen, dass die Raumwirkungen der Offshore-Windenergienut- zung mit denen einer Windparkaufstellung an Land kaum zu vergleichen sind. Da aus Sicherheits- gründen jeglic dern au f die Fischerei, das Militär, den Bergbau und unter Umständen sogar auf den Tourismus ders als an Lan tatsächlich jeglicher Sekundärnutzung entzogen, soweit nicht neue Nutzungskonzepte entwickelt wer- den, die den besonderen Bedingungen angepasst sind. Buchholz regt u.a. die Nutzung von Wind- parkflächen für eine sogenannte „Sonderfischerei“ an, da durch das allgemeine Fangverbot in Wind- parks Rückzugsräume für Fischbestände enstehen könnten, die eine Befischung besonders attraktiv erscheinen lassen könnten (vgl. Buchholz o.J.). Wie sich dies jedoch mit den Sicherheitsbestimmun- gen für den Schiffsverkehr vereinbaren lassen soll, bleibt unklar. Ein weiterer Konzept-Vorschlag be- zieht sich auf den Aufbau von geschlossenen Marikulturen, da die Behältersysteme Befestigungs- punkte benötigen, für die sich die Fundamente der Windenergieanlagen eignen (vgl. Buchholz o.J.). Der zusätzliche „indirekte“ Flächenbedarf für den Aufbau von Offshore-Logistik-Standorten an Land is generell keine besondere Anforderung, die nur die Offshore-Windenergie betrifft. Eine den jeweiligen Anforderungen entsprechende Produktions- und Service-Infrastruktur muss generell für jede Option der Stromerzeugung aufgebaut bzw. aufrechterhalte wand für die Herstellung der Anlagen den Materialaufwand herkömmlicher Kraftwerke gemessen an der Stromerzeugung über die gesamte Anlagenlebensdauer deutlich. Außerdem erfordern die beson- deren baulichen Dimensionen der Anlagen und Anlagenkomponenten entsprechend angepasste in- Seite 169 frastrukturelle Einrichtungen. Die Fertigung der Offshore-Anlagen wird voraussichtlich aufgrund der Transportbedingungen von Anlagen-Komponenten und den großen Massen vorgefertigter Rotoren, Türme, Fundamenten und Plattformen an Küstenstandorte gebunden sein. Aufgrund der oft schwier gen Wetterbedingungen auf See werden die Hersteller die Endmontage der Anlagen an Land bevor- zugen. So plant z.B. ein Hersteller, von seinem zukünftigen Produktionsstandort im Cuxhavener See- hafen aus die fertigen Windräder stehend auf einem eigens dafür konstruierten Schiff zu den vorge henen Aufstellorten auf See transportieren lassen (vgl. Kautenburger 2002). Setzen sich solche Kon zepte durch, erfordern die Produktionsstandorte eine direkte Anbindung an Häfen mit seeschiffstiefem Wasser. Um eine Bündelung der Hersteller mit Export-Aktivitäten und eine reibungslose Zulieferung zu ermöglichen, ist zudem die Anbindung an das europäische Binnenschifffahrts- Strassen- und Schienennetz und eine verkehrlich günstige Lage zu Offshore-Windpark-Flächen von Vorteil. Ein zu- sätzlicher hafennaher Flächenbedarf könnte für die Einrichtung von Erprobungs-Windparks an Refe renzstandorten in Küstennähe entstehen. Auch der zusätzliche Flächen- und Materialbedarf, der für die Netzanbindung der Offshore-Windparks entsteht, übersteigt den Aufwand für andere Optionen der Stromerzeugung deutlich, da die Entfer- nung, die zum nächsten Einspeisepunkt zu überbrücken ist, i .d. R. um ein Vielfaches höher sein wird, als sonst üblich. Gemessen an der Flächengröße der Windparks ist die Fläche, die für i- se- - - die Kabeltras- sen voraussichtlich in Anspruch genommen wird, zu vernachlässigen. Allerdings entstehen bei der Querung der Trassen durch das Wattenmeer zusätzliche Konflikte mit den Belangen des Naturschut- zes, die sich durch sorgfältige Planung und Trassenbündelung zwar minimieren lassen, kaum jedoch gänzlich zu vermeiden sein werden. Seite 170 E- astgang anzupassen. - rien eingeräumt hat, hängt mit den hohen Stromgestehungs- kosten der Photovoltaik zusammen, die derzeit auch die Kosten der anderen Optionen der regenerati- ven Stromerzeugung noch bei Weitem übersteigen. Gemessen an der in der Bundesrepublik Deutsch- land zum Ende des Jahres 2003 installierten Gesamtleistung von 400 MWP stellt allerdings auch der Ausbau auf 9,6 GWP eine nicht unbeträchtliche Steigerung dar. Im UBA-NH-Szenario beträgt die in Photovoltaikanlagen erzeugte Strommenge für das Jahr 2050 immerhin fast 30 TWh und erreicht da- mit einen Anteil von mehr als 6 % an der Gesamtstromerzeugung. Der Anteil der Photovoltaik an der Gesamtkapazität des Kraftwerksparks beträgt bei einer Photovoltaik-Leistung in Höhe von 30 GWP sogar beinahe 20 %. Der damit dokumentierte höhere Stellenwert der Photovoltaik im Szenario des DLR und des WI ist einerseits das Ergebnis einer wesentlich optimistischeren Einschätzung der Kos- tenentwicklung der Photovoltaik in Relation zu anderen Optionen der Stromerzeugung innerhalb des Szenario-Zeitraums von immerhin knapp 5 Jahrzehnten. Andererseits entsprach es auch der Intention der Autoren, einen Stromerzeugungsmix zu konzipieren, mit dem auch bei einem hohem Anteil stark fluktuierender Stromerzeugung ein gleichmäßiges zeitliches Angebotsprofil und eine günstige räumli- che Verteilung des Stromangebots in Deutschland erreicht werden kann und Erzeugungs-Über- schüsse weitestgehend vermieden werden (vgl. DLR/WI 2002 und Nitsch/Trieb 2000). In diesem Mix sollte deshalb die Photovoltaik eine wichtige Rolle spielen, da diese im Verhältnis zur Windenergie eine zeitlich antikorrelierte Erzeugungscharakteristik aufweist und die technischen Potenziale der Pho- tovoltaik räumlich deutlich anders verteilt sind bzw. Anlagenstandorte anders verteilt werden können als bei der Windenergie. Eine noch wesentlich größere Bedeutung für die Stabilisierung des Gesamtsystems ist aber den so- larthermischen Kraftwerke zugedacht. Wegen ihrer hohen Auslastung und wegen der prinzipiellen 4.7 Stromerzeugung aus solarer Strahlungsenergie Um Strom mit Hilfe solarer Strahlungsenergie zu erzeugen, können zwei verschiedene technische Grundprinzipien zur Anwendung kommen, die jeweils grundsätzlich andere Standortvoraussetzungen erfordern und sehr unterschiedliche Erzeugungscharakteristiken aufweisen. Während die direkte Stromerzeugung mit Hilfe der Photovoltaik auch an Standorten mit vergleichsweise geringem Ein- strahlungspotenzial und somit auch innerhalb der Bundesrepublik Deutschland möglich ist, erfordert die solarthermische Stromerzeugung Standorte in südlichen Ländern mit einer möglichst hohen jah- resdurchschnittlichen Direkt-Strahlung. Die direkte Umwandlung der Solarstrahlung in elektrische nergie durch den Einsatz von Photovoltaik-Anlagen ist zeitlich unmittelbar an den Sonnengang und die momentane Einstrahlungsleistung gebunden. Demgegenüber ermöglichen es solarthermische Anlagen prinzipiell, die Stromerzeugung an den L In allen neueren Regenerativ-Energie-Szenarien mit einem mittel- bis langfristigen Zeithorizont spielen beide Optionen der solaren Stromerzeugung eine Rolle. Im RRO-2-Szenario des IER allerdings wer- den die Potenziale der Photovoltaik innerhalb der Bundesrepublik Deutschland nur zu einem sehr bescheidenen Anteil genutzt. Bis zum Jahre 2050 sollen jährlich insgesamt 9,1 TWh in Photovoltaik- Anlagen mit einer Gesamtkapazität in Höhe von 9,6 GWP erzeugt werden. Dies entspricht einem An teil an der gesamten Stromerzeugung des Jahres 2050 von weniger als 2 % und einem Anteil an der Gesamt-Kraftwerkskapazität von knapp 5 %. Dieser geringe Stellenwert, den das IER der Photovoltaik in seinen Regenerativ-Energie-Szena Seite 171 Steue rkeit ihrer Leistung eignen sich solarthermischer Kraftwerke beso nes rege rativen Stromversorgungssystems. Im UBA-NH-Szenario tragen rba nders gut zur Stützung ei- ne sie für das Zieljahr 2050 i- - 4 . 7 . 1 Stromerzeugung aus Photovoltaik in der Bundesrepublik Deutsch- li- J.), durch die Gebäudeintegration der Photovoltaikmodule Kosten für Fassa- mit 62,5 TWh zur Stromerzeugung bei. Dies entspricht einem Anteil von immerhin 13 % an der Ge- samt-Stromerzeugung des Jahres 2050. Der Kapazitätsanteil solarthermischer Kraftwerke beträgt bei einer Leistung von 11,4 GW aufgrund der mit 5.500 h/a hohen Auslastung der Anlagen dagegen nur 7 %. Für das RRO-2-Szenario des IER sind Daten zur Stromerzeugung und zur Kapazität solartherm scher Kraftwerke nicht sondern lediglich zum REG-Stromimport insgesamt dokumentiert (vgl. IER 2002). Im Folgenden sollen die beiden prinzipiellen Möglichkeiten der photovoltaischen und der solarthermi schen Stromerzeugung getrennt dargestellt werden. land Für die photovoltaische Stromerzeugung bestehen innerhalb der Bundesrepublik Deutschland sehr große technische Erzeugungspotenziale, obwohl die Einstrahlungsbedingungen verglichen mit süd chen Ländern eher bescheiden sind. Zwar lassen die Sonnenscheindauern nur eine verhältnismäßig geringe Auslastung der Anlagen-Nennleistungen zu: im RRO-2-Szenario z.B. wird für die Bundesre- publik Deutschland mit einer mittleren Jahres-Nennleistungsbetriebsdauer von 950 h/a gerechnet (vgl. IER 2002). Die regionalen Unterschiede in der Solarstrahlung sind aber mit Schwankungen um den Mittelwert von etwa 12 % bezogen auf die Globalstrahlung verhältnismäßig gering (vgl. EA NRW o. so dass prinzipiell in jeder Region innnerhalb der Bundesrepublik Deutschland Photovoltaikanlagen betrieben werden können. Einschränkungen ergeben sich eher aufgrund von ungünstigen topographi- schen Bedingungen, die im Einzelfall eine weitgehend unverschattete Installation der Anlagen verhin- dern. Ein besonderes Kennzeichen der Photovoltaik ist ihre außerordentliche Einsatzflexibiltät. Abgesehen von den vielfältigen Nutzungsmöglichkeiten im Inselbetrieb ergibt sich aufgrund der Modularität der Systeme eine große Bandbreite in Bezug auf Anlagengrößen und Anlagenstandorte für den netzge- koppelten Einsatz. Da ein wesentlicher und zudem aufgrund seiner Abmessungen und exponierten Installation sichtbarer Bestandteil eines Photovoltaiksystems die Modulfläche ist, kann mit einiger Be- rechtigung nach Flächenpotenzialen unterschieden werden, wenn es darum geht, die räumlich diffe- renzierten Möglichkeiten der Photovoltaiknutzung zu systematisieren. Grundsätzlich lassen sich ge- bäudegebundene und gebäudeungebundene Potenzialflächen unterscheiden (vgl. Unger et al. 1994). Gebäudegebundene Potenzialflächen sind Dachflächen und Wandflächen. Dachflächen eignen sich am besten als Träger für die Installation von Photovoltaik-Anlagen, da sich dort am ehesten eine opti- male Neigung und Orientierung der Modulfläche realisieren läßt. Fassadenflächen bringen Stromer- träge, die um durchschnittlich etwa 21 % geringer sind als bei auf Dachflächen installierten Anlagen, wenn Verschmutzungen und Verschattungen eingerechnet werden (vgl. Quaschning 2000) und sind nur dann interessant, wenn denelemente eingespart werden können. Gebäudeungebundene Potenzialflächen sind: Seite 172 ränkt den Gebrauchswert des jeweiligen Grundstücks stark ein und wird deshalb wahrschein- ngfristig eher selten zur Anwendung kommen, zumal genügend Dachflächen zur Verfü- fstellflächen für Solaranlagen in Betracht, unter- ber vi r- s Ene r- giepflanzen werden können. Abstandsflächen eignen sich hingegen ebenso wie Böschungen e. Die Schätzungen weisen für die Bundesrepublik Deutschland technische Leistungspotenzi- ale in einer Bandbreite von 115 GW (vgl. Nitsch et al. 2004) bis hin zu 504 GW (Kaltschmitt/Wiese - - ist allerdings zu beachten, dass die Leistungsabgabe von Photovoltaikanlagen nicht steuerbar ist, so Erzeugungspotenziale auch tatsächlich genutzt werden. n der Stromerzeugung, die für Regenerativ-Energie- • Landwirtschaftsflächen, • der Bebauung untergeordnete Freiflächen innerhalb von Siedlungsgebieten, • Verkehrsflächen (Böschungen, Lärmschutzwände), • Sonstige Freiflächen (z.B. Abstandsflächen). Die Nutzung von Freiflächen für die Aufstellung von Solaranlagen, die der Bebauung untergeordnet sind, sch lich auch la gung stehen, deren Potenzial vorrangig genutzt werden wird. Stillgelegte Landwirtschaftsflächen kommen zwar aus technischer Sicht prinzipiell als Au liegen a elfältigen konkurrierenden Nutzungsansprüchen. Das schließt auch Konkurrenzen inne halb de rgiesektors ein, da landwirtschaftliche Stilllegungsflächen auch für den Anbau von Ene genutzt und Lärmschutzwände ohne Einschränkungen immer dann, wenn Orientierung, Neigung und Ver- schattungssituation genügend solare Erträge ermöglichen. In verschiedenen Potenzialstudien sind die potenziellen Eignungsflächen sowie die potenziellen Stro- merträge einer Photovoltaiknutzung detailliert analysiert worden (vgl. u.a. Kaltschnitt/Wiese 1993, Nitsch/Trieb 2000, Quaschning 2000 sowie für Nordrhein-Westfalen Unger et al. 1994). Obwohl die Grundannahmen und Analyse-Methoden der einzelnen Untersuchungen sich kaum voneinander un- terscheiden, weichen die Ergebnisse doch zum Teil erheblich voneinander ab. Als Einflussparameter gelten im Wesentlichen die Größe der Potenzialflächen, die Flächenverfügbarkeit für die Photovoltaik- Nutzung, die solaren Einstrahlungsbedingungen und die Effizienz der Energieumwandlung in der So- laranlag 1993) aus. Diesen Leistungspotenzialen entsprechen technische Erzeugungspotenziale in einer Bandbreite von 105 TWh/a bis hin zu 439 TWh/a. Diese Erzeugungspotenziale entsprechen sehr hohen Anteilen an dem heutigen Nettostromverbrauch. Bezogen auf den in den Regenerativ-Energie-Szenarien unterstellten Endenergie-Stromverbrauch für das Zieljahr 2050 in Höhe von 383 TWh/a (UBA-NH-Szenario) bzw. von 435 TWh/a (IER RRO-2-Sze nario) entspricht das von Quaschning 2000 errechnete Erzeugungspotenzial der Photovoltaik rechne risch einer Bedarfsdeckung in Höhe von 46 % bzw. von 40 %. Zur Interpretation dieser Potenzialwerte dass diese Bedarfsdeckung bestenfalls in der Jahresbilanz, nicht jedoch bezogen auf die momentane Lastsituation als gegeben vorausgesetzt werden kann. Mit steigender Durchdringung der photovoltai- schen Stromerzeugung entstehen je nach aktuellem Angebots- Nachfrage-Verhältnis in zunehmen- dem Ausmaß entweder Überschüsse oder Deckungslücken, die durch Stromspeicherung bzw. durch Leistungsreserven anderer Stromerzeuger des Kraftwerksparks ausgeglichen werden müssen. Daher kann je nach Zusammensetzung des Gesamt-Erzeugungsmix ohne Stromspeicherung und Lastma- nagement nur ein Bruchteil der technischen Die Photovoltaik ist daher eine technische Optio Seite 173 Sze Bedeutung ist, wenn auch die elektrolytische Wasserstofferzeu- gung techni ung erlangen kann. Aus den Ergebnissen von Potenzialstudien lassen sich mögliche räumliche Standortrestriktionen bzw. –sc er Systemstudie, die Quaschning im Jahr , de mt 770 km2 für die Aufstellung von Photo- voltaik-Anlagen verfügbar wäre. Bei Einsatz von schattentoleranten Modulen und einer Modulaufstel- n- narien vor allem langfristig von sch-ökonomisch so weit entwickelt ist, dass sie eine energiewirtschaftliche Bedeut hwerpunkte für Photovoltaikanlagen ableiten. Anhand ein 2000 veröffentlicht hat, können die Grundannahmen, die zu der Ermittlung der Potenzialwerte führen beispielhaft nachvollzogen werden. Die größten Flächenpotenziale für die Aufstellung von Photovoal- taikanlagen bieten aus rein technischer Sicht Freiflächen außerhalb von Siedlungsgebieten. Nach Kaltschmitt/Wiese 1993 ist insgesamt eine Freifläche von 17.100 km2 verfügbar, wenn stillzulegen Getreideanbauflächen und Dauergrünlandflächen pauschal als geeignet betrachtet werden. Um Nut- zungsrestriktionen durch negative Umweltauswirkungen, die aufgrund großflächiger Flächenversie- gelungen zu erwarten wären, und aufgrund von Akzeptanzproblemen in die Potenzialberechnung einzubeziehen, schlägt Quaschning vor, als Potenzialflächen nur Randflächen entlang von Feldwegen gelten zu lassen, da dort keine zusätzlichen Erschließungswege angelegt werden müssen und kom so zu der Einschätzung, dass insgesamt eine Freifläche von lung in aufgeständerten Reihen kann etwa 32,5 % dieser Freifläche für die Installation von Photovol- taik-Modulen verwendet werden, woraus eine nutzbare auf die Grundfläche projizierte Modulfläche von 250 km2 resultiert. Ausgehend von einem mittleren Modulwirkungsgrad von 15 % lassen sich auf dieser Fläche Photovoltaik-Module mit einer Gesamtkapazität in Höhe von etwa 37,5 GWP (DC) instal- lieren. Bei einer durchschnittlichen jährlichen Globalstrahlungssumme von 1.200 kWh/(m2*a) auf ge- neigten Flächen, bei durchschnittlichen Abschattungs- und Verschmutzungsverlusten in Höhe von 10 % und bei einem Systemnutzungsgrad in Höhe von 13,5 % ergibt sich eine potenzielle Jahres- stromerzeugung von 36,5 TWhel/a (AC) (vgl. Tabelle 88). Anhand dieser Daten lässt sich bezogen auf die in Ansatz gebrachte Gesamt-Grundstücksfläche von 770 km2 eine durchschnittlichen Flächenina spruchnahme in Höhe von 21,1 m2/MWhel/a errechnen. Die größten gebäudegebundenen Flächenpotenziale bieten Dachflächen. Insgesamt bestanden nach Quaschning 2000 in der Bundesrepublik Deutschland bezogen auf das Jahr 1994 Dachflächen mit einer kumulierten Fläche von 2.345 km2 auf Wohngebäuden und weitere Flächen von 2.000 km2 auf Nicht-Wohngebäuden. Aufgrund von baulichen Restriktionen durch Dachaufbauten, Dachfenster oder aufgrund statischer Probleme sowie aufgrund von Abschattungen stehen davon nur insgesamt 1.304 km2 für eine Solarenergienutzung zur Verfügung. Um diese Flächen konkurriert die Photovoltaik mit solarthermischen Anlagen. Laut Quaschning wird langfristig nur ca. ein Drittel des gesamten so- larenergetisch nutzbaren Dachflächenpotenzials für solarthermische Anwendungen beansprucht wer- den, so dass noch 864 km2 Dachflächen für die Photovoltaiknutzung zur Verfügung stehen. Bei einem mittleren Modulwirkungsgrad von 15 % lassen sich auf dieser Fläche Photovoltaik-Module mit einer Gesamtkapazität in Höhe von etwa 130 GWP (DC) installieren. Bei einem durchschnittlichen jährlichen Systemnutzungsgrad von 13,5 % kann auf den photovoltaisch nutzbaren Dachflächen insgesamt eine Jahres-Strommenge in Höhe von 112,6 TWhel/a (AC) erzeugt werden (vgl. Tabelle 88). Seite 174 n zur icklung des Dachflächenpotenzials ableiten. Für die Generierung der Szenarien, die - - 5 Wh /a der Bund esrepublik Deutschland Da das Dachflächenpotenzial direkt auf der Basis von Wohnflächen- und Nichtwohnflächenstatistike ermittelt wurde, lassen sich anhand von Prognosen zur Wohnflächenentwicklung auch Tendenzen langfristigen Entw im Auftrag der Enquete-Kommission „nachhaltige Energieversorgung“ erstellt worden sind, sind Prog- nosen zur Entwicklung der Wohn- und Nutzflächen in Wohn- und Nichtwohngebäuden erstellt worden. Demnach soll die Gesamtfläche trotz des prognostizierten starken Bevölkerungsrückgangs aufgrund der gleichzeitig starken Zunahme der Wirtschaftsleistung und des spezifischen Flächenbedarfs aus- gehend von 3.308 Mio. m2 im Jahre 2000 um 20 % auf 3.972 Mio. m2 zunehmen (vgl. IER 2002). In sofern wird sich langfristig auch das Flächenpotenzial für die Photovoltaik erhöhen, wobei zusätzliche Impulse durch die „Solarisierung“ von Architektur und Städtebau zu erwarten sind. Weitere Flächenpotenziale sind an Gebäudefassaden verfügbar. Hier reduzieren Verschattungen durch Nachbargebäude, Anbauten, Fenster- und Türflächen, ungünstige Orientierungen und Denk malschutzauflagen die Potenzialfläche. Als konkurrierende solare Nutzungsoptionen für Fassadenflä- chen grenzt die transparente Wärmedämmung das Flächenpotenzial für die Photovoltaik weiter ein. Insgesamt bleibt so eine Restfläche in Höhe von 200 km2, auf die durchschnittlich eine solare Ein- strahlungsenergie in Höhe von 850 kWh/(m2*a) trifft. Bei einem Systemnutzungsgrad in Höhe von 13, % und bei Einrechnung von Abschattungs- und Verschmutzungsverlusten von 10 % ergibt sich eine potenzielle Jahresstromerzeugung in Höhe von 20,7 TWhel/a (AC) (vgl. Tabelle 88). Die Flächenpotenziale, die entlang von Verkehrswegen erschlossen werden könnten, beziehen sich ausschließlich auf Trassen des überörtlichen Straßen- und Schienenverkehrs. Entlang geeigneter Streckenabschnitte sollen, so die Basisannahmen für die Potenzialberechnung, in senkrechter Auf- stellung Module aus beidseitig aktiven Solarzellen montiert werden, die sich zu einem Flächenpoten- zial in Höhe von 39 km2 aufsummieren und eine Jahres-Strommenge von insgesamt knapp 6 T el (AC) erzeugen könnten (vgl. Tabelle 88). Tabelle 88: Technische Photov oltaik-Poten ziale i n technisch nutzbare Fläche Modul- Wirkungs- grad System- nutzungs- grad Elektrisches Leistungs- potenzial Jahres- Stromer- zeugung km2 % % GWP TWhel/a Dachflächen 864 15 13,5 129,6 112,6 Fassadenflächen 200 15 13,5 30,0 20,7 Verkehrswege 39 15 13,5 5,9 5,7 Freiflächen 250 15 13,5 37,5 36,5 Summe 1.353 203,0 175,4 potenzielle Quelle: Quaschning 2000 Aufgrund des hohen Anteils gebäudegebundener Potenzialflächen (Fassaden- und Dachflächen so- wie siedlungsnahe Freiflächen) ist das Stromerzeugungspotenzial der Photovoltaik in grober Nährun abhängig von der Einwohnerzahl bzw. der Einwohnerdichte in einer Region. Untersuchungen haben ergeben, dass bezogen auf die Gemeindegebietsfläche in Großstädten mit mehr als 200.000 Einwoh- nern siedlungs- und gebäudenahe Leistungspotenziale in einer Größenordnung von 2,4 g MWP/km 2 bestehen, während Landgemeinden mit einer Bevölkerung von weniger als 10.000 Einwohnern nur Seite 175 ein Leistungspotenzial in Höhe von 0,1 MWP/km 2 erreichen (vgl. Nitsch/Trieb 2000). Allerdings kann in ländlichen Regionen bei Bedarf dieses geringere Erzeugungspotenzial durch die Nutzung von Freiflä- chen außerhalb von Siedlungsgebieten für die Aufstellung von Photovoltaikanlagen ausgeglichen werden. Dadurch ergibt sich auch in Bezug auf die räumliche Verteilung der Anlagenstandorte und damit auch der Stromerzeugungs-Kapazitäten eine sehr hohe Flexibilität. Die meisten Photovoltaik-Anlagen wurden in der Bundesrepublik Deutschland bisher nicht auf Freiflä- chen sondern auf Gebäudeflächen installiert. Dies lässt sich indirekt aus statistischen Daten, die die Verbände der Solarwirtschaft veröffentlicht haben, entnehmen. Demnach waren in der Bundesrepubl Deutschland im Jahre 2001 insgesamt 50.000 Photovoltaik-Anlagen mit einer Gesamtleistung in Höhe von 195 MW ik Höhe von 3,9 kWP - P in Betrieb. Dies entspricht einer durchschnittlichen Anlagenleistung in und einer anlagen-durchschnittlichen Modulfläche von 34 m2 bei einer mittleren Flächeninanspruch nahme von 9 m2/kWP (vgl. Tabelle 89). Tabelle 89: Stand der P hotov oltaik-Nutzun g in der Bund esrepublik Deu tschland 2001 Insgesamt bis 2001 installierte Leistung MWP 195 Anzahl der bis 2001 installierte Anlagen 50.000 durchschnittliche Anlagenleistung kWP/Anlage 3,9 durchschnittliche Modulfläche pro Anlage m2 34 Quelle: Arge Solarwirtschaft o.J. Gleichzeitig zeichnet sich in den letzten Jahren ein Trend ab, auch in der Bundesrepublik Deutschlan vermehrt Anlagen großer Leistung und darüber hinaus insbesondere auch große Freiflächenanlage zu bauen. Die zurzeit größte Freiflächenanlage ist mit einer Leistung von 4,5 MW d n ten, durch eine spezifische Reduktion der Planungs- und ßlich durch günstigere Betriebs- und Verwaltungskosten (vgl. Gabler/Mohring 2002). Allerdings wird es nicht nur im Bestand schwerer, für die Installation von Großanlagen geeignete Dachflächen zu finden, für die alle Randbedingungen wie Tragfähigkeit des Zusatzgewichtes, Verschattungsfreiheit und lü- ckenlose große Montageflächen gegeben sind. Große Dach- und Fassadenflächen finden sich am ehesten auf Industrie- und Gewerbebauten. Dort allerdings fehlt oft die Bereitschaft, entweder selbst in die Solartechnik zu investieren oder die Eignungsflächen Dritten zur Verfügung zu stellen und sich dazu auf lange vertragliche Bindungen einzulassen, die die Lebensdauer einer Solaranlage abdecken (Positionspapier 2003). bäudeintegrierte Anlagen, die eine Doppelfunktion erfüllen und von denen n P P im bayerischen Hemau entstanden. Noch größere Projekte sind in Planung. Große Photovolatikanlagen erreichen unabhängig von ihrem Aufstellungsort Kostenvorteile durch Einsparungen beim Einkauf der Komponen Installationskosten, durch die Zentralisierung von Nebenanlagen wie Wechselrichter und schlie Auch haben sich bislang ge daher ebenfalls Kostenersparnisse erwartet werden, nicht durchgesetzt, weil standardisierte Verfahre zur Gebäudehüllenintegration fehlen und zudem viele Anlagen erst nachträglich auf Gebäudeflächen montiert werden, statt bereits in einem frühen Bauplanungsstadium berücksichtigt zu werden. In Nitsch et al. 2004 wurden Kostendaten u.a. für Photovoltaikanlagen zusammengestellt. Demnach erreichten im Jahre 2000 kleine Photovoltaik-Anlagen mit einer elektrischen Leistung von 2 kWP Stromgestehungskosten in Höhe von 80 ct, während die Stromgestehungskosten einer 500 kW -An- Seite 176 ni- e- n als Dachanlagen bean- d n in Ostdeutschland oder in westdeutschen Altrevieren des tst einer Nutzungsgeschichte in den Bereichen Militär, Industrie, Bergbau und Entsorgungswirtschaft beansprucht, für die andere ökonomisch attraktive Nachnutzungen schwer realisiert werden können. Während gebäudegebundene Anlagen eine Sekundärnutzung darstellen, beanspruchen Freiflächen- ismus und Diebstahl vorzubeugen, müssen Freiflächenanla- gen auf einem eingezäunten und gesicherten Betriebsgelände untergebracht werden. Damit geht von ndig für den Wegebau, für die Trafosta- - - - tromerzeugung in - jedenfalls im Verhältnis zu den gewohnten Maßstäben Inves- lage bei nur 53 ct lagen. Noch geringere Stromgestehungskosten lassen sich offenbar mit Freiflächen- Anlagen im Megawattbereich erzielen, da die Anlagen wegen der besseren Hinterlüftung der Module und der leichter zu optimierenden Aufstellung höhere Erträge bringen und weil sie aufgrund der we ger aufwändigen Wartung und wegen der zumindest längerfristig möglichen standardisierten Großs rien-Fertigung der Komponenten niedrigere Investitions- und Betriebskoste spruchen. Daher orientieren sich auch Hersteller in ihrer Produktpolitik eher an Freiflächenanlagen, weil diese eher einen Massenmarkt bei standardisierter Industrie-Fertigung ermöglichen als die ver- gleichsweise sehr individuellen Anlagenkonfigurationen und Bauteile, wie sie für eine Gebäudeinte- gration nachgefragt werden (vgl. SFV 2004). Auch Anleger, die über keine eigenen Gebäudeflächen verfügen, sind an der Errichtung von Freiflä- chenanlagen interessiert. Günstige Gewerbeflächenangebote, die durch die zahlreichen Industrie- un Militärbrachen in altindustriellen Regione Bergbaus en ehen, tragen zur Attraktivität der Freiflächenoption bei. Oft werden Brachflächen mit anlagen zusätzliche Flächen. Um Vandal den Anlagen nicht nur optisch sondern auch funktionell eine Barrierewirkung aus. Dies betrifft auch die Tierwelt, da die Zäune so gestaltet werden, dass sie undurchlässig für Wildtiere sind, um die Kabel gegen Wildverbiss zu schützen. Auch Sekundärnutzungen wie eine Beweidung werden dadurch er- schwert oder verhindert. Eine Flächenversiegelung wird notwe tion, für Betonfundamente und für die Einzäunung. Aufgrund der hohen Gesamtkosten einer Freiflä chenanlage müssen Verschattungen soweit wie möglich vermieden werden. Falls zu diesem Zweck keine ausreichenden Abstandsflächen in das Betriebsgelände integriert sind, ergeben sich Nutzungs- einschränkungen für benachbarte Flächen. So muss z.B. dafür gesorgt werden, dass schattenspen dende Vegetation zurückgestutzt bzw. gerodet wird und nachträgliche störende Nachbar-Bebauungen verhindert werden. 4.7.2 Grosstechnische Stromerzeugung au s Solarenergie in einstrahlungs reichen Regionen zum Import in die Bundesrepublik Deutschland Als großtechnische Stromerzeugung soll hier nicht nur die Produktion der Kraftwerksanlagen in Groß- serie sondern auch die S der Photovoltaik-Nutzung in Deutschland - großen Kraftwerkseinheiten bezeichnet werden. Eine groß- technische Nutzung der Solarenergie wird für die einstrahlungsreichen Erdregionen gefordert, weil • dort höhere solare Energieausbeuten im Verhältnis zur genutzten Sammlerfläche und damit auch bezogen auf den Materialeinsatz eines solaren Kraftwerks sowie bezogen auf die titionskosten möglich sind, • dort in großem Umfang Flächen verfügbar sind, die extrem dünn besiedelt und für die aus heutiger Sicht keine konkurrierenden wirtschaftlichen Nutzungsoptionen erkennbar sind und Seite 177 • weil dort ein höherer Anteil an direkter Strahlung vorherrscht und demzufolge Systeme ge- nutzt werden können, die die Strahlung konzentrieren und dadurch so hohe Temperaturen er- reichen, dass über die Solarwärme Dampf oder Heißluft erzeugt werden kann, mit dem kon- ventionelle Wärmekraftwerke betrieben werden können. Anhand von Standorteignungsuntersuchungen, die mit Hilfe von Satellitenaufnahmen und geographi schen Informationssystemen durchgeführt worden sind, konnte am Beispiel von Marokko gezeigt we den, dass im Süden bzw. südlich von Europa in großem Umfang Flächen verfügbar wären, die sich als Standort für solare Großkraftwerke eignen würden. Gesucht wurden Flächen, die sehr gute Ein- strahlungsbedingungen bieten und zusätzlich w - r- eder aufgrund der derzeitigen Nutzung (z.B. Wald, n Nutzungsgraden eingesetzt werden könnten. Die erreichbaren Jahres- n hängen direkt von der jährlichen solaren Einstrahlungsdauer ab und sind tech- 2.000 h/a (vg d ir- kungsgrad und dem sogenannten Landnutzungsfaktor (Verhältnis zwischen der der Modulfläche und der Ges Stand d Freifläc re spezifische Flächeninanspruchnahme. Die Gesamtfläche ist jedo Landwirtschaft oder Siedlungen), aufgrund der Orographie, der Hochwasser- oder Erdbebengefahr noch auf Grund infrastruktureller Defizite (z.B. Anbindung an das Strassen- und Stromnetz) als Ausschlußflächen gelten müssen. Allein die in Marokko festgestellten Eignungsflächen würden, so das Ergebnis der Untersuchung, ausreichen, um den gesamten heutigen weltweiten Stromverbrauch ausschließlich mit Solarenergie zu decken (vgl. Trieb et al. 2002). Für die großtechnische Stromerzeugung aus Solarenergie stehen aus heutiger Sicht drei Haupttech- nologielinien zur Verfügung: • die Photovoltaik, • konzentrierende solarthermische Kraftwerke, • Aufwindkraftwerke. Photovoltaikanlagen sind aufgrund ihrer Modularität grundsätzlich beliebig skalierbar, ohne dass das technische Prinzip wesentlich verändert werden müsste. Als zusätzliche Komponenten werden bei Großanlagen allenfalls Transformatoren benötigt. Unterschiede zu deutschen Freiflächenanlagen er- geben sich vor allem durch die in südlichen Regionen weitaus besseren Einstrahlungsbedingungen. Zudem gelten bei sehr großen Anlagen die Kostenvorteile, die im Zusammenhang mit Freiflächenan- lagen bereits dargelegt wurden, in noch stärkerem Maße, so dass längerfristig auch fortschrittliche Technologien mit bessere Nennleistungsstunde nisch kaum beeinflussbar. Sie bewegen sich je nach Standort in einer Bandbreite zwischen 1.600 und l. Nitsch/Trieb 2000) bzw. zwischen 1.900 und 2.300 h/a (vgl. Langniß 1994). Aufgrun der in den südlichen Regionen sinnvollen flacheren Anstellung der Module können die Abstände zwi- schen den Panelreihen kleiner werden, ohne dass die Module sich gegenseitig verschatten, so dass die Flächenbeanspruchung der Gesamtanlage spezifisch kleiner wird. In Tabelle 90 ist der Flächenbe- darf für ein 175 MWelP-Kraftwerk in Abhängigkeit von den Einstrahlungsbedingungen, dem Systemw amtfläche des Betriebsgeländes) angegeben. Bei einem für das Jahr 2020 prognostizierten er Technik ergibt sich für Südspanien bzw. für Nordafrika eine im Verhältnis zu deutschen henanlagen deutlich geringe ch mit 2,5 km2 für ein Kraftwerk dieser Kapazität beeindruckend groß. Seite 178 T a b e i -e l l 9 0 : Flächeninan spruch nahm e für Photov oltaik-Großkraft we rke in einstrahlung s re chen Region en bezogen auf den prog nosti zierten Stand der T e chnik für das Jahr 20 20 Südspanien Nordafrika lstrahlung auf horizontale Flächen kWh/(m2*Globa a) 1.800 2.300 Globalstrahlung auf geneigte Modulfläche kWh/(m2*a) 2.048 2.415 Gesamt-Modulleistung MWPel/Einheit 213 219 Systemleistung am Standort MWel/Einheit Voll-Nennleistungsstunden h/a 1.970 2.330 Netto-Stromerzeugung GWhel/a/Einheit 345 408 Systemwirkungsgrad % 14,0 13,6 Modulwirkungsgrad % Gesamt-Modulfläche km2/Einheit 1,25 1,29 Landnutzungsfaktor Gesamt-Grundfläche km2/Einheit 2, 50 2, 57 leistungsspezifische Flächeninanspruchnahme m2/MWel 14.286 14.706 stromspezifische Flächeninanspruchnahme m2/MWhel/a 175 17 0,5 7,25 6,31 rturmkraftwerke und Paraboloid-Kraftwerke. Paraboloid-Kraft- wer gen und zur dezentralen Versorgung von netzfernen Dörfern und ländli- che chtet. Da ie Wärmekraftwerke arbeiten, kann bei diesem Kraftwerkstyp auch das Prinzip der Kraft-Wärme-Kopplung zur Anwendung kommen. In südlichen Regionen könnte die aus- r - e bs- n Absorberrohr, in dem ein Wärmeträgermedium im Kreislauf geführt wird und das mit einer Dampfturbine verbunden ist. Seit Quelle: Langniß 1994 Für konzentrierende solarthermische Kraftwerke sind drei verschiedene Grundkonzepte entwickelt worden: Parabolrinnenkraftwerke, Sola ke sind für kleine Leistun n Regionen konzipiert und werden daher hier nicht weiter betra solarthermische Anlagen w gekoppelte Wärme vor allem zur Entsalzung von Meerwasser genutzt werden, falls die Küstenentfer- nung des Kraftwerksstandortes dies zulässt. Auch die Produktion von Fernkälte oder von industrielle Prozesswärme wird in der Literatur als Nutzungs-Option für den Kraft-Wärme-Kopplungsbetrieb ge- nannt (vgl. Trieb et al. 2002 sowie Nitsch/Trieb 2000), wobei dazu in der Nähe des Kraftwerksstand- ortes eine entsprechende Nachfrage lokalisiert sein (bzw. werden) müsste. Solarthermische Kraft- werke sind wie andere Wärmekraftwerke auf Kühlung angewiesen, wobei die Durchlaufkühlung, für die beispielsweise in Marokko im Prinzip nur das Meerwasser in Frage käme, am energieeffizientes ten ist, während die Trockenkühlung, die insbesondere an wasserarmen Standorten zur Anwendung kommen müsste, von allen Kühlprinzipien die Stromgestehungskosten am meisten belastet. Durch die bei solarthermischen Kraftwerken gegebene indirekte Stromerzeugung über ein Wärmeträ- germedium besteht die Möglichkeit der Energiespeicherung und der Steuerung der Leistungsabgabe, deren Umfang allerdings von der Speichergröße abhängt. Für den Betrieb solarthermischer Kraft- werke im Grundlastbereich werden sehr große Speicherkapazitäten benötigt. Zur Verbesserung der Lastanpassung und der Auslastung der Kraftwerke kann auch mit fossilen oder biogenen Brennstoffen bzw. mit Wasserstoff zugefeuert werden. Es wird erwartet, dass langfristig solarthermische Kraftwerk auch ohne Zufeuerung mit Hilfe entsprechender Speicher bis zu 5.500 Jahres-Nennleistungsbetrie stunden erreichen können (vgl. Nitsch/Trieb 2000). Parabolrinnenkraftwerke konzentrieren die Strahlung in Spiegelrinnen auf ei Seite 179 den 80er Jah n wurde in der kalifornischen Mojave-Wüste in Etappen neun Parabolrinnenkraftwerke zu einer Gesamtleistung von 354 MW re gebaut, die sich - rige Betriebserfahrungen mit diesem Kraftwerkstyp bereits vor. Als sinnvolle Leistungsgröße wird in Nitsch et al. 2004 eine Bandbreite von 5 – 200 MWel angegeben. Größere Einheiten könnnen durch die Kombination mehrerer standardisierter Module erreicht werden. Langniß hat modellhaft ein Para- bolrinnenkraftwerk für Standorte in Südspanien und Nordafrika analysiert und rechnet mit einem Flä- chenbedarf für ein 300 MWel-Kraftwerk von 11,1 bzw. 6,4 km 2 (vgl. Tabelle 91). Tabelle 91 : Flächenina n spruch nahm e für Parab olrinnen-Kraftw erke in ein s trahlu ngsreichen Region en bezogen auf de n prognostizierten Stand der Tech nik für das Jahr 2020 GWhel/a/Einheit 1.080 1.080 Jahresnutzungsgrad % 13,2 14,0 0 300 el addieren. Aus diesem Grund liegen langjäh Südspanien Nordafrika Globalstrahlung auf horizontale Flächen kWh/(m2*a) 1.800 2.300 Direktstrahlung nachgeführt kWh/(m2*a) 1.900 2.500 Turbinen-Nennleistung MWel/Einheit Voll-Nennleistungsstunden h/a 3.600 3.600 Netto-Stromerzeugung Gesamt-Spiegelfläche km2/Einheit 4,30 2,5 Gesamt-Grundfläche km2/Einheit 11 , 1 6, 4 leistungsspezifische Flächeninanspruchnahme m2/MWel 37.000 21.333 stromspezifische Flächeninanspruchnahme m2/MWhel/a 10,28 5,93 iel zeigt em bedarfs vor allem für Wüstenstandorte geeignet. Quelle: Langniß 1994 Solarturmkraftwerke existieren bisher nur als Demonstrationskraftwerke kleiner Leistung. Bei diesem Kraftwerkstyp wird die Solarstrahlung durch eine große Anzahl einzeln aufgestellter Spiegel (Heli- ostaten), in denen das Sonnenlicht reflektiert wird, auf die Spitze eines Turms gebündelt, an dem ein Receiver angebracht ist, in dem ein Wärmeträgermedium erhitzt wird. Die solare Wärme mit einer Temperatur von 600 – 800 °C wird anschließend einem Dampferzeuger zugeführt, der eine Turbine antreibt. Angestrebt werden Anlagenleistungen von bis zu 200 MWel. Ein in Spanien geplantes De- monstrationskraftwerk mit einer Leistung von 10 MWel soll aus 1.000 Heliostaten mit jeweils einer Sammlerfläche von 90 m2 und einem Turm mit einer Bauhöhe von 90 m bestehen. Langniß hat auch diesen Kraftwerkstyp modellhaft anhand einiger Kenndaten beschrieben und die technische Entwick- lung bis 2020 prognostiziert. Ein 200 MWel-Kraftwerk mit Standort in Südspanien und Nordafrika soll eine Gesamtfläche in Höhe von 9,4 bzw. 4,3 km2 in Anspruch nehmen. Auch an diesem Beisp sich wieder deutlich der Einfluss der solaren Einstrahlung auf den Flächenbedarf solcher Kraftwerke (vgl. Tabelle 92). Aufwindkraftwerke arbeiten wie solarthermische Kraftwerke ebenfalls mit Wärme, allerdings auf ein vergleichsweise niedrigen Temperaturniveau. Dadurch sind nur sehr geringe Jahresnutzungsgrade in Höhe von 2- 3 % erreichbar (vgl. Schiel/Schlaich 2001). Unter einem großflächigem Glasdach wird die Luft erwärmt und strömt durch einen in der Mitte angeordneten Kamin nach oben, wodurch ein meist als Vertikalachser ausgeführter Rotor angetrieben wird. Aufwindkraftwerke benötigen kein Kühlwasser und sind auch aufgrund ihres extrem hohen Flächen Ein geringer Wasserbedarf besteht allerdings für die Wärmespeicherung über Wasserschläuche, die unter dem Glasdach angebracht sind und in denen das Wasser zirkuliert, um einen kontinuierlichen Seite 180 - n iner Kaminhöhe von kr zusätzlichen Flä HGÜ-Ferntrans ung´benötigt das Kraftwerk eine Gesamtfläche von 48,6 km2. Dies entspricht einer leistungsbezogenen Flächeninanspruchnahme in Höhe von 24 ha/MWel und einer stromspezifi- schen Flächeninanspruchnahme von 32,4 m2/MWhel/a. Tabelle 92: Flächeninan spruch nahm e für Sola rtu rm-Kraft werke in einstrahlungsreich e n Region en bezogen auf de n prognostizierten Stand der Tech nik für das Jahr 2020 GWhel/a/Einheit 720 720 , 3 3 200 24-Stunden-Betrieb des Kraftwerkes zu ermöglichen. Die Kraftwerke sind für den Grundlastbetrieb geeignet und können eine jährliche Auslastung von 7.500 h/a erreichen. Als Vorteil dieses Kraftwerks konzepts wird angegeben, dass die Technik unkompliziert ist und daher keine Investitionen in hoch- technologische Produktionsanlagen finanziert werden müssen und dass die benötigten Baumaterialie (Beton, Stahl und Glas) überall verfügbar sind. Weiterhin brauchen diese Kraftwerke keine Direkt- strahlung sondern können auch bei ganz oder teilweise bedecktem Himmel arbeiten. Als Zielgröße wird eine Kapazität von 200 MWel angegeben. Dafür benötigt das Kraftwerk bei e 1.000 m eine eisförmige Glasfläche mit einem Durchmesser von 7 km. Unter Einrechnung eines chenbedarfs für Zufahrtsstrassen und Umrichter im Falle des Anschlusses an eine portleit Südspanien Nordafrika Globalstrahlung auf horizontale Flächen kWh/(m2*a) 1.800 2.300 Direktstrahlung nachgeführt kWh/(m2*a) 1.900 2.500 Turbinen-Nennleistung MWel/Einheit Voll-Nennleistungsstunden h/a 3.600 3.600 Netto-Stromerzeugung Jahresnutzungsgrad % 16,1 18,0 Gesamt-Spiegelfläche km2/Einheit 2,35 1,67 Gesamt-Grundfläche km2/Einheit 9, 4 4 leistungsspezifische Flächeninanspruchnahme m2/MWel 47.000 21.350 stromspezifische Flächeninanspruchnahme m2/MWhel/a 13,06 5,9 Quelle: Langniß 1994 Seite 181 4.8 Stromerzeugung aus Geothermie Die Geothermie ist eine Energiequelle, die ganzjährig zur Verfügung steht und sich daher aus ener- giewirtschaftlicher Sicht gut zur Ergänzung fluktuierender und dargebotsabhängiger regenerativer Energiequellen eignet. Andererseits ist der Aufwand, der betrieben werden muss, um Erdwärme in ausreichender Menge und Temperatur zur Verfügung zu stellen, hoch, so dass gleichzeitig der öko- nomische Zwang entsteht, die ge ene Wärme möglichst ganzjährig voll auszunutzen. Die in Deutschland über Geothermie bereitzustellenden Temperaturniveaus erschweren eine sinnvolle Pro- zesswärmenutzung, so dass als Verbraucher Klimakälte-Nutzer, medizinische Anwender, Niedertem peratur-Wärme-Abnehmer oder Stromerzeuger in Frage kommen (vgl. Paul 2002). 4 . 8 . 1 Technologie-Varianten eine r Stromerzeugung aus Geothermie Da Erdwärme zur Stromerzeugung weltweit eingesetzt wird, be wonn - stehen vielfältige Erfahrungen und ög ten angepasst sind. Viele dieser Erfah Standortgunst in den Hauptanwenderländern nicht auf deutsche Verhältnisse übertragbar. Grundsätzlich werden Kraftwerke unterschieden, die als offene oder als geschlossene Systeme aus- gestaltet sind. Bei offenen Systemen stellt das Thermalfluid selbst das Arbeitsmedium dar (z.B. in Prozessen mit direkter Dampfnutzung), während bei geschlossenen Systemen die Erdwärme auf ein anderes Medium übertragen wird. Offene Systeme erfordern entweder die Verfügbarkeit geothermi- scher Lagerstätten, die überhitzten Dampf oder Fluide mit hohem Dampfanteil, mit hohen Temperatu- ren bzw. mit hohen Mengenströmen liefern (vgl. Kaltschmitt/Streicher 2003). Unter den geoglogischen Bedingungen, wie sie in der Bundesrepublik Deutschland vorherrschen, rage, die in der Lage sind, mit Thermalwässern auf ver- gleichsweise niedrigem Temperaturniveau zu arbeiten. Selbst durch Tiefbohrungen kann in Deutsch- land nur Wasser mit weniger als 250 °C gefördert werden. Deshalb sind nur Kraftwerkstechniken ge- eignet, bei denen die Wärme des Thermalwassers an ein Arbeitsmittel übertragen wird, das bereits bei niedrigen Temperaturen siedet (vgl. Köhler 2002). Für die Stromerzeugung aus Erdwärme stehen unter diesen Umständen aus heutiger Sicht hauptsächlich zwei Kraftwerkstechnologien zur Verfü- gung: die Organic-Rankine-Cycle-Technik (ORC) und die Kalina-Kreislauf-Technologie. Beide Verfah- ren können für Thermalwassertemperaturen ab 80 °C eingesetzt werden. ORC-Kraftwerke sind abgesehen von der Art der Wärmeerzeugung und dem eingesetzten organi- schen Arbeitsfluid mit klassischen Dampfturbinen-Kraftwerken vergleichbar. Eine Tiefpumpe leitet das geförderte Thermalwasser über einen Vorwärmer in den Verdampfer, wo es Wärme an das Arbeits- mittel abgibt, bevor es über die Injektionsbohrung wieder in den Untergrund verpresst wird. Das Ar- beitsmittel zirkuliert in einem geschlossenen Kreislauf und wird von einer Speisepumpe auf den nöti- gen Arbeitsdruck gebracht. Es durchläuft zunächst den Vorerwärmer und den Verdampfer, um dann in der Turbine entspannt zu werden. Als Arbeitsmittel werden anstelle von Wasser Kohlenwasserstoffe wie n-Pentan oder Isobutan eingesetzt. Bei einer Thermalwassertemperatur von 100 °C beträgt der Generator-Wirkungsgrad bei dem heutigen Stand der Technik 8 % und steigt bei einer Verdoppelung der Thermalwassertemperatur auf 13 % an. Allerdings ist der elektrische Eigenbedarf insbesondere technische M lichkeiten, die den jeweiligen geologischen Bedingungen an den Kraftwerksstandor rungen sind allerdings aufgrund der besonderen geologischen kommen ausschließlich Kraftwerke in F Seite 182 rmalwassers je nach geologischen Stand- ngu elektrischen Energieerzeugung betragen. Daher - ). n- ge- ei der ndet werden können, eu- was- uten Anlagen jeweils für ö- für den Betrieb der Tiefpumpe und die Reinjektion des The ortbedi ngen recht hoch und kann bis zu 50 % der wird empfohlen, bei der Standortwahl für Geothermiekraftwerke aus ökonomischen Gründen eine Untergrenze für die verfügbare Thermalwassertemperatur von 100 °C zur Optimierung des elektri- schen Wirkungsgrades, eine Druckdifferenz, die zum Zirkulieren des Thermalwassers durch das Ge stein aufgewandt werden muss, von maximal 80 bar und eine Mindestfließrate von 50 m3/h zur Mini- mierung des elektrischen Eigenenergiebedarfs einzuhalten (vgl. Paschen et al. 2003). Andere Autoren fordern eine Mindesttemperatur von 120 °C (vgl. Kreuter/Gottlieb 2002). Auch das Kühlverfahren be- einflusst die Effizienz des Gesamtprozesses bzw. die Nettoleistung. Durch Frischwasserkühlung im Vergleich zur Luftkühlung kann sich diese um bis zu 70 % erhöhen (vgl. Köhler 2002 Der Kalina Kreislauf arbeitet mit einem Zweistoff-Arbeitsmittel, einem Gemisch aus Ammoniak und Wasser. Der Vorteil dieses Verfahrens liegt in der geringeren Empfindlichkeit gegenüber Schwanku gen der Thermalwassertemperatur, da die dadurch verursachten Leistungseinbussen im Vergleich zum ORC-Prozess durch eine Anpassung des Mischungsverhältnisses des im Kalina Kreislauf ein setzten Zweistoff-Arbeitsmittels begrenzt werden können. Diese Flexibilität lässt sich auch b Wärmeauskopplung im Rahmen einer Fernwärmeversorgung dadurch nutzen, dass saisonal bedingte Schwankungen der Fernwärme-Vorlauftemperatur aufgefangen werden können, ohne dass dies zu Wirkungsgradverlusten im Kraftwerksprozess führen muss. Generell können mit dem Kalina Kreislauf bei gleichem Wärmeeintrag höhere Netto-Leistungen als beim ORC-Prozess erzielt werden (vgl. Rüsseler 2002). Technische Schwierigkeiten, deren Ausmaß und deren Lösungsmöglichkeiten erst durch weitere Betriebserfahrungen erku bestehen offenbar aufgrund der Ammoniakzersetzung und im Hinblick auf die notwendige Ausschl sung der Zersetzungsprodukte (vgl. Köhler 2002). Kalina- Kraftwerke erreichen bei einer Thermal sertemperatur von 80 °C Wirkungsgrade von 8,5 % und von etwa 12 % bei 160 °C. Kostensenkend wirkt sich aus, dass wegen der Verwandtschaft der Arbeitsfluide konventionelle Wasserdampfturbinen eingesetzt werden können. Von Nachteil sind die größeren baulichen Abmessungen, die aufgrund der geringeren Temperaturdifferenzen in den Wärmetauschern erforderlich sind (vgl. Kaltschmitt/Streicher 2003). Für ORC-Anlagen mit Leistungen im Bereich von 0,5 bis 1,5 MW liegen seit den 80er Jahren Be- triebserfahrungen vor (vgl. Köhler 2002). Allerdings wurden die bisher geba eine bestimmte Anwendung entworfen und an konkrete Standortbedingungen angepasst, Standardl sungen sind nicht marktverfügbar (vgl. Huenges et al. 2002). Auch der Kalina Cycle wurde erstmals Ende der 80er Jahre in einem Demonstrations-Kraftwerk mit Erdgasfeuerung und bis 2002 weltweit insgesamt in drei weiteren Anlagen erprobt (vgl. Rüsseler 2002). Erste Pilotprojekte für den Geother- mieeinsatz wurden in den letzten 2 Jahren in Betrieb genommen, so dass die Kalina-Technolgie noch am Anfang ihrer Entwicklung steht (vgl. Nitsch et al. 2004). Aus Geothermie-Kraftwerken kann auch bei einer vollständigen Ausnutzung der Wärme und ohne Einbußen bei der elektrischen Leistung zur Stromerzeugung ausgehend von einer Thermalwasser- temperatur in Höhe von 150 °C immer noch Wärme mit einem Temperaturniveau von 70 °C ausge- koppelt werden (vgl. Kaltschmitt et al. 2003). Dieses Temperaturniveau reicht für die Nahwärmever- Seite 183 sorgung einer Niedrigenergiehaussiedlung aus, falls die Vorlauftemperaturen im Wärmenetz entspre- chend angepasst werden können. Wo dies nicht der Fall ist, besteht technisch die Möglichkeit, entwe- der über den Einsatz einer Wärmepumpe das Temperaturniveau anzuheben oder mit Hilfe der Geo thermie nur die Wärmegrundlast zu liefern und den Spitzenbedarf über externe Wärmequellen abzu decken. Ausgehend von dem heutigen Stand der Technik und den geothermischen Betriebsparame- tern in Deutschland können Geothermie-Kraftwerke einen elektrischen Leistungsbereich in einer Bandbreite von 0,1 bis 5 MW - - Fall ist, für die sch-ökonomischen Gründen Min- desttemperaturen in Höhe von 100 bis 120 °C und Mindest-Fließraten von etwa 50 m3/h benötigt. Di- d flächendeckend erreichbar ist. Die Stromgestehungskosten werden jedoch sehr stark von den Bohrkosten beeinflusst, die wiederum mit der Bohrtiefe überproportional zunehmen. Daher . steinsarten aus. Hydrothermale Ressourcen werden in Deutschland bereits seit längerem genutzt, allerdings bisher beinahe aus- el abdecken (vgl. Paschen et al. 2003). Bei Nutzung der Kraft-Wärme- Kopplung ergibt sich zusätzlich eine ökonomische Beschränkung des Größenwachstums solcher An- lagen. Aufgrund der sehr geringen elektrischen Nutzungsgrade fallen noch in größerem Umfang Ab- wärmemengen an, als dies schon bei dampfbetriebenen Biomasse-Heizkraftwerken der Abnehmer gefunden werden müssen, da i. d. R. erst durch die Anrechnung von Wärmeerlösen eini- germaßen günstige Stromgestehungskosten erreichbar sind. Andererseits wird angenommen, dass zukünftig durch den Bau größerer Anlagen deutliche Kostendegressionen erreicht werden könnten, wobei sich allerdings bei einer Erhöhung der Einheitsleistungen und gleichzeitigem KWK-Betrieb das Problem des Wärmeabsatzes noch weiter verschärfen würde (vgl. Nitsch et al. 2004). 4.8.2 Technische Standortpoten ziale und Nutzungsrestriktionen Wie bereits erwähnt, werden für die Stromerzeugung aus techni rekt unter der Erdoberfläche herrschen konstante Temperaturen, die in etwa der Jahresmitteltempe- ratur über der Erde entsprechen (7 – 11 °C). Mit zunehmender Tiefe zeigen sich je nach Standort stark unterschiedliche Temperaturgradienten in einer Bandbreite von 20 bis 40 K/km. Um geeignete Förder-Temperaturen zu erreichen, müssen demnach Mindest-Bohrtiefen zwischen 2.500 und 5.000 m kalkuliert werden. An einigen Standorten, über sogenannten Anomalien, lassen sich jedoch schon in 1.000 m Tiefe Temperaturen von 100 °C erreichen. Die technische Bohrgrenze liegt momentan bei etwa 7.000 m (vgl. Paschen et al. 2003), so dass rein technisch betrachtet Erdwärme mit den gewünschten Temperaturen in der gesamten Bundesrepublik Deutschlan besteht regional eine recht unterschiedliche Standortgunst für die geothermische Stromerzeugung Allerdings liegen zurzeit Daten in hoher räumlicher Auflösung, die eine kleinräumig disaggregierte Potenzialermittlung zulassen würden, noch nicht vor. Als Reservoirtypen können grundsätzlich Heißwasseraquifere, Störungszonen und kristalline Gesteine geeignet sein. Heißwasser- Aquifere sind hochdurchlässige Sediment-Gesteinsschichten, in denen sich Wasser ansammelt oder durch die Wasser geleitet wird. Solche Gesteinsschichten sind selten und machen nur einen Bruchteil der bohrtechnisch erreichbaren Ge schließlich für die Wärmeversorgung oder für balneologische Zwecke. Ein erstes Pilotprojekt zur Stromerzeugung aus hydrothermalen Erdwärmequellen wurde im mecklenburg-vorpommerischen Neustadt-Glewe in Angriff genommen, wo eine bestehende geothermische Fernwärmeversorgung durch ein kleines ORC-Kraftwerk ergänzt worden ist (vgl. Menzel 2003). Unter wirtschaftlichen Ge- Seite 184 n Reservoirs em soge- n Bohrun- b- a nem Bereich zwischen 3.000 und 7.000 - ebiete abgegrenzt werden. Das Gebiet im it ö- e sichtspunkten als günstig für die Nutzung der Reservoirs zur Stromerzeugung zu beurteilen sind die langjährigen Erfahrungen mit der Erschließung hydrothermaler Ressourcen sowie die meist verhält- nismäßig geringe Tiefe der Thermalwasservorkommen. Allerdings besteht ein hohes Fündigkeitsri- siko, da die Thermalwassertemperaturen und die Durchlässigkeit des Gesteins nicht technisch beein- flusst und außerdem auch nicht sicher prognostiziert werden können. Heißwasser-Aquifere, die für eine geothermische Stromerzeugung grundsätzlich geeignet sind, befinden sich im norddeutsche Becken, im Oberrheingraben und im süddeutschen Molassebecken. Die Gesamtfläche, die diesem Reservoirtyp zuzuordnen ist und unter der die entsprechenden Potenziale vermutet werden, beträgt etwa 65.000 km2 (vgl. Tabelle 93). Heißwasser-Aquifere erbringen aber nur etwa 1 % der insgesamt für die Stromerzeugung in Deutschland verfügbaren geothermischen technischen Potenziale, was etwa dem Fünffachen des derzeitigen Jahresstromverbrauchs der Bundesrepublik Deutschland ent- spricht. Kristalline Gesteine liegen tiefer als Sedimentgesteine. Aufgrund ihrer Tiefenlage weisen sie ver- gleichsweise hohe Temperaturen auf. Sie werden daher als tiefe trockene Gesteine (hot dry rock) bezeichnet. Die Durchlässigkeit der kristallinen Gesteine ist gering. Die geothermischen dieses Gesteinstyps müssen daher durch eine spezielle, neue und aufwändige Technik, d nannten „Hot-Dry-Rock-Verfahren“, erschlossen werden. Dabei werden zwischen mehrere gen künstliche Risse geschaffen bzw. durch Aufweitung natürlicher Klüfte hergestellt. Durch diese Risse wird anschließend kühles Wasser verpresst, das beim Durchfliessen der heißen Gesteins- schichten erwärmt wird und das dann über eine weitere Bohrung zu Tage gefördert werden kann. Dieses technische Verfahren ist zwar sehr aufwändig, ermöglicht aber andererseits die größte Una hängigkeit von natürlichen Standortbedingungen. Ebenso besteht so gut wie kein Fündigkeitsrisiko, d die Bohrtiefe innerhalb eines von den geologischen und technischen Gegebenheiten vorgeprägten Rahmens frei gewählt werden kann und die Riss-Systeme künstlich geschaffen werden (vgl. Paschen et al. 2003). Die erforderlichen Mindest-Bohrtiefen liegen in ei m, wobei die Tiefenangaben sich jeweils auf das „Top“, also die Oberfläche der jeweiligen Gesteins- schichten, beziehen. Die Gesamtpotenziale werden durch die jeweiligen Temperaturgradienten und die Mächtigkeit der Gesteinsschichten sowie durch die zurzeit technisch maximal erreichbaren Bohr tiefe von 7.000 m bestimmt. Im französischen Teil des Oberrheingrabens wird in Soultz-sous-Forets bei Strasburg seit 1997 an einem Geothermie-Pilotprojekt zur Wärmegewinnung nach dem Hot-Dry- Rock-Verfahren gearbeitet. Für die Bundesrepublik Deutschland können drei Kristalling Norddeutschen Becken erstreckt sich über eine Gesamtfläche von 63.000 km2 und verfügt über ein geothermisches Stromerzeugungspotenzial in Höhe von 18.300 TWh. Im Oberrheingraben werden Reservoirs unter einer Fläche von 6.300 km2 vermutet, denen ein technisches Stromerzeugungspo- tenzial in Höhe von 17.200 TWh zugerechnet wird. Auffällig ist hier die im Vergleich zum Kristallinge- biet im norddeutschen Becken hohe räumliche Konzentration der Vorkommen. Das Vorkommen m der bei Weitem größten räumlichen Ausdehnung nimmt eine Fläche von 137.000 km2 ein und er- streckt sich von Mitteldeutschland bis nach Süddeutschland. Dies entspricht etwa einem Anteil in H he von 40 % an der gesamten Gebietsfläche der Bundesrepublik Deutschland. Hier werden auch di Seite 185 größten Stromerzeugungspotenziale in einem Gesamtumfang von 261.000 TWh vermutet (vgl. Tabelle 93). Die als Reservoirtyp in der Literatur weiterhin genannten Störungen sind Bruchzonen bzw. Bruchflä chen, die das hydraulische Leitvermögen des Gesteins erheblich erhöhen. Die Vorkommen von Stö- rungszonen können nicht gebietsartig abgegrenzt werden sondern durchziehen das Gesamtgebiet d Bundesrepublik Deutschland. Bisher wurde dieser Reservoirtyp noch nicht für eine geothermische Nutzung erschlossen, jedoch stehen prinzipiell geeignete technische Verfahren wie die Richtbohr- technik (gezieltes Ablenken der Bohrung aus der Vertikalen) zur Verfügung, die allerdings für diesen Anwendungszweck noch nicht erprobt wurden. Die erforderlichen Mindest-Bohrtiefen werden mit eine Bandbreite von 3.000 – 7.000 m angegeben (vgl. Paschen et al. 2003). Insgesamt liefern Störungen ein technisches Potenzial für die geothermische Stromerzeugung in Höhe von 12.500 TWh. Dies ent spricht e - er r - inem Anteil an dem gesamten geothermischen Stromerzeugungspotenzial der Bundesrepu- o- 1 r blik Deutschland in Höhe von etwa 4 % (vgl. Tabelle 93). Tabelle 93: Räumliche V e rteilung un d Angeb ots d i chte der technischen Po ten z iale zur g e thermisch en Stromerzeu gung in der Bund esrepu b lik Deutsch land Reservoirtyp Fläche km2 TWh GWh/km Kristallingestein 63.000 18.333 29 Heißwasseraquifer 55.470 1.889 34 mittel- und süddeutsches Kristallingebiet Kristallingestein 137.000 261.111 1.906 Süddeutschen Molassebecken Heißwasseraquifer 3.780 167 44 Kristallingestein 6.300 17.222 2.734 Heißwasseraquifer 5.770 567 98 Störungen - 12.500 - 271.320 311.789 1.149 norddeutschen Becken elektrische Energie unte Berücksichtigung von Umwandlungs- wirkungsgraden Oberrheingraben 2 n e servoir gleichzeitig erschlossen und in vollem Umfang zur Stromerzeu- - 1.000 Jahren realisieren. Die Fläche, unter der eine geothermische Stromerzeugung insgesamt theo- Quelle: Paschen et al. 2003, (eigene Zusammenstellung und Auswertung) Insgesamt entsprechen die geothermischen technischen Stromerzeugungspotenziale dem 600-fache des heutigen Stromverbrauchs der Bundesrepublik Deutschland. Da die Erdwärme durch eine etwaig elektrizitätswirtschaftliche Nutzung um ein Vielfaches schneller verbraucht werden würde, als sie sich wieder neu bilden kann, bedeutet dies, dass das Gesamt-Potenzial nach 600 Jahren erschöpft wäre, wenn das gesamte Wärmere gung genutzt werden würde. Daher muss eine Erdwärmenutzung immer als „lokaler Abbau“ (vgl. Pa- schen et al. 2003) der gespeicherten Wärmeenergie betrachtet werden. Aufgrund der zum Teil sehr hohen räumlichen Konzentration der Potenziale lässt sich allerdings bei günstigen Standortbedingun gen eine sehr langfristige Versorgung realisieren, da die Potenziale z.B. im größten räumlich zusam- menhängenden Reservoir, dem mittel- und süddeutschen Kristallingebiet, eine durchschnittliche Stromerzeugung in Höhe von 1,9 TWh/km2 ermöglichen. Bezogen auf die durchschnittliche gebiets- bezogene Stromnachfrage in der Bundesrepublik Deutschland des Jahres 2000 in Höhe von 1,35 GWh/(km2*a) (vgl. BMWi/VWEW 2002) liesse sich z.B. über dieser Gebietsfläche je nach Siedlungs- und Arbeitsplatzdichte eine Vollversorgung aus Geothermiestrom über mehrere hundert bis hin zu Seite 186 land 6 %. Insgesamt beträgt die mittlere technische Potenzialdichte 1,1 TWh/(km2). - l- mgebung abgegeben werden, da die Anla- gen ohne Verbrennungsprozesse arbeiten. In der Betriebsphase können allenfalls die hohen Abwär- ie Umfang gefunden werden können oder die Abwärme nicht in den Untergrund reinjiziert wird (vgl. Kaltschmitt/Streicher 2003). Während der Bohrungen, die etwa drei bis sechs Monate dauern (vgl. Kaltschmitt/Streicher 2003), können Lärm und Abgase sowie Transporte störend auf benachbarte Wohnsiedlungen und andere empfindliche Nutzungen einwirken. Diese Belästigungen können unter Umständen aufgrund der Dauer und Intensität das für Baustellen sonst übliche Maß überschreiten. Im Verhältnis zur Gesamtdauer der Nutzung sind diese Beeinträchtigungen jedoch zu vernachlässigen, zumal während des Anlagenbetriebs ähnliche Störungen ausbleiben. Der Bohrplatz kann - abgesehen von dem Bohrkopf selbst - nach Abschluss der Bohrarbeiten rekultiviert werden (vgl. Kaltschmitt/Streicher 2003). Rückstände belasten nicht die Umwelt und erfordern keine zusätzliche Entsorgungsinfrastruktur, da alle Stoffe in den Untergrund zurückverpresst werden können. besteht auch bei Geo- - eh- rk retisch möglich wäre, entspricht einem Anteil an dem Gesamtgebiet der Bundesrepublik Deutsch in Höhe von 7 4.8.3 Flächeninanspruchnahme und räumliche Wirkungspotenziale der Stromerzeugung aus Geothermie Anlagen zur geothermischen Stromerzeugung bestehen aus Bohrungen bzw. Sonden für die Förde rung eines Geofluids oder von Dampf, zur Umwandlung der Erdwärme in Strom bzw. zur Bereitste lung nutzbarer Wärme sowie aus Bohrungen bzw. Sonden zur Reinjektion des abgekühlten Thermal- wassers ins Erdreich. Belastungen für die Umwelt bzw. Beeinträchtigungen für benachbarte Nutzun- gen können beim Bau bzw. der Inbetriebnahme, beim Betrieb oder beim Rückbau der Anlage enste- hen. Der Schwerpunkt der potenziellen unerwünschten Wirkungen von Geothermieanlagen liegt in der Explorations-, Bau- bzw. Rückbauphase, da während des Anlagenbetriebs weder in nennenswertem Umfang Materialtransporte anfallen noch Abgase an die U memengen d lokale Umwelt beeinträchtigen, solange keine Wärmeabnehmer in dem benötigten Ebenso wie bei der Förderung oder Speicherung von Kohlenwasserstoffen thermie-Projekten die technische Möglichkeit abgelenkter Bohrungen. Dadurch ist es z.B. möglich, Injektions- und Förderbohrungen von einem gemeinsamen Bohrplatz aus durchzuführen, obwohl un- terirdisch ein Mindestabstand zwischen den Bohrungen von 1 km erforderlich ist. Z.B. sollen für das geplante Geothermie-Kraftwerk Speyer von einem Bohrplatz aus insgesamt neun Bohrungen nieder- gebracht werden, um Kosten für die Bohrplatzeinrichtungen zu sparen und das Genehmigungsverfah- ren zu vereinfachen (vgl. Kaltschmitt et al. 2003). Beim Projekt Neustadt-Glewe dagegen beträgt die übertägige Entfernung zwischen Förder- und Injektionsbohrung etwa 1,2 km, so dass mit dem zusätz lich benötigten Kraftwerksgelände an drei Standorten Flächen in Anspruch genommen werden (vgl. Schnauß 2004). Von der Fördersonde zum Kraft- bzw. Heizkraftwerk und zur Injektionssonde müssen Thermalwasserleitungen verlegt werden, die dann eine zusätzliche Fläche beanspruchen, wenn m rere Bohrplätze eingerichtet sind und/oder das Kraftwerk zusätzlich auf einem eigenen Betriebsge- lände gebaut ist. Rogge 2003 rechnet mit einer Rohrlänge von 1.750 m für ein 1 MW ORC-Kraftwe und zwei Bohrungen, die in einem Abstand von 1,5 km zueinander lokalisiert sind. Die Rohre können unterirdisch oder oberirdisch verlegt sein. Pro Bohr- bzw. Sondenplatz ist mit einer Flächeninan- spruchnahme von 2.400 m2 zu rechnen (vgl. Schneider 2001). Seite 187 Das Kraftwerk selbst beansprucht Flächen für die eigentliche Anlagen bestehend aus Verdampfer, Erhitzer, Turbine und Generator, die bei kleinen Leistungen kompakt in einem Container unterzubrin- gen sind. Zusätzlich werden Luft- oder Wasserkühler benötigt, die oftmals in ihren Abmessungen dem tungsanlage rden. Das bei Wasserkühlung benötigte - s i - eigentlichen Kraftwerk entsprechen. Zusätzlich müssen als Nebeneinrichtungen Wasseraufberei- n auf dem Betriebsgelände untergebracht we Kühlwasser kann aufgrund der verhältnismäßig kleinen geothermischen Leistung i d. R. aus betriebs eigenen Brunnen oder der allgemeinen Trinkwasserversorgung bezogen werden. Benötigt werden weitere Flächen für ein Pumpenhaus und für Verrieselungsbecken sowie eine elektrische Übergabe- station, um den erzeugten Strom ins öffentliche Netz einspeisen zu können (vgl. Schnauß 2004). In Tabelle 94 sind anhand eines aktuellen Projektbeispiels Flächendaten für eine Stromerzeugung au einem Heißwasser-Aquifer zusammengestellt. Die Leistungsgröße liegt mit 4,8 MWel (Brutto) bereits an der Obergrenze heutiger Anlagen. Ausgehend von den Beispieldaten kann mit einer leistungsspe- zifischen Flächeninanspruchnahme in Höhe von 1.900 m2/MWel und einer auf die Jahres-Nettostro- merzeugung bezogenen Flächeninanspruchnahme in Höhe von 0,25 m2/MWhel/a gerechnet werden. Tabelle 94: Flächeninan spruch nahm e durch die geoth e rmische Stromerzeugung am B e spiel eines 4 , 8 MWel-Kalina Kreisla u f-Kra ft we rk s Grundstücksfläche m2 7.600 Gebäudefläche m2 1.000 Temperatur Thermalwasser °C > 150 Bohrtiefe m 2.750 Förderrate m3/h 360 Wärmeleistung MWth 34 Elektrische Nennleistung (Brutto) MWel 4,8 Elektrische Nennleistung (Netto) MWel 4,1 Volllaststunden h/a 7.500 Jahres-Brutto-Stromerzeugung MWhel/a 36.000 Jahres-Netto-Stromerzeugung MWhel/a 30.750 leistungsbezogene Flächeninanspruchnahme m2/MWel 1.854 strombezogene Flächeninanspruchnahme m2/MWhel/a 0,25 Quelle: HotRock 2004 Aufgrund der sehr unterschiedlichen Standortbedingungen müssen für Geothermie-Kraftwerksprojek jeweils auf den Einzelfall zugeschnittene technische Lösungen gefunden werden, so dass die ge- nannten Beispieldaten keinen Anspruch auf Verallgemeinerbarkeit erheben können. Aufgrund der bisher noch sehr geringen Anzahl von realisierten Anlagen und entsprechend geringen Anzahl von publizierten Projektbeschreibungen konnten aber keine belastbareren Daten beschafft werden. Die Daten sind aber dennoch geeignet, um einen Eindruck über die Größenordnung der Raumbeanspru- chung durch geothermische Kraftwerke vermitteln zu können. te Seite 188 gs- - - mu war mit vielfältig der Lebens- und Arbeitsbedin- gungen, jedoch in erheblichem Umfang auch mit neuen und bis dahin unvorstellbaren Umweltbelas- tungen verbunden. 5.1.1 Raumstruktur und Raumansprüche der Brennstoffbereitstellung Die deutsche Stromversorgung ist in ganz erheblichem Maße abhängig von fossilen und nuklearen Energierohstoffen. Unbeschadet der mittlerweile recht erfolgreichen Bemühungen um eine Fortent- wicklung der regenerativen Stromerzeugung beherrschen noch immer Wärmekraftwerke auf Basis endlicher Rohstoffe die Stromerzeugung in der Bundesrepublik Deutschland. Die Brennstoff-Bereitstellungskette – bestehend aus Rohstoffgewinnung, Aufbereitung der Rohstoffe zu Brennstoffen sowie Transport und Lagerung von Roh- und Brennstoffen - beansprucht im Vergleich der Brennstoffarten untereinander Flächen in unterschiedlichem Ausmaß, auf unterschiedliche Weise rten. Dennoch können zusammenfassend einige gemeinsame Merkmale t- s ren Erdoberfläche sich Rohstofflager- stätten befinden, die sich für den Abbau eignen. Der Bergbau ist somit grundsätzlich standortgebun- den. Bei der Standortauswahl besteht ein Spielraum höchstens hinsichtlich der zeitlichen Reihenfolge der Ausbeutung einzelner Lagerstätten. Da gleichzeitig Energierohstoffe für die Volkswirtschaft von existentieller Bedeutung sind, solange sie nicht in energiewirtschaftlich relevantem Maßstab substitu- iert werden können, wird der Rohstoffgewinnung allgemein ein Vorrang vor anderen Nutzungsansprü- 5 Zur Raumbedeutsamkeit einer Umg estaltung der Stromversorgung durch Nutzung eines hohen Anteils regenerativer Energien 5.1 Raumstruktur und Raumansprüche des derzeitigen Stromversorgun systems Das System der Stromversorgung in seinem heutigen Ausbauzustand hat sich über einen Zeitraum von mehr als 100 Jahren entwickelt. Da sich die zuverlässige und qualitätsvolle Versorgung mit Elek trizität bereits früh als eine unverzichtbaren Grundlage für den ökonomischen und technischen Fort- schritt herausstellte und da die Industrialisierung mit der Elektrifizierung eng verbunden war, ist die Raumwirkung der Industrialisierung im Allgemeinen nicht klar von den Wechselwirkungen zwischen Raumentwicklung und Ausbau der Stromversorgung im Besonderen zu trennen. Im Zuge der Industri alisierung veränderten Dörfer, Städte und Landschaften radikal ihr Erscheinungsbild, wozu neben der Elektrifizierung in zum Teil gleichem oder auch größerem Umfang der Bau großer Fabriken und Wohnsiedlungen sowie der Ausbau der Verkehrssysteme ihren Beitrag geleistet haben. Die techni- sche Überfor ng der Siedlungen war umfassend, erstreckte sich über einen langen Zeitraum und en technischen Verbesserungen und Erleichterungen und an verschiedenen O beschrieben werden, die die Bereitstellung von fossilen und nuklearen Energierohstoffen und Brenn- stoffen kennzeichnen und die diese in Bezug auf ihre Raumbeanspruchung von anderen Raumnu zungen unterscheiden. Insbesondere die Rohstoffgewinnung ist oft flächenintensiv und kann aufgrund der Art und Intensität des bergbaulichen Eingriffs fast durchgängig als raumbedeutsam eingestuft werden. Ein wesentliche gemeinsames Kennzeichen aller Bergbautätigkeit in räumlicher Hinsicht ist die Begrenztheit der Roh- stoff-Vorkommen - bzw. die Begrenztheit der Gebiete, unter de Seite 189 chen eingeräumt. Dies führt zur Verdrängung bestehender Nutzungen und zum Teil zu einer nachha tig n Überformung gewachsener Raum- und Siedlungsstrukturen. l- e Entsprechend der ungleichmäßigen geographischen Verteilung der Lagerstätten konzentriert sich der toffa und Berg finden sich sowohl in peripheren als auch stärker besiedelten Gegenden. Eben- - in- en aus dem Bereich der Weiterverarbeitung oder der Grundstoffindustrie interessant dies stern en. Weiterverarbeitungs- betriebe, große industrielle Endverbraucher oder Kraftwerke entweder Standorte in unmittelbarer - t- n des Braunkohlenbergbaus auf den engeren Bereich der Energierohstoff- und Elektrizitätswirtschaft, ohne dabei einen in einem vergleichbaren Maße dominierenden Einfluss den Industrieansiedlungen in den deutschen Förderregionen geführt haben. Im Unterschied zur Situa- Rohs bbau jeweils auf einige wenige geologisch besonders begünstigte Regionen. Lagerstätten baubetriebe so sind es sowohl wirtschaftlich hoch entwickelte Staaten als auch Schwellen- oder Entwick- lungsländer, die über Energie-Rohstoffvorkommen verfügen und Bergbau betreiben (vgl. BGR 2003). Zum Teil ist die Siedlungs- und Wirtschaftsstruktur einer Region durch die bergbauliche Tätigkeit in ihrer jeweils aktuellen Ausprägung stark beeinflusst worden bzw. überhaupt erst entstanden. Der Ein fluss des Bergbaus auf die regionale Entwicklung hängt ab von der Art, Größe, Zugänglichkeit und geographischen Lage des Rohstoffvorkommens. Insbesondere Lagerstätten in ursprünglich struktur- schwachen und peripheren Räumen, deren Ausbeutung einen längeren Zeitraum und ein Mindestmaß an Arbeitskräften beansprucht, können die Siedlungsentwicklung in nennenswertem Umfang bee flussen bzw. überhaupt erst größere menschliche Ansiedlungen entstehen lassen. Regionen, in den in größerem Umfang Energierohstoffe vorkommen, die nicht durch andere Energieträger substituier- bar sind oder für die zusätzlich ein Bedarf nach einer stofflichen Nutzung besteht, können aufgrund der dort besonders günstigen Rohstoffverfügbarkeit zusätzlich auch als Standorte für bergbaufremde Produktionsbetriebe sein. In em Fall kann die Gewinnung von Energierohstoffen auch zur Bildung von Industrieclu beitrag Ein entscheidender Faktor für die Art der räumlichen Prägung durch bergbauliche Tätigkeit ist die Transportwürdigkeit der gewonnenen Energierohstoffe. In Abhängigkeit vom Heizwert der Rohstoffe und dem sich daraus ergebenden wirtschaftlichen Transportradius bevorzugen räumlicher Nähe zu Bergwerken oder nehmen Rohstofftransporte über größere Entfernungen in Kauf, falls dies die Produktionskosten nur unwesentlich beeinflusst. Während der Steinkohlenbergbau nicht nur in Deutschland historisch außer mit der Elektrizitätswirt schaft eine raumwirtschaftliche Verflechtung mit der Eisen- und Stahlindustrie eingegangen ist, die insgesamt eine starke die Siedlungsentwicklung prägende Kraft entfaltete, beschränken sich die wir schaftlichen Beziehunge auf die Region ausüben zu können. Auch Erdgas wird vor allem energetisch genutzt, ist durch andere Energieträger substituierbar und zeigt vergleichsweise geringe Querbezüge zur raumwirtschaftlichen Entwicklung der Förderregionen innerhalb der Bundesrepublik Deutschland. Das gut ausgebaute interkontinentale Transportnetz er- laubt entlang der Haupttransportleitungen mit ihren hohen Transportkapazitäten den Zugang zu preis- günstigen Ferngasbezügen für Großabnehmer vor allem auch aus dem Erdgasimport, so dass trotz hoher spezifischer Kosten für den Erdgastransport Standortvorteile durch die Nähe zu den deutschen Erdgaslagerstätten von marginaler Bedeutung sind und bisher kaum zu konzentrierten bergbaufrem- Seite 190 dgasindustrie beispielsweise mit ß- rt n Großstädten Köln und Aachen Teil eines Agglomerationsraumes, wenngleich die Bevöl- h- und bergbauliche Flächeninanspruch- rägt zum Teil die Lebens- und Arbeitsbedingungen mehrerer n ben Garzweiler II, vgl. Braunkohlenplan Garzweiler II 1995). tion in Deutschland zählt die Erdöl- und Erdgasindustrie in Norwegen und in Russland zu den domi- nierenden Wirtschaftszweigen. In Norwegen trägt die Erdöl- und Er einem Anteil von fast 50 % zum Export der Volkswirtschaft bei und ist zudem über die Zulieferindust- rien zu einem wichtigen Wirtschaftsfaktor geworden. In diesen Ländern sorgt allein schon die Größe und Vielzahl der Erdgasfelder sowie die entsprechende Weiterverarbeitungs-, Transport- und Spei- cherinfrastruktur für die entsprechende raumprägende Wirkung. Der Uranbergbau eignet sich kaum als Kristallisationspunkt für die Entwicklung einer Region. Uran wird ausschließlich energetisch oder militärisch genutzt. Dadurch ergeben sich wirtschaftliche Bezie- hungen nur zur Rohstoff- und Energiewirtschaft und zur Rüstungsindustrie. Die vernachlässigbar ge- ringen Transportwiderstände für die Produkte des Uranbergbaus erlauben eine beinahe beliebig gro räumig organisierte Logistik und entsprechende raumwirtschaftliche Verflechtungen. Die in Uran- Bergbau und –aufbereitung benötigten Arbeitsplätze können entweder aus der ortsansässigen Bevöl- kerung rekrutiert werden oder werden extern angeworben und in eigens gebauten Bergarbeitersied- lungen untergebracht, die je nach sozial- und wirtschaftsstruktureller Ausgangslage und Zeitdauer der Abbautätigkeit einen mehr oder weniger provisorischen Charakter haben. Die deutschen Steinkohlelagerstätten und Bergbaubetriebe sind räumlich weitaus stärker konzentrie als die Braunkohle- und erst recht als die Erdgasvorkommen. Der Steinkohlenreviere befinden sich innerhalb von Agglomerationsräumen (Ruhrgebiet und Aachener Revier) oder verstädterten Räumen (Ibbenbürener Revier und Saarrevier). Auch das rheinische Braunkohlenrevier ist aufgrund seiner Nähe zu de kerungsdichte und die Siedlungsstruktur eher ländlich geprägt sind. Für die ostdeutschen Braunko lenreviere kann keine eindeutige Zuordnung zu Siedlungsstrukturtypen festgestellt werden. Gleiches gilt für die eher verstreut liegenden nord- und süddeutschen Erdgasfelder. Die Raumansprüche des Bergbaus sind bezogen auf ein konkretes Abbaugebiet zeitlich befristet, zwar unabhängig davon, ob die Rohstoffgewinnung zur Befriedigung einer gleich bleibenden Nach- frage kontinuierlich weiter geführt werden muss oder nicht. Die nahme ist dadurch gekennzeichnet, dass die beanspruchten Flächen nach Erschöpfung der Lager- stätten und Rekultivierung für bergbaufremde Folgenutzungen wieder verfügbar gemacht werden können. Trotz der zeitlichen Befristung wirkt insbesondere der Kohlen-Bergbau aufgrund der zum Teil sehr langen Zeitdauer der Flächeninanspruchnahme in der menschlichen Wahrnehmung vor Ort oft wie eine Dauereinrichtung. Der Bergbau p Generationen. In einigen Regionen, in denen noch heute aktiver Bergbau betrieben wird, wurde mit der Rohstoffgewinnung bereits in vorindustrieller Zeit begonnen. Dies gilt in besonderem Maße für den deutschen Steinkohlenbergbau aufgrund der sehr großen räumlich zusammenhängenden Lagerstät- ten, aufgrund der langen Nutzungsdauer obertägiger Anlagen sowie durch eine nur langsame räumli- che Verlagerung der Abbaufelder. Auch der Braunkohlentagebau beansprucht die Flächen über eine zum Teil sehr langen Zeitraum. Vom Beginn der Vorbereitungen für den Aufschluss bis zur vollständi- gen Flutung der Tagebau-Restlöcher vergehen immerhin bis zu 90 Jahre (z.B. beim Tagebauvorha- Seite 191 Auch nach Rekultivierung und Rückgabe der Flächen sind manche bergbauliche Einflüsse langfristig spürbar. Die Art und der der Veränderung der Kulturlandschaft, die sich in der Folge der Bergbautäti keit ergibt, hängt sehr stark davon ab, wie und in welchem Umfang während des Abbaus Umwelt- un Naturschutzaspekte beachtet und nach Beendigung der bergbaulichen Nutzung Rekultivierungs- bzw Sanierungsmaßnahmen durchgeführt werden. Folgenutzungen sind für alle ehemaligen Abbau- und Betriebsflächen bis auf die Tagebau-Restlöcher grundsätzlich frei planbar und bieten somit Chancen für die Regionalentwicklung. g- d . hre ber einen langen Zeitraum e- g entwässert werden müs- ß- n hinterlässt aufgrund der Masseverluste zwangsläufig Restlöcher, die nach Einstellung e- durch Rückstände der Uranerzaufbereitung und deren langfristige Gefährdungspotenziale. Durch die Bergbaubedingte Folgeschäden durch unzureichende Umweltschutzmaßnahmen während des Ab- baus oder durch unterlassene Rekultivierung sind vor allem in den Bergbaugebieten der ehemaligen DDR zu beobachten. Dies betrifft z.B. Altlasten durch Quecksilberbelastung als Folge der Erdgasför- derung in der Altmark oder die schwerwiegenden Nachwirkungen des Uranbergbaus der Wismut. In den ostdeutschen Revieren Lausitz und Mitteldeutschland bestanden bis zum Ende der 90er Ja hohe Defizite bei Wiedernutzbarmachung der ausgekohlten Flächen. Inzwischen konnte der Sanie- rungsstand zwischen west- und ostdeutschen Revieren weitgehend angeglichen werden - gemessen an den jeweiligen Anteilen wieder nutzbar gemachter Flächen an den insgesamt durch den Tagebau beanspruchten Flächen. Durch den Sanierungsrückstand konnten sich die ü zum Teil noch unverkippten Flächen naturwüchsig regenerieren, so dass aus Naturschutzsicht eine planmäßige Sanierung sogar zum Teil als schädlich angesehen wird (vgl. Abresch et al. 2000). Besonders der Tiefbau hinterlässt auch nach Stilllegung der Bergwerke seine Spuren. Bergehalden prägen die Landschafts- und Stadtgestalt ebenso wie ehemalige Betriebsgelände mit zurückgelass nen technischen Altanlagen wie z.B. Fördertürme. Es bestehen Einschränkungen für Folgenutzungen von Haldenflächen und Betriebsgeländen aufgrund von Kontaminationen bzw. durch ungünstige Ge- ländeformen oder durch eine instabile Untergrundbeschaffenheit. Dauerhafte Schäden entstehen durch Bergsenkungen, soweit Polderflächen in besiedelten Gebieten ständi sen. In ehemaligen Kohle- oder Uran-Bergbaurevieren sind die Gewässersysteme zudem meist tief greifend und zum Teil dauerhaft gestört (z.B. durch Verlagerung von Flussbetten, Änderung von Flie richtungen etc.). Bleibende siedlungsprägende Elemente im Gefolge des Steinkohlebergbaus sind z.B. durch den Ausbau der Fließgewässer für den Kohletransport sowie zusätzlich durch den Bau vo Kanälen als Schifffahrtswege entstanden. Der Tagebau der Sümpfungsmaßnahmen geflutet werden. Von der seit Beginn der Bergbautätigkeit bis 2003 insg samt nach Beendigung bzw. im Verlauf des Braunkohlentagebau bisher wieder zurückgegebenen ehemals bergbaulich beanspruchten Flächen sind 139 km2 nach Entlassung aus dem Bergrecht in Wasserflächen umgewandelt worden. Dies entspricht einem Flächen-Anteil in Höhe von 13 % (vgl. Kohlenstatistik 2004). Im Endzustand werden die Restseen nach Beendigung des noch aktiven Tage- baus allein im Lausitzer Revier eine Gesamtfläche von 208 km2 einnehmen. Bei der Urangewinnung sind im Unterschied zum Kohlenbergbau zwar geringere Massenbewegung erforderlich, dafür aber erheblich schwerwiegendere Kontaminationen und ein dementsprechend ho- her Sanierungsaufwand zu erwarten. Eine insgesamt sehr hohe Flächeninanspruchnahme entsteht Seite 192 rch Sanierungsdefizite oder lange Sa- nnstoffen erfordert neben der bergbaulichen Gewinnung und Aufberei- Kontamination der abgelagerten Reststoffe ergibt sich ein besonderer Sanierungsaufwand für bauli- che und nicht bauliche Betriebseinrichtungen und -flächen. Du nierungszeiträume summieren sich die in Anspruch genommenen Flächen, wenn der Uranbergbau zur kontinuierlichen Deckung einer laufenden Nachfrage nach Uranprodukten weitergeführt wird. Ins- gesamt bestehen insbesondere noch Unklarheiten über Möglichkeiten und Grenzen einer Sanierung und Nachnutzung von Schlammteichen (industrielle Absetzanlagen). Zwar ist die Uranerzaufbereitung durch Verfahren der In-Situ-Laugung vermeidbar, jedoch ist dieses Verfahren nur unter günstigen geologischen Voraussetzungen anwendbar. Die Bereitstellung von Kernbre tung von Uranerzen eine Reihe hoch technisierter Prozesse zur stofflichen Umwandlung bis hin zur Produktion von Brennelementen. Umweltrisiken und radioaktive Langzeitabfälle bestehen entlang der gesamten Brennstoffbereitstellungskette insbesondere z.B. durch abgereichertes Uranhexafluorid als Rückstand aus der Uran-Anreicherung. Tabelle 95: Zusammenstellung der Daten zur Fl ächeninanspru c hnahme für die Bereitstel- lung v on Brennsto ffen zu r Stromerze ugung - bezogen au f den Bedarf der Bun- desrep ublik Deu tschla nd 2000 insgesamt im Inland t/a Mrd. m3/a m 2/t/a m2/1.000 m3/a km2 km2 Braunkohle 172.882.000 3,5 600 Steinkohle 43.328.000 1,8 79 Flächeninanspruchnahme Brennstoffbedarf Stromerzeugung 2000 (natürliche Mengen) absolut mengenspezifisch 600 25 Erdgas 11,3 7,9 89 53 Kernbrennelemente *) 4.007 9.373 38 0 Summe 806 678 *) Massenangaben bezogen auf den Natururanbedarf in tU tzt e aus, weil der Massenbedarf für die Kernenergieverstro- s- - ssen und ausgebeutet werden müssen. In ähnlicher Weise könnte die Flächeninanspruchnahme des untertägigen Steinhoh- Bezogen auf die Flächen, die für die Brennstoffbereitstellung in Anspruch genommen werden, die aktuell zur Stromerzeugung in Wärmekraftwerken innerhalb der Bundesrepublik Deutschland genu werden, dominiert mit großem Abstand die Braunkohle. Da die Braunkohle ausschließlich innerhalb Deutschlands gefördert wird, liegt auch ein ganz überwiegender Teil der Flächen, die für die Brenn- stoffbereitstellung in Anspruch genommen werden, in der Bundesrepublik Deutschland. Bemerkens- wert ist, dass bezogen auf die massenspezifische Flächeninanspruchnahme die Bereitstellungskett für Kernbrennelemente alle anderen Brennstoffe bei weitem übertrifft. Dies wirkt sich nur deshalb nicht auf die absolute Flächeninanspruchnahme mung insgesamt so gering ist (vgl. Tabelle 95). Wird jedoch die Zeitdauer der Inanspruchnahme wie im Ecoinvent-Projekt für Schlammteiche aus der Uranerzaufbereitung mit 80.000 Jahren angenom- men und weiterhin unterstellt, dass der Uranbergbau bis zur Erschöpfung der Lagerstätten in der bi herigen Form fortgeführt wird, nähert sich die kumulierte Flächeninanspruchnahme für die Bereitstel lung von Kernbrennelementen derjenigen des Braunkohlenbergbaus im Verlauf der Nutzungsdauer immer weiter an, weil Bergbau-Altlastenflächen nicht für eine Folgenutzung zur Verfügung stehen und gleichzeitig kontinuierlich zusätzliche Abbau- und Betriebsflächen neu erschlo Seite 193 lenbergbaus für die Aufhaldung von Bergematerial und für die Polderflächen, deren Menge ebenfalls mit fortschreitender Bergbautätigkeit immer mehr zunimmt, betrachtet werden. 5.1.2 Raumstruktur und Raumanspr ü che der Stromerzeugung In den Anfangszeiten der Elektrifizierung dienten mit Kohle befeuerte Wärmekraftwerke zunächst au schließlich der städtischen Nahversorgung über Gleichstrom-Inselnetze, die erst nach Einführung de Hochspannungs-Drehstromübertragung allmählich regional und überregional mit Wasserkraftwerken zu einem Verbund zusammengeschaltet werden konnten. Mit zunehmendem Bedarf an Kraftwerks- leistung waren für die Betreiber die hohen innerstädtischen Grundstückspreise nicht mehr akzeptabel, der Brennstofftransport nicht mehr wirtschaftlich. Zudem klagten Anwohner über Lärmbelastungen und Russimmissionen, so dass die damals neuen technischen Möglichkeiten einer Stromübertragu über größere Entfernungen genutzt wurden, u s- r ng m größere Kraftwerkseinheiten außerhalb der Städte zu , er der Kapazitätsentwicklung der Wärmekraftwerke zurück. nd Auch fossil befe scher Einflüsse au striedampferzeugung an Bedeutung. Dadurch ergab sich eine breite Palette technischer Anlagen zur Stromerzeugung, die in ihrer Gesamtheit eine Mischung aus nuklear-fossiler Großkraftwerks-Technologie und neuerer dezentraler Kleinanlagen darstellt. Dennoch erbringen heute fossile und nukleare Wärmekraftwerke immer noch mit Abstand den größten Leistungsanteil im Kraftwerkspark. Im Jahr 2000 betrug der Anteil fossiler und nuklearer Wärmekraftwerke an der Netto-Leistung des gesamten Kraftwerksmix bei einer durchschnittlichen Kraftwerkskapazität von 380 MW immerhin noch 84 %, während der Anteil an der Anzahl der Anlagen bei nur etwa 0,5 % lag (vgl. Tabelle 96). In noch weit größerem Maße dominieren Großkraftwerke aufgrund ihrer bedeutend höheren Auslastung die Stromerzeugung. t errichten (vgl. Fischer 1992). Im Verlauf der technischen Weiterentwicklung der Stromerzeugung stiegen die Blockgrößen stetig an da durch dieses Wachstum erhebliche Kostendegressionen erreicht werden konnten. Demgegenüber blieb die Größe der Wasserkraftwerke in der Bundesrepublik Deutschland aufgrund naturräumlich vorgegebener Potenzialgrenzen weit hint Die Anzahl u Leistung regenerativer Stromerzeuger nahmen seit Anfang der 90er Jahre stetig zu. uerte dezentrale Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen gewannen aufgrund energiepoliti- ch außerhalb der klassischen Indu Tabelle 96: An zahl, Netto-Leistung u nd mittler e Anlagenkapazität aller Stro merzeu gsanl a - gen in der Bundesr epubl ik Deutschla nd 2000 GW MW A n l a g e n m i x nu r REG- S trom, Mül l und so nstig e Bren nstoffe 17 46.700 0,4 A n l a g e n m i x ge sa mt (in k l . REG- Str om) 119 51.960 2 A n l a g e n m i x oh ne Photov ol taik 118 22.960 A n l a g e n m i x oh ne Photov ol taik u nd W i n d 112 13.560 8 A n l a g e n m i x oh ne Photov ol taik , Win d u nd W a s s e rk raft 103 7.860 13 fo ssi l be f e u e rte Strom e rzeug e r 80 5.241 15 fo ssi l e b e f e u er te Wär m ekr aftw er ke (ohne BHK W ) 78 241 322 fo ssi l e u nd nuk l e a re Wär m e k ra ftw e rk e (oh n e BHK W ) 99 260 380 A n z a h l Anl a g e n mit tle re Anl a g e n - K a p a z i tä Kap a z ität (Net to) 5 Quelle: BMWi/VWEW 2002; MELLER ET AL. 2001; Staiß 2001; Enquete 2002; Fahl 2002 Seite 194 t Ruhrgebiet, so dass dort nach und nach Groß-Kraftwerksstandorte konzentrierten. Ein Grund für die Kennzeichnung als er gesamten deu- zitä ts klassen, allg emeine Stro mv ersorgun g, DBAG, indus- trielle und sonstige Eigenerzeuger) Die Braunkohleverstromung ließ aus energieökonomischen Gründen keine weiten Distanzen für den Brennstofftransport zu, so dass der Bau von Braunkohlekraftwerke auf Braunkohlereviere konzentrier wurde. Auch Steinkohlekraftwerke wurden zunächst bevorzugt in Zechennähe errichtet. Der Schwer- punkt des Stromverbrauchs lag in der Blütezeit des deutschen Steinkohlenbergbaus zum großen Teil in den Revieren des Steinkohlebergbaus und insbesondere in der Montanregion „Energieland Nordrhein-Westfalen“ war der hohe Anteil dieses Bundeslandes an d tschen Kohleförderung. Mit dieser Etikettierung war jedoch gleichzeitig die Konzentration der Stromer- zeugung in Nordrhein-Westfalen angesprochen, die sich trotz des Rückgangs der Steinkohleförderung und der Schließung zahlreicher Zechen bis heute erhalten hat. Im Jahre 2000 war etwa 27 % der deutschen Kraftwerks-Brutto-Leistung (fossile und nukleare Wärmekraftwerke sowie Wasserkraft- werke) in Nordrhein-Westfalen installiert (vgl. Abbildung 26). Mehr als drei Viertel der Kraftwerksleis- tung Nordrhein-Westfalens stehen im rheinischen Braunkohlerevier und in den Steinkohlerevieren (vgl. VdEW 1996, ebenso Rentz et al. 2002). Abbildung 2 6 : Verteilung d e r Kra f twe rk skapa z itäte n auf die Bun d esländ e r n ach Einsatze ner- gien 2000 (al l e Kapa 0 5.000 10.000 15.000 20.000 25.000 ei n- W es tfa le n B ay er n W ür tt em be rg ie de rs ac hs en es w ig -H ol st ei n B ra nd en bu rg H es se n S ac hs en ch se n- A nh al t B er lin ei nl an d- P fa lz S aa rla nd g- V or po m m er n B re m en hü rin ge n H am bu rg Br ut to le is tung [ M W 30.000 35.000 ] N or dr h B ad en - N S ch l S a R h M ec kl en bu r T el Kernenergie Braunkohle Steinkohle (inkl. Mischfeuerung) Heizöl Erdgas Sonstige Wasserkraft (inkl. Pumpspeicher) REG-Strom (ohne Wasser) Quelle: BMWi/VWEW 2002; Böhmer 2001 Zur Stützung der Stromversorgung der übrigen Agglomerationsräume in der Bundesrepublik Deutsch- land wurden - wie in den Steinkohlerevieren - an deren Rand zunächst ebenfalls hauptsächlich Stein- kohlekraftwerke gebaut. Dazu eigneten sich vor allem Standorte an schiffbaren Flüssen oder an der Küste, um den Kohletransport so kostengünstig wie möglich realisieren zu können. Auch Erdgas- und Seite 195 Ölkraftwerke konnten in der Nähe von Erdgaslagerstätten in Norddeutschland und den Niederlanden ssen an große Erdölraffinerien auch im Binnenland Versorg bzw. angeschlo ungslücken schließen. Vor dem Ausbau der Kernkraftwerke war damit der Kraftwerkspark in seiner Raumstruktur noch nicht optimal an die Siedlungsentwicklung angepasst. Lücken in der räumlichen Verteilung der Stromver- sorgung führten dazu, dass über das Hochspannungs- und Höchstspannungsnetz Leistungstransporte in größerem Umfang erforderlich wurden, da zum Teil größere Entfernungen zwischen Erzeugungs- und Lastschwerpunkten überwunden werden mussten. Dies ergab sich aus der Konzentration großer Erzeugungseinheiten im rheinischen Braunkohlerevier, deren Gesamt-Kapazität die regionale Netzlast deutlich überstieg und die dadurch revierferne Lastschwerpunkte mitversorgten (vgl. Mandel et al. o.J.) Insgesamt führte der Ausbau der Kraftwerksstruktur in Wechselwirkung mit der Entwicklung des Berg- , die - h h- ten mit vergleichsweise enger räumlichen Variati- onsbreite geplant werden können. Die statistischen Daten zeigen, dass Kernkraftwerksstandorte kei- nen Schwerpunkt in bestimmten Regionstypen haben und die siedlungsstrukturelle Zuordnung bei Wasserkraftwerken oder Braunkohlenkraftwerken erheblich schwächer ausgeprägt ist als bei Stein- kohle-, Erdgas- und Ölkraftwerken (vgl. Tabelle 97). Die gewählte räumliche Abstufung in Regionstypen lässt zwar das Grundmuster der räumlichen Ver- teilung deutlich hervortreten, ist dafür aber außerordentlich grob, so dass auf dieser Basis zunächst nur eine relative Verbrauchernähe der Stromerzeugung festgestellt werden kann. Da die Kraftwerks- leistung insgesamt von Großkraftwerken beherrscht wird, die aufgrund ihrer Raum- und Umweltwir- kungen nur eingeschränkt im unmittelbaren Siedlungszusammenhang gebaut werden können, ist zu erwarten, dass vor allem städtische Randlagen oder kleinere Gemeinden an Ballungsrändern als Kraftwerksstandorte durchsetzbar waren. Tabelle 98 zeigt jedoch, dass der räumliche Schwerpunkt der installierten Kraftwerksleistung in den Kernstädten der Agglomerationsräume liegt. Dort ist immer- hin 45 % der gesamten fossil befeuerten Kraftwerksleistung installiert, wenn die Braunkohlekraft- werke, die aufgrund des geringen Heizwertes der Braunkohle in der Nähe der Tagebaue errichtet baus und der industriellen Entwicklung zu einer räumlichen Verteilung der Kraftwerksstandorte sich stark an den Schwerpunkten der Siedlungsentwicklung und der räumlichen Struktur der Industrie standorte orientierte. Im heutigen Kraftwerkspark kann insgesamt mehr als die Hälfte der Nettoleis- tung Agglomerationsräumen zugeordnet werden. In verstädterten Räumen ist immerhin noch knapp ein Drittel, im ländlichen Raum jedoch nur weniger als 15 % der gesamten Kraftwerksleistung instal- liert. Noch deutlicher ist diese Raumstruktur erkennbar, wenn ausschließlich fossil befeuerte Kraft- werke betrachtet werden. Weit mehr als zwei Drittel der auf dem Einsatz fossiler Brennstoffe basie- renden Wärmekraftwerksleistung konzentriert sich auf Agglomerationsräume, der Anteil des ländli- chen Raums beträgt dagegen nur 10 %. Dies dokumentiert, dass die Stromversorgungsunternehmen aus ökonomischen Gründen bestrebt waren, großräumige Stromtransporte zu vermeiden und daher versuchten, die Erzeugungsstruktur an die Siedlungs- und Nachfragestrukturen so weit wie möglic räumlich anzupassen. Dazu eigneten sich insbesondere Steinkohle-, Erdgas- und Ölkraftwerke, wä rend Wasserkraftwerke, die zwingend auf günstige naturräumliche Bedingungen angewiesen sind oder Kernkraftwerke, für die nur Standorte mit Sicherheitsabständen zu Flugrouten, Erdbebengebie oder Siedlungsschwerpunkten in Frage kommen, nur Seite 196 dichteten Kreise errichtet werden. Tabelle 97: Prozen tuale Aufteilung d e r Kraf twerksnettoleistu ng auf Regio n s-G rund ty p e n und zusammengefasste Kreist y p en i n der räumlichen Gliederung nach BBR (Stan d : 1996; Kraft werke der öffen tlic hen Versorg ung mit einer Nettoleistu ng v on m e hr als 1 MW; oh n e Winden e rg ieanlagen ) % werden, unberücksichtigt bleiben. Kernkraftwerke konnten trotz erheblicher Widerstände in hochver- n in Agglomerationsräumen und in verdichteten Kreisen in verstädterten Räumen Gesamt- Nettoleistung Kernenergie Braunkohle Sonstige Fossile Brennstoffe Wasser- kraft Region s- Grundt y p en % % % % Agglomerationsräume 56 39 57 70 17 verstädterte Räume 30 31 39 20 67 ländliche Räume 14 30 4 10 17 z u s a m m e n g e f a s ste Kr eisty p en Kernstädte und hochverdichtete Kreise 49 20 52 67 11 verdichtete Kreise 17 23 12 16 24 ländliche Kreise 34 57 36 17 66 Quelle: Kraftwerksdaten nach VdEW 1996; Kreistypologie nach BBR 1999 Tabelle 98: Verteilung d e r Kraft werks-Nettoleis tu ng auf Kreisty p en in der räumlichen G lie- derung na ch BBR (Sta nd : 1996 ; Kr aftw e rke d e r öffen tlichen Versorg ung mit ei- ner Nettoleistung v on me hr als 1 MW; ohne Windenergieanlag e n) 23.001 0 492 22.214 294 21.238 4.655 9.047 6.960 576 Gesamt- Nettoleistung Kernenergie Braunkohle Sonstige Fossile Brennstoffe Wasser- kraft Kreistypen MWel MWel MWel MWel MWel Kernstädte in Agglomerationsräumen Hochverdichtete Kreise in Agglomerationsräumen Verdichtete Kreise in Agglomerationsräumen 5.211 0 971 3.973 267 Ländliche Kreise in Agglomerationsräumen 5.668 4.132 0 1.248 288 Kernstädte in verstädterten Räumen 3.805 0 91 3.664 50 Verdichtete Kreise in verstädterten Räumen 12.065 5.151 1.170 4.005 1.738 Ländliche Kreise in verstädterten Räumen 13.873 1.925 5.970 2.076 3.902 Ländliche Kreise höherer Dichte 11.638 6.126 225 4.131 1.156 Ländliche Kreise geringerer Dichte 2.328 771 473 827 257 r- sondere die Standortwahl für Kraftwerke, bei denen zusätzlich Wärme oder Dampf ausgekoppelt - Quelle: Kraftwerksdaten nach VdEW 1996; Kreistypologie nach BBR 1999 Gemäß VdEW-Statistik (Stand: 31.12.1996) sind immerhin 45 % aller Kraftwerke der öffentlichen Ve sorgung im Leistungsbereich von 200 bis 1.000 MW Netto in Kernstädten innerhalb von Agglomerati- onsräumen oder innerhalb von verstädterten Räumen errichtet worden (jeweils kreisfreie Städte mit mehr als 100.000 Einwohnern, vgl. BBR 1999). Der räumliche Schwerpunkt der Standorte von Groß- kraftwerken mit Netto-Leistungen von mehr als 1.000 MW befindet sich in hoch verdichteten Kreisen innerhalb von Agglomerationsräumen (Kreise mit einer Bevölkerungsdichte in Höhe von 300 Einwoh- nern pro Quadratkilometern und mehr, vgl. BBR 1999). Dort sind immerhin 32 % dieser Kraftwerke (mit 36 % der Netto-Leistung) gebaut worden (vgl. Tabelle 99). Insbe und einer Nutzung durch Industriebetriebe oder zur Siedlungswärmeversorgung zugeführt werden soll, ist auf die Nähe von entsprechenden Abnehmern in ausreichendem Umfang und ausreichender Abnahmedichte abhängig. Noch höher als bei der Gesamtheit der Kraftwerke ist daher erwartungs- gemäß die Konzentration von mittleren und großen Heizkraftwerken in Bezug auf Anzahl und elektri scher Nettoleistung auf Kernstädte in Agglomerationsräumen. In Städten mit mehr als 100.000 Ein- Seite 197 wohnern sind immerhin mehr als drei Viertel aller mittleren und großen Heizkraftwerke und zwei Dritt der gesamten elektrischen Netto-Leistung dieser Anlagenkategorie installiert. Dagegen befinden si nur zwei Prozent dieser Anlagen in ländlichen Regionen (in ländlichen Kreisen innerhalb von verstä terten Räumen mit einer Bevölkerungsdichte zwischen 100 und 150 Einwohnern pro Quadratkilome ter). Diese wenigen großen Anlagen erbringen allerdings fast 20 % der gesamten elektrischen Netto- leistung aller Heizkraftwerke. In der Kategorie der Heizkraftwerke mit mehr als 1.000 MW elektrischer Nettoleistung sind mit Braunkohle befeuerte Kondensationskraftwerkseinheiten erfasst, die Wärme in große Fernwärmenetze einspeisen (z.B. das Braunkohlekraftwerk Weisweiler, das an das Fernwär- menetz der Stadt Aachen angeschlossen ist). Tabelle 99 : An zahl und kumulierte Netto-L e istun g nach Leis tungskla ssen und Stando rten der Kra f twe rke geglieder t nach Kreis ty p en (Stand: 1996; Kra f twe rke d e r öffen t chen Versorgung mit einer Nettoleistung v on me hr als 1 MW; ohne Windener- gieanlagen ) Leistung Leistung Leistung Leistung Kreistypen MWel M < = 50 MW > 50 <= 20 0 MW > 2 00 <= 1.0 00 MW > 1.0 00 MW Anzahl el ch d- - li- 4 0 Anzahl Anzahl Anzahl Wel MWel MWel Kernstädte in Agglomerationsräumen 857 77 5.412 49 12.916 33 3.816 2 Hochverdichtete Kreise in Agglomerationsräumen 203 74 1.426 11 4.494 10 15.115 8 Verdichtete Kreise in Agglomerationsräumen 195 52 160 1 3.555 6 1.301 1 Ländliche Kreise in Agglomerationsräumen 185 29 270 2 2.684 5 1.260 1 Kernstädte in verstädterten Räumen 418 34 642 7 2.744 7 1.269 1 Verdichtete Kreise in verstädterten Räumen 551 179 1.127 13 4.100 9 6.286 4 Ländliche Kreise in verstädterten Räumen 502 129 1.082 10 5.096 10 7.193 Ländliche Kreise höherer Dichte 1.076 144 800 9 4.505 8 5.256 4 Ländliche Kreise geringerer Dichte 291 46 525 4 1.512 3 0 Quelle: Kraftwerksdaten nach VdEW 1996; Kreistypologie nach BBR 1999 Fast 80 % der G e nicht nur zur St befinden sich in Städten mit mehr als 100.000 Einwohnern. Die Anlagen mit Standort in Großstädten erbringen drei Viertel der Nettoleistung aller Heizkraftwerke dieser Größenordnung (vgl. Tabelle 100). roßkraftwerke mit einer elektrischen Nettoleistung zwischen 200 und 1.000 MW, di romversorgung sondern darüber hinaus auch zur Fernwärmeversorgung beitragen, Seite 198 ; oh ne Winden e rgieanlagen ) 1 0 0 alle HKW Anzahl <= 200 MW Anzahl > 200 <= 1.000 M W > 1. 000 MW Anzahl Anzahl Tabelle 100 : An zahl und kumulierte Netto-L e istun g nach Leis tungskla ssen und Stando rten der Hei z kra f twe rke g e glie dert na ch Kr eist y p en (Stand: 1 996 ; H e izkra f twe rk e d e r öffentlichen Versorgu ng mit einer Nett oleistu n g v on m e h r a l s 1 M W Leistung Leistung Leistung Leistung Kreistypen MWel MWel MWel MWel Kernstädte in Agglomerationsräumen 14.927 82 4.123 60 6.989 20 3.816 2 Hochverdichtete Kreise in Agglomerationsräumen 927 6 256 4 671 2 0 0 Verdichtete Kreise in Agglomerationsräumen 644 3 13 1 631 2 0 0 Ländliche Kreise in Agglomerationsräumen 630 1 0 0 630 Kernstädte in verstädterten Räumen 1.817 23 958 20 858 3 0 0 Verdichtete Kreise in verstädterten Räumen 323 9 323 9 0 0 0 0 Ländliche Kreise in verstädterten Räumen 4.874 3 62 1 0 0 4.812 2 Ländliche Kreise höherer Dichte 1.089 9 439 8 650 1 0 0 Ländliche Kreise geringerer Dichte 24 1 24 1 0 0 0 0 BBR 1999 für n - 243 5 Steinkohlekraftwerke 0,05 238 7 Erdgaskraftwerke 0,03 61 1 Kernkraftwerke 0,04 316 7 Summe 21 Quelle: Kraftwerksdaten nach VdEW 1996; Kreistypologie nach Die Flächeninanspruchnahme der fossilen und nuklearen Wärmekraftwerke für die Stromerzeugung ist insgesamt vergleichsweise gering. Die größte leistungsspezifische Flächeninanspruchnahme ist Kernkraftkraftwerke ausgewiesen, da hierbei auch der Flächenbedarf für die Entsorgungs- bzw. Ver- wertungskette bestehend aus Wiederaufarbeitung und Endlagerung einbezogen wurde, während die Reststoffentsorgung bei den anderen Kraftwerkstypen in der Flächenbilanz unberücksichtigt gebliebe ist, weil entweder Reststoffe wie beim Erdgaskraftwerk nicht in einem nennenswerten Umfang anfal len, wie bei der Braunkohlekraftwerk im Tagebau verfüllt werden können oder, wie dies bei der Stein- kohleverstromung der Fall ist, zum größten Teil außerhalb der Elektrizitätswirtschaft weiterverwendet werden können und damit den Bilanzraum des Stromversorgungssystems verlassen (vgl. Tabelle 101). Tabelle 101: Zusammenstellung der Daten zur Fl ächeninanspru c hnahme für die Stromerzeu - gung in fossilen und nukl earen Kraftw erken *) - bezogen auf den Bedarf der Bun- desrep ublik Deu tschla nd 2000 absolut m2/MWhel/a m 2 2 Braunkohlekraftwerke 0,04 spezifisch /MWel km *) Ohne Erdölkraftwerke Seite 199 Insgesamt ze t sich, dass aufgrund der starken Konzentration der Leistungen auf wenige große Er- iten die Flächeninanspruchnahme für die Stromerzeugung in Wärmekraftwerken be- onnte. Erst da ig zeugungseinhe grenzt werden k durch und durch die räumliche Trennung zwischen den einzelnen Schritten der Brennstoffbereitstellung, der Stromerzeugung und der Entsorgung von festen und flüssi- gen Rückständen wurde es möglich, Kraftwerke innerhalb von Agglomerationsräumen und Großstäd- ten zu bauen und zu betreiben, wo die Flächenverfügbarkeit eingeschränkt ist und ein starker Nut- zungsdruck herrscht. 5.1.3 Raumstruktur und Raumansprüch e der Stromübertragung und -vertei- lung Um in allen Regionen möglichst gleiche Versorgungsbedingungen herstellen zu können, war es nicht zuletzt auch aus raumordnerischer Sicht ein wichtige Aufgabe der Elektrizitätswirtschaft, neben der Erzeugungsstruktur auch das Übertragungs- und Verteilungsnetz möglichst optimal an die Raum- und Siedlungsstruktur anzupassen. Da Freileitungssysteme erheblich weniger Kosten verursachen als Kabel, wurden und werden überall dort Freileitungen einer Verkabelung vorgezogen, wo dies aufgrund von Flächenverfügbarkeit und Grundstückskosten möglich und wirtschaftlich vertretbar ist. Dies führte dazu, dass vor allem in den Anfängen des Netzausbaus im ländlichen Raum sogar Niederspannungs- netze weitgehend als Freileitungssysteme ausgeführt wurden. ntlich wichtige Funktion, Verteilungsnetze benachbarter Versorgungsgebiete miteinander zu verbinden und den Austausch von ie räume zwischen den Siedlungsschwerpunkten mit Höchstspannungsleitungen überzogen. Vor dem Ausbau des Höchstspannungsnetzes war es notwendig, innerhalb der Versorgungsgebiete kleinere und peripher gelegene Siedlungsbereiche an das jeweilige regionale Verteilungssystem an- zuschließen, so dass auch hierfür Freileitungsverbindungen entweder als Mittelspannungs- und später zunehmend als Hochspannungssysteme erstellt wurden. Im Endeffekt führte dies ähnlich wie der Ausbau des Strassen- und Schienennetzes zu einer nahezu flächendeckenden technischen Überfor- mung der Landschaft. Das beherrschende Leitbild der räumlichen Planung war und ist die Bündelung der Trassen sowohl der Infrastruktursysteme als auch der Stromleitungssysteme untereinander. Die- sem Anspruch konnte die Elektrizitätswirtschaft aber zum Teil aus technischen und zum Teil auch aus ökonomischen Gründen nicht in jedem Fall gerecht werden. In der Bundesrepublik Deutschland betrug die Trassenlänge der Hoch- und Höchstspannungs-Frei- leitungssysteme 1998 insgesamt ca. 60.700 km. Innerhalb dieser Spannungsebenen war im Durch- schnitt jede Trasse mit etwa zwei Stromkreisen belegt. In Ballungsräumen bzw. Ballungsrandzonen werden aufgrund der benötigten hohen Übertragungsleistungen bei geringer Flächenverfügbarkeit auch Mehrfachleitungen mit bis zu sechs Stromkreisen unterschiedlicher Spannungen auf einer ge- Das Übertragungsnetz hat die für elektrische Energieversorgung außerorde Leistungen zwischen den Versorgungsgebieten je nach Lastzustand und Kraftwerksverfügbarkeit zu ermöglichen. Der Aufbau und die zunehmende Vermaschung des Höchstspannungsnetzes waren d infrastrukturelle Basis für den Bau größerer Kraftwerksblöcke (vgl. Fischer 1992). Damit das Übertra- gungsnetz seine Aufgabe erfüllen konnte, wurden vor allem die großen zusammenhängenden Frei- Seite 200 fach- oder Dopp Tabelle 102 : ra ssenlän g e v on Freileitun gen im Hoch - und Hö chs t- spannu ngsn e tz d e r Bu nd esrepu b lik D e uts c hland (Stand : 1998 ) meinsamen Trasse gebaut (vgl. Kießling et al. 2001). Dagegen sind Überlandleitungen meist als Ein- elleitungen ausgelegt. Stromkreislä n g e u n d T 380 kV 220 kV 110 kV 110 bis 380 kV km km km km Stromkreislänge insgesamt 25.007 19.853 67.723 112.583 Trassenlänge insgesamt 12.160 9.611 38.934 60.705 Stromkreise pro Trasse 2,1 2,1 1,7 1,9 gebaut für Quelle: VdEW 1998 Innerhalb des Zeitraums von 1991 bis 1998 ist die Stromkreislänge der Freileitungen im Hoch- und Höchstspannungsbereich nahezu konstant geblieben, während die Stromkreislängen im Nieder- und Mittelspannungsbereich im gleichen Zeitraum deutlich reduziert wurden (vgl. Abbildung 27). Abbildung 27: Ent wi cklun g der Stromkreislänge n v on Freileitung en in der Bu ndesrepublik Deu tschla nd 1991 bis 19 98 0 50.000 250.000 300.000 100.000 150.000 200.000 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 S tr o mk re is lä n g e (k m ) bis 1 kV >1 bis 60 kV 110 kV ab 220 kV Quelle: BMWi WEW 2002 /V 5.1.4 Raumstruktur des Gesamtsy s tems der derzeitigen Stromversorgung der Bundesrepublik Deutschland In Tabelle 103 sind – mit Ausnahme der Flächenbeanspruchung durch die Netzinfrastruktur - alle Flä- chen, die für die Strombereitstellung durch fossile und nukleare Wärmekraftwerke in Anspruch ge- nommen werden, zusammengefasst. Dabei wurden auch die Flächen, die für die Brennstoffbereit- stellung und für die Reststoffentsorgung benötigt werden, eingerechnet. Die Zusammenstellung zeigt, dass ein Ante chen innerhalb der Bundesrepublik Deutschland in Anspruch ge- nommen wird. Die Gesamtgrösse der im Inland beanspruchten Flächen entspricht etwa einem Anteil il von 87 % der Flä Seite 201 in Höhe von 0,2 % an der Gesamt-Gebietsfläche und einem Anteil in Höhe von 1,5 % an der Sied- lungs- und Verkehrsfläche (inkl. Abbauflächen) der Bundesrepublik Deutschland. Dies zeigt, dass di Infrastruktur der Stromversorgung aufgrund der relativ hohen Energiedichte der eingesetzten Prim energien und Brennstoffe räumlich hoch konzentriert ist und quantitativ gesehen einen nur geringen Anteil an der anthropogenen Überformung der Landschaft hat (wobei zu beachten ist, dass hier die Flächeninanspruchnahme für den Stromtransport nicht mit eingerechnet wurde). Tabelle 103 : G e s a m e är- tfläc h e ninansp ruc hnahme fü r die Strombe reitstellung durch fo ssile und nukleare Wärmekraft werke inkl. Bren ns toffb ereitstellung und Reststoffen tsor- gung bezog e n auf den Stromv erbrauch der Bu nd esrepu b lik Deutschland i m Jahre 2 000 da v on im Inla n d m2/MWhel/a m 2/MWel km 2 km2 Braunkohlenverstromung 4,32 30.187 605 605 Erdgasverstromung 1,85 4.245 91 55 Steinkohlenverstromung 0,65 2.869 86 32 Kernenergievertromung 0,29 2.134 45 7 Summe 828 699 spezifisch F l äch enin an sp ru ch n a h m e in sg esamt absolut Quelle: diverse (vgl. Kapitel 4) Die Raumstruktur des technischen Gesamtsystems der derzeitigen Stromversorgung und die Flä- r er - chennutzungs- und Siedlungsstruktur der Bundesrepublik Deutschland sind in hohem Masse anein- ander angepasst. In Abbildung 28 sind die Kraftwerksstandorte der öffentlichen Versorgung nach Net- toleistungen jeweils auf Gemeindeebene zusammengefasst dargestellt (Stand: 1996). Die Karte zeigt deutlich wichtige Siedlungsschwerpunkte der Bundesrepublik Deutschland und bildet damit die Präfe- renz der Kraftwerksbetreiber für eine Standortwahl in der Nähe zu Verbrauchsschwerpunkten ab, die zumindest vor der Liberalisierung der Strommärkte bestand, solange die wirtschaftliche Einheit zwi- schen Stromerzeugung, Transport, Verteilung und Handel noch unangetastet war. Insbesondere die Stadtstaaten Berlin, Hamburg und Bremen sind deutlich als Schwerpunkte der Stromerzeugung zu erkennen. Auch der Ballungsraum Rhein-Ruhr wird in der Kartendarstellung hervorgehoben. Wenige deutlich sind der Stuttgarter Raum, die Doppelstadt Mannheim/Ludwigshafen sowie ostdeutsche Ag- glomerationen zu erkennen. Bezogen auf die Versorgung dieser Agglomerationsräume zeigt sich d Einfluss der Standortbedingungen großer Kernkraftwerke (Baden-Württemberg/Bayern) und Braun- kohlenkraftwerkseinheiten (ostdeutsche Braunkohlenreviere), die nicht unmittelbar innerhalb von Sied- lungsschwerpunkten sondern eher in kleinen Gemeinden gebaut wurden, wo die Konzentration der Kraftwerksleistung aufgrund der kleineren Gebietsflächen der jeweiligen Gemeinden in dem hier ge- wählten Kartenmaßstab nicht so deutlich hervortreten. Durch das Prinzip, Kraftwerke möglichst im Umfeld von Verbrauchsschwerpunkten zu errichten, er- höht sich auch die Standort- und Trassendichte für Netzbetriebsmittel (Freileitungstrassen, Umspann werke und Schaltanlagen) in den Ballungsrandzonen und in den Randbereichen großer Städte. Seite 202 e i nden (Stand : 1996; Kra f twe rke mit ei ner Ne ttoleis tung n e Winden e rg ieanlagen ) Abbildung 28: Installierte Nettoleistun g in Kraf twerken der öffen tlichen Verso rg u n g a g g re g i e rt auf der Ebe n e d e r G e m v on m e h r a l s 1 M W ; oh Quelle: Kraftwerksdaten nach VdEW 1996; Geodaten: BKG 2003 Am Beispiel Hamburg ist diese Versorgungsstruktur gut zu erkennen. In der Stadt Hamburg konzen triert sich aufgrund der hohen Bevölkerungsdichte und der Wirtschaftsstruktur die Stromnachfrage. Die Stadt übertrifft mit einer Lastdichte von 2,6 MW/km - 2 den Durchschnitt der Bundesrepublik Deutschland (0,21 MW/km2) um den Faktor 12,4. Hamburg wird zu einem wesentlichen Teil aus dem Seite 203 Umland mit Strom versorgt. Der Großraum Hamburg verfügt über einen gut ausgestatteten Kraft- werkspark mit - bis zur Stilllegung des Druckwasserreaktors Stade im Jahre 2003 - insgesamt vier Kernkraftwerken in einer Entfernung von bis zu 70 km um den Stadtkern (vgl. Abbildung 29). Die Monatliche Höchstlast des Netzes betrug 1999 in Hamburg 1.961 MW. Dem stand eine installiert Netto-Kraftwerksleistung in Höhe von mehr als 6.000 MW im Großraum Hamburg gegenüber. Der Stromverbrauch innerhalb Hamburgs betrug 13,9 TWh während die Kraftwerke in und um Ha e mburg Stromerzeugun n- kraftwerke zusä rgungsaufgaben wahrnehmen, die auch das Umland Hamburgs weiträu- mig mit abdecken. Trotzdem war bei der Standortentscheidung für die Kraftwerksbetreiber die räumli- che Nähe zu Hamburg wichtig, da dadurch zumindest vor der Liberalisierung in erheblichem Umfang Stromtransportkosten eingespart werden konnten. Abbildung 29: Stromv ersorgung Hamb u rgs An fang der 1990er Jahre 31,5 TWh erzeugten. Diese Verhältnisse zwischen Stromverbrauch bzw. Höchstlast einerseits und g und installierter Kraftwerksleistung andererseits zeigen, dass insbesondere die Ker tzliche Verso Quelle: HEW 1994 Um das Stadtgebiet von Hamburg ist ein 380-kV-Ring gezogen, der vor allem von den Kernkraftwer- ken zur Abdeckung der Grundlast gespeist wird. Von Abspannwerken an Netzknotenpunkten führen 110-kV-Leitungen ins Hamburger Stadtgebiet, wo kleinere Mittellast-Heizkraftwerke und zusätzlich einige Spitzenlastkraftwerke zur Versorgung der Stadt beitragen. Auch das Pumpspeicherkraftwerk a- von waren etwa 80 % der Hoch- und Höchstspannungsebene zuzuordnen. Der Verkabelungsgrad lag gemittelt über alle Spannungsebenen bei knapp 92 %. Im 110-kV-Netz betrug der Kabelanteil immer- außerhalb des Stadtgebiets speist direkt in das 110-kV-Netz ein. Die Stromkreislänge der Freileitungen im Netzgebiet der HEW betrug 1998 immerhin 1.314 km. D Seite 204 einer durchschn Tabelle 104: Kraft werke in Hamburg und im Hamburger Umland (Daten zu r Stromerzeugung: 1996 ) hin etwa ein Drittel. Die Höchstspannungsebene war dagegen komplett als Freileitungssystem mit ittlichen Belegung von zwei Stromkreisen pro Trasse ausgeführt. Netto- Leistung spezifische Netto- Leistung Netto- Stromer- zeugung Auslas- tung MW MW GWh h/a Kraf twer ke i m Hamb u rg e r S tad tg eb i e t Steinkohle/Stk-Mischfeuerung 2 232 116 1.100 4.743 Heizöl 3 274 91 2 8 Erdgas 1 972 972 646 665 Alle Kraftwerke Stadtgebiet 6 1.478 246 1.748 1.183 davon KWK-Anlagen 5 1.326 265 1.748 1.318 Kraf twer ke i m Hamb u rg e r Um l a n d Steinkohle/Stk-Mischfeuerung 1 251 251 1.119 4.459 Heizöl 2 378 189 2 6 Kernenergie 4 3.987 997 28.492 7.146 Pumpspeicher 1 120 120 127 1.056 Alle Kraftwerke Umland 8 4.736 592 29.740 6.279 davon KWK-Anlagen 2 881 441 6.101 6.925 A l l e K ra f twe rk e ( S ta d tge b i e t und U m l a n d ) 14 6.214 444 31.488 5.067 Anzahl Kraftwerke Quelle: VdEW 1996 Tabelle 105: Freileitungen und Kab e l im Netzge bi et der Hamb urgischen Elektri zitäts we rke AG (HEW ); (Stand : 1998 ) Stromkreis- länge Trassen- länge kV km km km % 380 360 180 0 0,0 110 694 k.A. 338 32,8 25 0 0 110 100,0 10 21 k.A. 5.785 99,6 Höchst-, Hoch-, u. Mittelspannung 1.075 k.A. 6.233 85,3 Niederspannung 239 k.A. 8.142 97,1 Gesamtnetz 1.314 k.A. 14.375 91,6 Freileitungen Kabel Verkabe- lungsgradNennspannungen Quelle: VdEW 1998 Zum Netzgebiet der HEW gehören auch die Höchstspannungsleitungs-Verbindungen zwischen dem KKW Brunsbüttel und der Hauptabspannwerk Hamburg-Nord, die Höchstspannungsverbindung zwi- schen dem Hauptabspannwerk Hamburg-Nord und dem Hauptabspannwerk Hamburg Ost sowie die Höchstspannungsverbindung vom KKW Krümmel zum Hauptabspannwerk Hamburg-Ost (vgl. Ewelt et al. 1974). Alle drei Trassen verlaufen zum größten Teil außerhalb des Hamburger Stadtgebietes. Bei verbleibende Trassenl im Höchstspannungsnetz, die innerhalb des Hamburger Stadtgebietes verläuft, von etwa 52 km schät- einer durchgängigen Ausführung als Doppelsystem lässt sich eine änge zen. Wenn außerdem berücksichtigt wird, dass auch die 110-kV-Freileitungen zwischen dem Haupt- abspannwerk Hamburg-Nord und den 110-kV-Netzstationen der HEW im nördlichen Hamburger Stadtgebiet sowie die Leitungen zwischen den Kraftwerken Krümmel bzw. Geesthacht und den 110- kV-Netzstationen im südöstlichen Hamburger Stadtgebiet bzw. dem Hauptabspannwerk Hamburg-Ost Seite 205 ebenfalls zum Teil außerhalb Hamburgs verlaufen (vgl. Abbildung 29), lässt sich für das Stadtgeb eine Freileitungsdichte auf der Hoch- und Höchstspannungsebene von durchschnittlich etwa 0,5 km Stromkreislänge pro km iet eine 2 h- 2 Gebietsfläche ermitteln. Für die 380-kV-Freileitungen ergibt sich dann Dichte von etwa 70 Trassenmetern pro km Gebietsfläche (vgl. VdEW 1998). Im Durchschnitt der Bundesrepublik Deutschland verteilen sich 60.700 km Trassenlänge bezogen auf das gesamte Hoc und Höchstspannungsnetz auf 357.020 km2. Dies ergibt eine durchschnittliche Trassenlänge in Höhe von 17 Trassenmetern pro km2 Gebietsfläche. Seite 206 5.2.1 Gewinnung und Bereitstellung der Basis-Rohstoffe für das Stromversor- gungssystem sowie der Einsatzbrennstoffe für die Stromerzeugung Durch den weitgehenden Verzicht auf die Nutzung fossiler und nuklearer Brennstoffe zur Stromerzeu- gung ergibt sich ein Entlastungseffekt für die Umwelt, die Siedlungsentwicklung und die Landschaft. Gleichzeitig werden zusätzliche und zum Teil neuartige Flächenansprüche für den Ausbau der Stro- merzeugungstechnologien gestellt, die die fossilen und nuklearen Energien langfristig ersetzen sollen. Zum Teil können Altstandorte der Bergbaus oder der Elektrizitätswirtschaft weiter genutzt werden, zum Teil müssen aufgrund der völlig anderen Flächenansprüche neue Standorte erschlossen werden. Erste Ansätze für eine Nutzung von freigewordenen Flächen für regenerative Energien sind bereits heute erkennbar. An einigen Altbergbaustandorten vor allem des ostdeutschen Braunkohlentagebaus werden bereits Konzepte erstellt bzw. umgesetzt, Bergbaufolgelandschaften für die regenerative Stromerzeugung zu nutzen. In den Regenerativ-Energie-Szenarien wird insbesondere ein Rückgang beim Abbau von Kohle und en angenommen. Innerhalb der Grenzen der Bundesrepublik Deutschland betrifft merzeugung. D ch nach Aufgabe der bestehenden Gruben räumlich wirk- sam aufgrund zum Teil langer Zeiträume der Rekultivierung und Revitalisierung. Dieser Zeitraum er- streckt sich noch bis zur Flutung von Restlöchern, die zum Teil erst 40 Jahre nach Beendigung der Bergbautätigkeit abgeschlossen sein wird. Vor allem jedoch entstehen keine weiteren Nutzungsan- sprüche für den Neuaufschluss von Tagebauflächen. Langfristig erhalten bleiben aufgrund der Been- digung des Braunkohlentagebaus Landschaftsräume vor allem im Rheinland sowie in Mitteldeutsch- land und in der Lausitz, die bei Fortführung der Braunkohle-Verstromung ansonsten allmählich durch den Braunkohle-Bergbau in Anspruch genommen worden wären. Der durch die Aufgabe der Kernenergienutzung bewirkte Rückgang der Nachfrage nach Kernbrenn- stoffen führt nicht in gleichem Umfang zu einer verminderten Nachfrage nach Natururan, da bisher ein arer Anteil des deutschen Uranbedarfs aus Sekundärquellen gedeckt worden ist nn- k- - 5.2 Raumbezogene Wirkungspotenziale einer langfristigen Umgestaltung des Energiesystems nuklearen Brennstoff dies vor allem die Infrastruktur für die Bereitstellung von Braunkohle als Einsatzbrennstoff zur Stro- er Braunkohletagebau ist no hier nicht quantifizierb bzw. während der Restlaufzeit der bestehenden Kernkraftwerke noch weiterhin auf dieser Basis ver- sorgt werden wird. Trotzdem ist mit einem erheblichen Umwelt-Entlastungseffekt in Uranförderregio- nen bzw. in Ländern mit kerntechnischer Industrie zu rechnen, der vor allem durch ein vermindertes Aufkommen nuklearer Produktions- und Gewinnungsrückstände entsteht. Es ist denkbar, dass die bestehende Infrastruktur in Deutschland aus dem Bereich der Kernbrennstoff-Versorgung möglicher- weise noch über den Zeitraum der Stilllegung der Kernkraftwerke hinaus weiter genutzt werden kö te, da Kernbrennstoffe international gehandelt werden und entsprechende innerhalb der Bundes- republik Deutschland angesiedelte Fabriken (Urananreicherungsanlage Gronau und Brennelemente- Fabrik in Lingen) bereits heute zum Teil für den ausländischen Bedarf produzieren und ihre Produ tion in Zukunft auch ausschließlich auf die ausländische Nachfrage ausrichten könnten. Wahrscheinli cher wäre jedoch eine Standortverlagerung, da bisherige Standortvorteile entfallen. Seite 207 Der Rückgang des Steinkohlebergbaus im Inland ist bereits seit mehreren Jahrzehnten im Gange und wird bisher nur durch staatliche Stützungsmaßnahmen soweit gedämpft, dass die betroffenen Regio- nen eine Chance erhalten, den notwendigen Erneuerungsprozess sozialverträglich zu gestalten. Die- ser Prozess würde im Übrigen auch bei einer Entwicklung ähnlich verlaufen, die Energieszenarien entspräche, die mit einer zukünftig ungebremsten Steinkohle-Verstromung rechnen, da auch unter diesen Voraussetzungen davon auszugehen ist, dass langfristig in Deutschland keine Steinkohle mehr gefördert werden würde (vgl. Prognos 2002). Windkraftanlagen, Solaranlagen und Geothermie-Anlagen benötigen keine Brennstoffe, aber einen gemessen an dem Energienutzen der Anlagen während der gesamten technischen Lebensdauer spe- zifisch höheren stofflichen Aufwand für die Anlagenherstellung als Wärmekraftwerke. Eine relevante Flächeninanspruchnahme, die unter Umständen raumbedeutsam sein kann, entsteht lediglich durch den Bedarf an Fabriken für die Anlagenproduktion und durch die Bau- bzw. Rohstoffgewinnung (z.B. Silizium oder Stahl) (vgl. Nitsch et al. 2004). In Regenerativ-Energie-Szenarien bilden Bioenergieträger abgesehen von regenerativ erzeugtem Wasserstoff die einzige neuartige Brennstoffbasis für die Stromerzeugung. Die räumliche Verteilung der Flächen und Infrastrukturen für die Bereitstellung von Bioenergieträgern hängt vom zukünftigen Bioenergie-Brennstoff-Mix, vom Anteil an Import-Biomasse und von der räumlichen Verteilung des potenziellen Biomasse-Aufkommens ab. Alle hier betrachteten Szenarienrechnungen beruhen auf der Annahme, dass für die Stromerzeugung in Kraftwerken mit Standort in der Bundesrepublik Deutsch- land ausschließlich Roh-Biomasse und Bioenergieträger deutschen Ursprungs verwendet werden. Denkbar und heute zum Teil bereits üblich ist aber auch der Import von Bioenergieträgern, wodurch die Rohstoffbasis und damit der Spielraum für die regenerative Stromerzeugung erheblich erweitert werden würde. Durch die Wahrnehmung dieser Option würde im Übrigen auch die Raumstruktur der Stromerzeugung auf Basis von Bioenergieträgern beeinflusst. Für die räumliche Verteilung der Bio- masse-Potenziale sind die Einflussfaktoren mit einiger Sicherheit zu bestimmen, weniger jedoch be- zogen auf langfristige Betrachtungshorizonte die räumliche Verteilung der Potenziale als solche. Da das Aufkommen von Abfall-Biomasse weitgehend mit der Bevölkerungsdichte korreliert, konzentriert sich dieses eher auf städtische Räume, während Waldrestholz, Anbau-Biomasse und landwirtschaftli- che Reststoffe vor allem im ländlichen Raum gewonnen werden können. In der Summe ist potenzial- seitig eine räumlich weitgehend gleichmäßige Verteilung möglich. Die Gesamt-Flächenbeanspruchung für die Bereitstellung von Bioenergieträgern kann allenfalls in einer Bandbreite angegeben werden, da die Vielfalt der Biomasse-Rohstoffe bzw. Bioenergieträger, die für den Einsatz zur Stromerzeugung in Frage kommen, außerordentlich hoch ist und durch die Regenerativ-Energie-Szenarien nicht näher eingegrenzt wird. Der entscheidende Faktor ist der Anteil der Anbau-Biomasse am Gesamt-Mix der Bioenergieträger, die für die Stromerzeugung eingesetzt werden. Da sowohl Bioenergie-Sub-Szenarien denkbar sind, die die Energiepflanzen-Potenziale ganz ausschöpfen als auch solche, bei denen ausschließlich Abfälle und Reststoffe genutzt werden, ist eine Flächeninanspruchnahme in sehr unterschiedlichen Größenordnungen denkbar. Wie in Kapitel 4.5.2.1 gezeigt wurde, kann die landwirtschaftliche Fläche, die zur Deckung des Brennstoffbedarfs von Bio- masse-Kraftwerken im Jahre 2050 in Anspruch genommen wird, eine Größenordnung von 2,3 Mio. ha Seite 208 NH ist die Biomasse ng den hier getroffenen Annahmen entsprechend deutlich geringe hr e- hr 2050 noch 2.450 PJ. Wasserstoff dagegen wird in einer Größenord- n b r an neue Anforderungen anzupas- - ng- nd steigt im bezogen auf das RRO-2-Szenario des IER annehmen, obwohl der Anteil der Stromerzeugung aus Anbaubiomasse an der Gesamtstromerzeugung im selben Jahr nur 3,6 % beträgt. Im Szenario UBA- -Brennstoffausnutzu besser, so dass auch die landwirtschaftliche Flächeninanspruchnahme pro erzeugte Strommenge r ist. Die Bereitstellung von Reststoffen beansprucht mit Ausnahme der Bereitstellung von Waldrestholz keine oder nur in einem vernachlässigbaren Umfang zusätzliche Flächen, weil eine ent- sprechende Infrastruktur für die Entsorgung oder Verwertung dieser Stoffe ohnehin benötigt werden würde. Wie bereits erwähnt, erreicht regenerativ erzeugter Wasserstoff im RRO-2-Szenario des IER ab dem Jahre 2010 eine zunehmenden Anteil als Einsatzenergieträger zur Stromerzeugung. Bis zum Zielja 2050 wird die Erdgasverstromung in diesem Szenario durch Wasserstoff vollkommen verdrängt. Auch für Endenergieanwendungen verbleibt insgesamt nur noch ein Rest- Erdgas-Verbrauch in Höhe von 167 PJ. Im UBA-NH-Szenario dagegen spielt Erdgas bis zum Ende des Betrachtungszeitraums so- wohl für die Stromerzeugung als auch als Endenergieträger eine wichtige Rolle. Der Primärenergi verbrauch beträgt auch im Ja nung von weniger als 230 PJ nicht wie im Szenario RRO 2 zur Stromerzeugung, sondern ausschließ- lich für Endenergieanwendungen genutzt. Langfristig ersetzt jedoch in beiden Szenarien der Wasserstoff allmählich das Erdgas, wodurch ent- sprechende Infrastruktur-Anpassungen im Bereich der Produktion, des Transports und der Speiche- rung notwendig werden. In diesem Zusammenhang spielt es für die Umsetzung der energiepolitsche Konzepte, die durch die Regenerativ-Energie-Szenarien beschrieben werden, eine wichtige Rolle, o und in welchem Umfang Investitionen in den Ausbau der Erdgasinfrastruktur auch für Wasserstoff genutzt werden können. Technisch ist dies möglich, da Anpassungen der Transport- und Speicher- systeme sowie der erdgasverbrauchenden Anlagen- und Gerätetechnik über einen längeren Zeitraum allmählich erfolgen können. Innerhalb dieses Übergangszeitraums kann es zusätzlich aber auch not- wendig sein, das Versorgungssystem in seiner räumlichen Struktu sen. Bei leitungsgebundenen Systemen beeinflussen die Lagebeziehungen zwischen den Standorten der Energieproduktion entweder in Form von Erdgas oder Wasserstoff einerseits und den Verbrauchsschwerpunkten andererseits durch die Richtung und den Umfang der jeweils zu bewälti- genden Energie- und Volumenströme den Infrastrukturbedarf nach Art, räumlicher Verteilung und Ka pazität ebenso wie die Auslastung bestehender Anlagen. Die Wirtschaftlichkeit der Gasversorgung hängt in ganz entscheidendem Masse von der Auslastung der Versorgungsinfrastrukturen ab. Zudem sind Investitionen in leistungsgebundene Versorgungssysteme nur dann wirtschaftlich, wenn sie über einen sehr langen Zeitraum abgeschrieben werden können. Dabei ist als Randbedingung zu beach- ten, dass Erdgasproduzenten und Händler Infrastrukturinvestitionen bei Abschluß von Erdgasliefer- verträgen üblicherweise durch sogenannte „take or pay“-Klauseln absichern, die die Abnehmer la fristig an die kontrahierten Liefermengen binden. In der Übergangsphase zur regenerativen Wasserstoffenergiewirtschaft nimmt der Erdgasbedarf des Energiesystems für den Antrieb von Kraftfahrzeugen und für die Stromerzeugung bei gleichzeitig stagnierendem Verbrauch für Niedertemperaturwärme insgesamt zu. Dementspreche Seite 209 RRO-2-Szenario des IER der Gesamt-Erdgasverbrauch bis zum Jahr 2020 gegenüber dem Jahre 2000 zunächst um beinahe 10 % an, um dann bis zum Zieljahr 2050 auf 5 % des Ausgangswertes zurückzugehen. Im UBA-NH-Szenario erhöht sich der Erdgas-Primärenergiebedarf bis zum Jahr 2030 gegenüber dem Jahre 2000 sogar um ca. 40 % und fällt dann im Zeitraum von 2030 bis 2050 auf knapp 80 % des Verbrauchs von 2000. Aus beiden Szenarien resultiert in der Übergangsperiode bis 2020 bzw. 2030 ein zusätzlicher Infra- strukturbedarf für die Erdgasbereitstellung übe r die gesamte Bereitstellungskette von der Förderung s sorgung des europäischen Marktes kommen aus wirt- 3 RRO-2-Szenario des IER außer- . für - bis zum Transport, der aber langfristig stark zurückgeht, falls nicht Ersatzenergieträger wie Wasser- stoff oder in geringerem Umfang auch Biogas in das System eingespeist werden. Wie bereits in Kapi- tel 4.4.2 dargestellt, wird erwartet, dass die Erdgasgewinnung in Deutschland ab 2010 soweit zurück- gefahren wird, dass der Erdgas-Importanteil bezogen auf den deutschen Bedarf im Jahre 2020 bereit mehr als 90 % beträgt. Eine ähnliche Entwicklung wird für den gesamten europäischen Erdgasmarkt vorausgesagt. Für die langfristige Erdgas-Ver schaftlichen Gründen nur sehr große Felder (sog. „giants“ oder „super giants“) in Frage, da nur durch die Nutzung von Skaleneffekten bei der Förderung die mit den größer werden Entfernungen stark steigenden Transportkosten kompensiert werden können (Rempel 2003). Die meisten dieser sehr großen Erdgasfelder liegen in den GUS-Staaten, einige aber auch in OPEC-Mitgliedsstaaten. Die Transportentfernungen zur deutschen Grenze betragen bis zu 5.000 km (vgl. Tabelle 106). Ein hoher Material- und Kosten-Aufwand ist für den Leitungsbau vor allem für den Ferntransport von Erdgas aus den GUS-Staaten bis zur Einspeisung in das deutsche Ferntransportnetz erforderlich. Diese Infrastruktur, die in wesentlichen Teilen erst noch aufgebaut und in einem Zeitraum ab 2010 allmählich in vollem Umfang genutzt werden kann, wird im Zeitraum 2020 (bzw. 2030) bis 2050 zu- nehmend weniger ausgelastet, wenn unterstellt wird, dass sich eine ähnliche energiepolitische und energiewirtschaftliche Entwicklung wie in der Bundesrepublik Deutschland auch in den westeuropäi- schen Nachbarländern einstellt. Die Erdgasproduzenten in den zukünftigen Importländern werden jedoch den Ausbau der Versorgungsinfrastruktur nur unter den marktüblichen Bedingungen einer Ab- sicherung ihrer Investitionen durch langfristige vertragliche Bindungen finanzieren. In den hier betrachteten Regenerativ-Energie-Szenarien dient die Produktion von Wasserstoff aus regenerativ erzeugtem Strom zum Ausgleich der Leistungsschwankungen durch fluktuierende Netz- einspeisung, zur Speicherung von Erzeugungsüberschüssen und im dem auch der Sekundär-Energiebereitstellung für den Betrieb von Brennstoffzellen-Stromerzeugern Ab 2030 wird ein Anteil an der dargebotsabhängigen Stromerzeugung in Höhe von 5 bzw. von ca. 14 TWh und im Jahr 2050 in Höhe von 57 bzw. 85 TWh zur Wasserstoffproduktion genutzt. Bei einem das Jahr 2050 angenommenen Nutzungsgrad der Elektrolyse in Höhe von 75 % (vgl. Nitsch 2002 a) ergibt sich eine Wasserstoffproduktion in Deutschland aus regenerativem Strom in einer Größenord nung von 43 bzw. 64 TWh. Dieser Wasserstoff wird entweder direkt als Endenergie z.B. in flüssiger 3 Giants sind definiert als Felder mit Reserven von mehr als 100 G.m3, Supergiants sind Felder mit Reserven von mehr als 1.000 G.m3. Seite 210 Form zum Antrieb von Fahrzeugen oder gasförmig zur Rückverstromung vor allem in Brennstoffzel- len-Anlagen eingesetzt. Tabelle 106 : Wichtig s te E rdgas f elder („sup e rgian ts“) im Europ ä ischen Erd g asm ark t un d Nahen Osten ursprünglich 1999 km G.m3 G.m3 G.m3 Niederlande Groningen ca. 10 1963 2.800 1.300 28,4 Norwegen BemerkungenLand Region Feld Reserven Entfernung deutsche Grenze Förderung 1999Produktions beginn Troll ca. 1.000 1996 1.300 1.150 45 Russland West-Sibirien Urengoy ca. 5.000 1978 5.970 2.980 200 sat .000 2.050 2) Pars South und North Field sind der iranische bzw . Katar-Anteil am größten Erdgasfeld der Welt Jamburg 1986 4.280 3.170 176 Medweschje 1972 1.550 500 50 Jamal-Halbinsel Bovanenko ca. 4.200 4.400 Zapoljarnoje 2.630 Charasoveskoje 1.200 Leningradskoje 1.200 offshore Kara-See Wolga-Ural Orenburg ca. 3.500 1971 1.800 870 24,7 Sauergas+Kondensat Atrachan ca. 3.500 1986 6.0001) 5.950 8,7 Sauergas+Kondensat Barents-See Stockman ca. 3.000 2.150 offshore Kasachstan Kasachstanganak ca. 3.500 1984 1.330 1.300 3,6 Sauergas+Konden Turkmenistan Dauletabad-Donmes ca. 5.000 1982 1.060 700 12 Algerien Hassi R'Mel ca. 2.800 1966 2.500 90 Iran Pars South2) ca. 5.000 9.900 offshore Kangan 1.420 Marun 1.140 Katar North Field2) ca. 5.000 10.800 20,1 offshore Kuwait Burgan ca. 5 1) davon 3.000 G.m3 Kohlenw asserstoffe, außerdem H2S und CO2 el 0 TWh - stoff-Versorgung aufgebaut wird, da der Wasser- Quelle: BGR 2003 Die Stromerzeugung aus Wasserstoff beträgt bezogen auf das Jahr 2050 im RRO-2-Szenario insge- samt 124 TWh. Bei einem angenommenen Nutzungsgrad von 60 % für die Wasserstoff-Verstromung ergibt sich im Jahr 2050 ein Wasserstoffbedarf für die Elektrizitätswirtschaft in Höhe von insgesamt 59 bzw. 200 TWh. Im Szenario RRO-2 muss demnach am Ende des Prognosezeitraums ca. zwei Dritt der für die Verstromung eingesetzten Wasserstoffmenge im Ausland erzeugt und nach Deutschland importiert werden. Daher ist es erforderlich, sowohl für den Wasserstoffimport als auch für den Trans- port, die Speicherung und die Verteilung von Wasserstoff, der in Deutschland produziert wird, die not- wendige Infrastruktur bereit zu stellen. Im RRO-2-Szenario wird der Erdgaseinsatz zur Stromerzeugung, der im Jahr 2000 etwa 10 betrug, bis zum Jahr 2050 durch Wasserstoff nahezu vollständig verdrängt. Prinzipiell kann die beste hende Erdgas-Infrastruktur auch für gasförmigen Wasserstoff genutzt werden, soweit genügend Was- serstoff zur Verfügung steht, um den Erdgasbedarf zu substituieren. Bezogen auf den Brennstoffbe- darf für die Stromerzeugung steigt jedoch der Infrastrukturbedarf allein schon aufgrund der größeren durch Wasserstoff im Jahre 2050 bereit zu stellenden Energiemenge (200 TWh) im Vergleich zu dem im Jahre 2000 durch Erdgas gedeckten Energiebedarf für die Stromerzeugung (100 TWh). Im RRO-2-Szenario wird die Wasserstoff-Produktion ebenso wie die nachgeschaltete Wasserstoff- Infrastruktur schrittweise ausgebaut. Daher wäre es erforderlich, die bestehende Gasversorgung zu- nächst aufrecht zu erhalten, während eine Wasser stoff das Erdgas als Endenergie auch bis zum Ende des Betrachtungszeitraumes nicht vollständig ersetzt (vgl. IER 2002). Seite 211 Insbesondere für große Offshore-Windparks ist die Umwandlung des Stroms in Wasserstoff eine in ressante Option, da bei vollständiger Nutzung zur Wasserstoffproduktion die entsprechenden Wind- kraft-Kapazitäten keinen Anschluss an das elektrische Netz benötigen. Dadurch könnten das Strom- Verbundnetz entlastet und ansonsten erforderliche Netz-Ausbaumaßnahmen vermieden werden. Stattdessen wäre es dann allerdings erfo te- rderlich, auf dem Meer eine Infrastruktur für die direkte Um- - s ktrischer Leistun- o- wäre, müsste wie andere Fragen im Rahmen einer detaillierteren und räumlich differenzierten Sys- temanalyse ermittelt werden. wandlung von Strom in Wasserstoff und zum Abtransport an Land aufzubauen. Problematisch wäre dabei, dass in größerem Umfang zusätzliche Gas-Pipelines von den Offshore-Windparks zur Küste verlegt und an das Gas-Transportnetz auf dem Festland angeschlossen werden müssten. Dies wäre aufgrund der Vielzahl räumlich weit verteilter Windpark-Standorte und des ökologisch besonders sen- siblen Küsten-Nahbereichs ebenso schwer zu realisieren, wie die Stromnetzanbindung per Seekabel. Anzustreben wäre im Falle des Pipeline-Transportes eine Bündelung des Gastransportes in einer gemeinsamen Trasse oder sogar in einer gemeinsamen Sammel-Pipeline. Dies würde aber eine Ko- operation und Koordination der Planungen der einzelnen an der Projektierung beteiligten Konsortien erfordern. Eine mögliche Alternative wäre die Verflüssigung des Wasserstoffs Offshore und der Transport des verflüssigten Wasserstoffs per Schiff. Allerdings wäre diese Lösung mit weiteren Um wandlungsverlusten verbunden und erheblich kostenaufwändiger. Zudem sind Fragen der techni- schen Machbarkeit der Umladung des Flüssig-Wasserstoffs auf dem Meer sowie des Seetransport großer Flüssig-Wasserstoffmengen noch zu klären. Bei ausschließlicher Nutzung von Offshore-Windstrom zur elektrolytischen Wasserstofferzeugung und bei 3.000 durchschnittlichen Netto-Vollbenutzungsstunden für Offshore-Windparks ergäbe sich laut RRO 2-Szenario eine Windpark-Leistung in Höhe von insgesamt 4,7 GW (2030) und 28 GW (2050), die zur Wasserstoffproduktion genutzt werden würde. Bis 2020 sollen laut Szenario RRO 2 in Deutschland insgesamt bereits Windenergieanlagen mit einer Kapazität in Höhe von 28 GW und bis 2030 in Höhe von 49 GW installiert sein, wovon jeweils ein nicht näher spezifizierter Anteil auf Off- shore-Kapazitäten entfällt (vgl. IER 2002). Zwar bietet sich die Kombination der Offshore-Windenergienutzung mit der der Wasserelektrolyse auf dem Meer als Lösung für die Probleme der Netzintegration großer fluktuierender ele gen an. Diese Art der räumlichen und funktionalen Zuordnung zwischen Stromerzeugern und Elektr lyseuren ist jedoch durch das Szenario nicht zwingend vorgegeben. Elektrolyseure können entweder zentral mit hoher Umwandlungskapazität in räumlicher Nähe zu großen Stromerzeugern wie z.B. Offshore-Windparks oder eher dezentral und angepaßt an Verbrauchsschwerpunkten (HKW und BHKW mit Nahwärmenetzen, Tankstellen, Industriebetriebe) angeordnet werden (vgl. Nitsch 2002 a). Ebenso wäre es vorstellbar, zentrale und landgestützte Elektrolyseeinheiten aufzubauen, die flexibel Dargebotsschwankungen im Gesamtnetz bzw. in regionalen Netzgebieten auffangen können. Solche Anlagen wären wie andere Verbraucher an die ihrer Kapazität entsprechende Netzebene angebun- den. Welche Variante ökonomisch und unter dem Aspekt der Stromnetz-Stabilität am günstigsten Seite 212 elektrolytischer Wasserstoffproduktion aus regenerativ Da die Windene are Strahlungsenergie, deren Dargebot aufgrund natürlicher Einfluss- faktoren besonders stark schwankt, im Vergleich mit den anderen regenerativen Energien in Deutsch- land sehr hohe technische Strom-Erzeugungs-Potenziale aufweisen, erreichen sie in den Regenera- tiv-Energie-Szenarien einen hohen Kapazitätsanteil. Um die Stromnachfrage jederzeit decken zu kön- nen, müssen den Windenergie- und Photovoltaikanlagen in ausreichendem Umfang steuerbare Kraft- werke zur Seite gestellt werden4. In der Summe kann dies je nach Ausgestaltung der Szenariopara- meter zu einer hohen Überkapazität des Kraftwerksparks in Relation zur Stromnachfrage führen. In Abhängigkeit von der jeweils benötigten Reserve- und Regelleistung und dem Anteil fluktuierender Stromerzeuger geht die durchschnittliche Auslastung des gesamten Kraftwerksparks zurück. In den betrachteten Regenerativ-Energie-Szenarien wird im Jahre 2050 eine Strommenge mit stark fluktuierender und dargebotsabhängiger Leistung in einer Bandbreite von 136 TWh (UBA-NH-Szena- rio) bis zu 146 TWh (IER RRO 2-Szenario) erzeugt. Das entspricht in der Summe jeweils einem Anteil in Höhe von 26 bis 28 % an der gesamten Netto-Strombereitstellung für die Bundesrepublik Deutsch- land des Jahres 2050. Der insgesamt in Deutschland installierten Windenergie- und Photovoltaikleis- GW (IER RRO 2) bzw. 72 GW (UBA-NH) steht ein Mix aus fossilen und sonsti- 7 % ansteigt bzw. im UBA-NH-Szenario sogar um d, der steuerbaren Anlagen lässt vermuten, dass sie zu großen Teilen zu Reserve- und Regelungszwecken as 5.2.2 Überkapaz itäten und Kraftwerksau slastung in Abhängigkeit vom Erzeu- gungsmix und erzeugtem Strom rgie und die sol tung in Höhe von 68 gen regenerativen Kraftwerken mit einer Gesamtkapazität (einschl. REG-Import-Kapazität) von 87 GW (UBA-NH) bzw. von bis zu 128 GW (IER RRO 2) gegenüber. In den Regenerativ-Energie-Szenarien übertrifft im Jahre 2050 die gesamte installierte Kraftwerks- leistung inkl. der Stromerzeuger für den REG-Strom-Import mit Standort im Ausland (in Höhe von 159 GW beim UBA-NH-Szenario bis zu 196 GW bei IER RRO-2-Szenario) diejenige des heutigen Kraft- werksparks um den Faktor 1,3 im UBA-NH-Szenario bzw. um den Faktor 1,7 im Szenario RRO 2 des IER. Diese Zunahme der Kraftwerksleistung wird notwendig, obwohl die Netto-Stromerzeugung im IER-RRO-2-Szenario im gleichen Zeitraum nur um 9 % zurückgeht und der Endenergiebedarf Strom in allen Szenarien als rückläufig angenommen wir und zwar um 9 % in den IER-Szenarien und um immerhin 20 % im UBA-NH-Szenario (vgl. Tabelle 107). Die durchschnittliche Auslastung des gesamten Kraftwerksparks sinkt dem überproportionalen Kapazitätszuwachs entsprechend im IER-RRO-2-Szenario ausgehend von 4.500 Volllaststunden im Jahre 2000 auf nur noch 2.800 Volllaststunden im Jahre 2050 besonders stark. Ebenso tragen die steuerbaren Kraftwerke im Jahre 2000 mit 4.800, im Jahr 2050 jedoch nur noch mit 2.800 durch- schnittlichen Jahres-Vollbenutzungsstunden zur Bedarfsdeckung bei. Die geringe Auslastung benötigt werden5. Das Verhältnis zwischen Kraftwerks-Gesamt-Kapazität zu der Netz-Höchstlast, d 4 Steuerbare Kraftwerke sind - meist brennstoffbasierte - Stromerzeuger, deren Leistung an den momentanen Bedarf angep werden kann. asst 5 Dabei ist zu beachten, dass im Szenario RRO 2 der KWK-Anteil an der in Deutschland insgesamt installierten steuerbaren Leistung bezogen auf das Jahr 2050 immerhin 85 % beträgt. Um für Regelungszwecke einsetzbar zu sein, müssten die KWK- Seite 213 im Jahr 2000 noch bei 1,5 lag, steigt im Szenario RRO 2 bis zum Jahr 2050 auf einen Wert in der Größenordnung von etwa 2,8 an. Deutlich besser sind die Kraftwerke im UBA-NH-Szenario mit durch schnittlich 3.560 h/a ausgelastet (vgl. Tabelle 107). Tabelle 107: Lastdeckun g und Kraft werksauslastu ng in ausgew äh lten Lan g f ri s t- K l i m a s c h Szenarie n (2 050) 20 00 200 0 200 0 I E R RRO 2 UBA - N H I E R RRO 2 UBA - N H I E R R R O 2 U B A - N REG Inland, stark fluktuierend 6 68 73 9 146 136 1.508 2.152 1.880 REG-Strom-Import 0 38 15 0 156 83 0 4.104 5.593 Wasserkraft Inland 9 11 10 26 29 25 2.865 2.581 2.605 steuerbare Kraftwerke Inland *) 103 79 59 498 224 231 4.817 2.844 Summe 11 8 1 96 15 6 532 556 47 5 4 . 500 2.8 3 3 3 . 5 5 7 Elektrolyse 0 k.A. k.A. 0 85 57 0 k.A. k.A. öffentliche Stromversorgung 77 70 62 47 N etz - H ö c h s tl ast / K a p a z i tät (GW) J a h resb e n u tz u n g s d a u er ( 20 5020 50 2 0 5 0 St rom e rze u g u n g ( T Wh ) N ett o- S trom v er b rau ch ( T W h ) Kr aftwer kska p a z i tät ( G W) Voll b e n u tz u n g s st u n d e n (h / a ) - u tz - 3.902 8 435 383 6.217 k.A. k.A. h / a ) H ektive n t, während auf der anderen Seite der Ersatz fossiler und ien Quelle: IER 2002, Förster 2004; DLR/WI 2002 Für die Einschätzung der Raumwirkung des überproportionalen Anstiegs der Kraftwerksleistung bis zum Zieljahr 2050 insbesondere des Szenarios RRO-2 ist wichtig, dass ein Anteil von beinahe einem Fünftel (37,9 GW) dieser Kapazitäten im Ausland aufgestellt ist und somit aus deutscher Persp nur indirekt über den Einfluss auf die Stromgestehungskosten und über die zusätzlich benötigten Stromtransportkapazitäten Raumwirkungen entfalten kann. Ein Teil der potenziellen Raumwirkunge der Stromerzeugung werden somit exportier nuklearer Brennstoff-Importe, die zurzeit für die Befeuerung der deutschen Kraftwerke benötigt wer- den, durch die Nutzung regenerativer Primär-Energieströme in Deutschland einer „territorialen Inter- nalisierung“ von Raumwirkungen gleichkommt. Deutlich geringere Anteile als im Szenario RRO 2 er- reichen die Import-Kapazitäten mit 9 % im UBA-NH-Szenario, so dass dort die Umstrukturierung des Kraftwerksparks in deutlich geringerem Umfang mit einer Verlagerung ins Ausland einhergeht. Die Gesamtkapazität aller Stromerzeuger mit Standort in Deutschland in den betrachteten Szenar liegt für das Zieljahr 2050 zwischen 141 und 158 GW und variiert damit nur noch um wenige Prozent- punkte (um +/- 5 %). Sie übersteigt die Kapazität des heutigen Kraftwerksparks aber immer noch um den Faktor 1,2 bis 1,3, so dass die raumbedeutsamen Effekte der Umstrukturierung je nach Kraft- werkstyp, Standortverteilung und Kraftwerksgröße unter Umständen beträchtlich sein können. Anlagen hauptsächlich stromgeführt betrieben werden. Ergänzend können auch Wasserkraftwerke mit entsprechender Spei- cherkapazität zu Regelungszwecken eingesetzt werden. Dazu könnten zusätzliche Wasserkraftpotenziale in Norwegen und möglicherweise auch in den GUS-Ländern erschlossen werden. Seite 214 steigt d - tung trä teil an der Nettostromerzeugung in Höhe von zunächst 2,5 bis 3 % im ung des Strom-Endenergiebedarfs genutzt wird, übersteigt die Jahreshöchstlast demzufolge nur noch um den - gspotenziale durch Ersatz und schengelagert werden, bis die Wärmeentwicklung der abgebrannten Brennelemente so weit abge- klungen ist, dass sie für die Endlagerung konditioniert werden können. Bis zu diesem Zeitpunkt müs- n die Kernkraftwerks-Standorte wieder uneingeschränkt für Folgenutzungen zur Verfü- Die Gesamtkapazität der Kraftwerke mit Standort innerhalb der Bundesrepublik Deutschland über- ie Netzhöchstlast um den Faktor 2,2 bis 2,3. Zu dieser überproportional hohen Kraftwerksleis gt aber bei, dass ein An Jahre 2030 und dann von 12 bis 17 % im Jahre 2050 zur elektrolytischen Wasserstoffproduktion be- nötigt wird. Der Kapazitätsanteil der Kraftwerke, der dieser Stromerzeugung zuzurechnen ist, kann für das Szenario des IER nicht exakt beziffert werden, da nicht bekannt ist, welche Stromerzeuger dort mit welcher Auslastung für die Elektrolyse arbeiten. Es ist jedoch davon auszugehen, dass für die Wasserstoffproduktion vor allem die fluktuierende Stromerzeugung eingesetzt werden würde. Wird die durchschnittliche Auslastung der Photovoltaik- und Windenergieanlagen des Szenarios RRO 2 im Jahre 2050 in Höhe von 2.150 h/a als Berechnungsbasis herangezogen, ergibt sich eine Anlagen- leistung in Höhe von 39,5 GW, die rechnerisch der Wasserstofferzeugung zuzuordnen ist. Die restli- che Kraftwerkskapazität mit Standort in Deutschland in Höhe von 119 GW, die direkt zur Deck Faktor 1,7 und liegt damit in der Größenordnung des heutigen Stromversorgungssystems in Deutsch land. Die Kraftwerkskapazität, die für die Elektrolyse benötigt wird, ersetzt durch die Wasserstoffpro- duktion im Wesentlichen fossile Energie-Rohstoffquellen u.a. für den Einsatz im Verkehrssektor, die für den heutigen deutschen Bedarf nur zu einem geringen Teil in Deutschland verfügbar sind, zum größten Teil aber importiert werden müssen. In diesem Falle wird also die Energiebasis der Volkswirt- schaft vom Energieträger-Import zur heimischen Produktion verlagert. 5.2.3 Raumbezogene Belastungs- und Entlastun Zubau von Stromerzeugungskapazitäten Würde das Stromversorgungssystem den Regenerativ-Energie-Szenarien entsprechend umgestaltet werden, würden zunächst durch die Stilllegung und den Rückbau von fossilen und nuklearen Kraft- werken Flächen frei werden, die dann für eine Folgenutzung verfügbar wären. Besonders stark ausgeprägt ist dieser Rückbau beim Szenario RRO 2 des IER, das sich fast aus- schließlich auf regenerative Energie stützt. Innerhalb des Szenario-Zeitraums werden demnach mit Ausnahme einiger weniger Reserveanlagen sämtliche fossilen und nuklearen Kraftwerke stillgelegt, wodurch nach Rück- bzw. Umbau der Anlagen insgesamt mehrere hundert Kraftwerksstandorte mit einer Gesamtgrundstücksfläche in Höhe von etwa 20 km2 einer anderweitigen Nutzung zugeführt wer- den können. Ein hoher Anteil von Kraftwerksgrundstücken, für die eine Folgenutzung gesucht werden würde, befindet sich innerhalb von Industrie-, Gewerbe- und Hafengebieten in städtischen Lagen. Der Rückbau der Kernkraftwerke wird eine Aufgabe sein, die innerhalb des Szenario-Zeitraums zu bewältigen ist und vollständig voraussichtlich erst in den 40er Jahren abgeschlossen sein wird. Die nach Stilllegung der Kernkraftwerke verbleibenden radioaktiven Abfälle müssen am Standort zwi- sen entsprechende Endlagerkapazitäten bereitgestellt werden. Erst nach Abschluss der Rückbau- phase werde gung stehen, soweit die Anlagen sich nicht im sicheren Einschluss befinden. Seite 215 In den Regenerativ-Energie-Szenarien erhöht sich die Zahl der Erzeugungseinheiten deutlich im V gleich zu der heutigen Kraftwerks-Struktur. Während die Zahl der konventionellen Anlagen (fossile und nukleare Wärmekraftwerke, Motorheizkraftwerke er- und Wasserkraftwerke) im Jahr 2000 bei insge- 6 Anlagen, die für roduzieren und ihren Standort im Ausland haben, bis zum Jahr 2050 auf insgesamt etwa 150.000 (UBA-NH-Szenario) bis 220.000 Anlagen (IER RRO 2-Szenario) an (vgl. Tabelle 108). Dabei verändert sich auch die spezifische Leistungsgröße sehr deutlich. Im Jahr 2000 lag die durchschnittliche Kapazität konventioneller brennstoffbasierter Stromerzeuger (inkl. BHKW) zusammen mit den Wasserkraftwerken bei durchschnittlich 8 MW. Die Stromerzeugung wurde jedoch eindeutig dominiert von mittleren und großen fossilen und nuklearen Wärmekraftwerken, die ihrerseits insgesamt eine durchschnittliche Anlagenkapazität von 320 MW hatten. Im Jahre 2050 liegt in den Regenerativ-Energie-Szenarien die durchschnittliche Kapazität aller Strom- erzeuger mit Standort in Deutschland bei deutlich unter 1 MW. Zu beachten ist bei der Interpretation dieser Daten außerdem, dass Anlagen kleiner Leistung (durchschnittlich < 1 MWel) nicht nur die An- zahl der Kraftwerke dominieren, sondern darüber hinaus auch einen Anteil an der Gesamt-Kapazität des jeweiligen Kraftwerksparks zwischen 66 und 89 % einnehmen und somit die Kraftwerksstruktur in erheblichem Umfang prägen. Tabelle 108: An zahl, Netto-Leistung u nd mittler e Anlagenkapazität aller Stro merzeu gung san- e g e nera ti v - Energie-Szenarien im Jahr 205 0 W 0,0 ,7 55,9 samt etwa 13. 00 Anlagen lag, steigt die Gesamtzahl der Stromerzeuger ohne Berücksichtigung von den Stromimport p lagen in den ausge wä h lte n R Leistung insge- samt Anzahl Anlagen anlagen- spezifische Leistung Leistung insge-samt Anzahl Anlagen anlagen- spezifische Leistung GW MW GW M Wasserkraft 11,3 7.600 1,5 9,7 5.900 1,6 Windenergie Onshore 29,2 8.900 3,3 21,3 7.100 3,0 Windenergie Offshore 29,2 5.800 5,0 21,3 4.300 4,9 PV 9,6 154.000 0,1 30,0 120.000 0,3 Geothermie 9,4 190 49,3 3,8 1000 3,8 Biomasse/-gas/Müll 12,5 4.600 2,7 7,5 1.500 5,0 Wasserstoff 48,6 11.800 4,1 0,0 0 I E R R R O 2 2050 UBA -NH 2050 Fossile BHKW 0,04 72 0,5 7,0 15.103 0,5 Fossile (Heiz-)Kraftwerke 8,8 53 165,4 42,5 761 55,9 K ra f twe rk e im In l a n d in s g e s a m t 158,5 193.015 0,8 142,9 155.664 0,9 A n l a g e n k l e i n e r Le i s tu n g 140,3 192.772 0,7 93,4 139.800 0 A n l a g e n m i ttle re r Le i s tu n g 18,1 243 74,6 42,5 761 Quelle: IER 2002, Fahl 2004, DLR/WI 2002, ergänzt durch eigene Annahmen Insgesamt ergibt sich durch die Umgestaltung der Kraftwerksstruktur eine deutliche Veränderung der räumlichen Verteilung der Erzeugungskapazitäten. Dabei verändert sich insbesondere auch die räum- hsschwerpunkte, die dann allerdings schon inner- liche Lage der Kraftwerksstandorte in Relation zu den Lastzentren, soweit nicht eine allmähliche An- passung durch räumliche Verlagerung der Verbrauc Seite 216 d ie - - erpunkten und Windenergie- Kapazitätsschwerpunkten erreichen lassen, da sowohl die Windhöffigkeit als auch das Ziel, Nutzungs- ortvora -Süd-Gefälle wird für Onshore-Wind- Ausbau der Offshore- Windenergienutzung sein. - s- ten Kapazitäten mit der Aufstellung von Freiflächenanlagen realisiert werden. halb des Szenariozeitraums wirksam werden müsste, angenommen werden kann. Die neue Kraft- werksstruktur besteht aus einer Mischung aus verbrauchernahen kleinen bis mittleren Stromerzeugern aus Photovoltaik, Bioenergie, Wasserstoff- und geothermischen Kraft-Wärme-Kopplungs-Einheiten, einigen wenigen großen fossilen Kondensationskraftwerken für Ausgleichs- und Reservelieferung un Windparks, die tendenziell eher abseits von Verbrauchszentren, aber auch im Außenbereich von grö- ßeren Städten bzw. von Ballungsrandzonengemeinden installiert sind. Wie bereits in Kapitel 4.6 erläutert, sind der räumlichen Verteilung von Windenergieanlagen durch d Konzentration windhöffiger Standorte innerhalb der Bundesrepublik vergleichweise enge Grenzen gesetzt. Der Einfluss der Standortrestriktionen lässt sich an der Verteilung der derzeit bereits instal lierten Windenergieanlagen zeigen. Im Gegensatz zu Wärmekraftwerken sind die Anlagenstandorte nicht auf Schwerpunkte der Stromnachfrage konzentriert. In Abbildung 30 sind die Kapazitäten aller Windenergie-Anlagen, die im Frühjahr 2003 innerhalb der Bundesrepublik Deutschland in Betrieb wa- ren, nach Gemeinden zusammengefasst und kartographisch dargestellt. Zu erkennen ist ein deutli- ches Nord-Süd-Gefälle mit einem weiteren Schwerpunkt im Westen Deutschlands. Mit Ausnahme der Stadt Hamburg sind kaum größere Städte mit hohen Anlagenkapazitäten zu finden. Auch für die Zubaupotenziale, die sich entweder durch den Ersatz alter Anlagen durch neue Windrä der höherer Kapazität am gleichen Standort oder durch die Nutzung neuer Standorte erschließen las- sen, wird sich kaum eine bessere Korrelation zwischen Verbrauchsschw konflikte zu minimieren, auch innerhalb des Szenario-Zeitrauns voraussichtlich entscheidende Stand- ussetzungen bleiben werden. Auch das bisherige Nord energieanlagenstandorte erhalten bleiben, wenn sich auch mit zunehmenden Anlagengrößen im Bin- nenland größere Potenziale ergeben, als oft in Potenzialstudien angenommen wurde. Entscheidend für ein Übergewicht des Nordens bei den Windenergiekapazitäten wird aber der Im Vergleich zur Windkraft sind die technischen Potenziale für die Aufstellung von Photovoltaikanla- gen ebenso wie für die Stromerzeugung aus Biomasse über das Gebiet der Bundesrepublik Deutsch land relativ gleichmäßig verteilt. Werden nur die Potenzialflächen auf Gebäuden betrachtet, korreliert das Photovoltaik-Potenzial – hier dargestellt als potenziell installierbare Anlagenleistung (vgl. Tabelle 109) - mit der Gebäudedichte, so dass die Stadtstaaten bezogen auf die Gesamt-Landesfläche die höchsten Photovoltaik-Potenziale aufweisen. Demgegenüber können im ländlichen Raum die höch Seite 217 Abbildung 3 0 : Verteilung d e r Winden e rg ie-Kapa z itä ten (S tand : April 2003 ; a ngegeb e n in MW pro Gemein de) Quelle: BDB 2003; Geodaten: BKG 2003 Seite 218 u n -Tabelle 109: Leistun g spo ten ziale zur regene rativ e n Stromerzeugung au f d e r F l ä c h e d e r B desrep ublik Deu tschla nd bezog e n auf die je we ilig e Gesam tflä c he der Bun- desländ e r Biomasse *) PV auf Gebäude- flächen Wasser- kraft Wind- energie kW/km2 kW/km2 kW/km2Bundesland kW/km2 Schleswig-Holstein 45 250 1 860 Mecklenburg-Vorpommern 44 110 0 781 Niedersachsen 45 279 2 482 Hamburg 31 2.703 0 314 Bremen 47 2.374 0 592 Berlin 26 3.758 0 0 Brandenburg 38 125 1 24 Nordrhein-Westfalen 51 634 5 25 Rheinland - Pfalz 41 346 17 30 Hessen 37 468 9 23 Saarland 33 748 15 23 Sachsen 41 343 4 63 Sachsen-Anhalt 46 206 4 10 Thüringen 44 261 6 7 Baden-Württemberg 39 507 39 52 Bayern 41 334 45 9 *) berechnet auf der Basis des technischen Brennstoffpotenzials des jeweiligen Bundes-landes und eines Netto-Nutzungsgrades der Stromerzeugung von 28 % bei 2.800 Volllaststunden Quelle: Datenbasis: Kaltschmitt/Wiese 1993, eigene Berechnungen Die Nutzung der Wasserkraft ist fest an geographisch vorgeprägte Standortbedingungen gebunden und hat ihren Schwerpunkt in den südlichen Bundesländern. Die Geothermie kann zur Stromerzeu- gung auf etwa 87 % der Gebietsfläche der Bundesrepublik Deutschland genutzt werden, so dass in dieser Beziehung ein erheblicher Spielraum besteht, Kraftwerkskapazitäten auch verbrauchernah zu errichten bzw. räumliche Unglei chgewichte in der Standortverteilung, die sich aus zwingenden Grün- den für andere regenerative Stromerzeugungsoptionen ergeben, auszugleichen. itstellung streng ge- nommen nicht zulässig. Wird dennoch vereinfacht davon ausgegangen, dass die Brennstoffe in räum- licher Nähe zu den Standorten verstromt werden, an denen Biomasse in ausreichender Menge und Qualität geerntet bzw. gesammelt werden können und dass alle innerhalb Deutschlands verfügbaren Biomasse-Potenziale gleichmäßig ausgeschöpft werden, zeigt sich auch für die Biomasse-Stromer- zeugung eine räumlich sehr homogene Potenzialverteilung. In der Praxis würde sich eine räumlich enge Zuordnung von Kraftwerken zu Brennstoffpotenzialen sich vor allem dort herausbilden, wo kleine Anlagenkapazitäten bevorzugt eingesetzt werden oder wo kostengünstige Transportinfrastrukturen vom Standort der Ernte bzw. Reststoff-Sammlung aus nicht Im Bereich der Biomasse kann die räumliche Zuordnung zwischen den Potenzialen für das Brenn- stoffaufkommen und dem Standort der Stromerzeugung ebenfalls flexibel gestaltet werden, da Bio- energieträger im Unterschied zu nicht stofflich gebundenen Primärenergien transportfähig sind. Zu- dem bestehen erhebliche Spielräume für die Gestaltung des Bio-Energieträger-Mixes in räumlicher und stofflicher Hinsicht. Daher ist eine räumliche Zuordnung der Leistungspotenziale für die Stromer- zeugung aus Bioenergieträgern zu den Flächenpotenzialen der Biomassebere Seite 219 erreichbar bzw. größere Transporte aufgrund der Rohstoffeigenschaften nicht vertretbar sind. Letzte- res trifft vor allem für Stoffe zu, die sich nur oder vorwiegend für eine energetische Nutzung als Gär- substrate eignen. Im Bereich der Biogasverstromung werden Anlagen kleiner Leistung daher vorherr- schen und sich räumlich auf die Standorte der Rohstoffgewinnung konzentrieren. Es zeichnet sich allerdings ab, dass zunächst vor allem an Binnen- und Seehafenstandorten größere Kraftwerkseinheiten gebaut werden, die Brennstoff-Potenziale, die einen kostengünstigen Zugang zu Wasserstrassen haben, bündeln, da auf diese Weise am ehesten die für einen wirtschaftlichen Anla- genbetrieb benötigte mittel- bis langfristige Versorgungssicherheit zu vertretbaren Kosten gewährleis- tet werden kann. Durch den Zugang zu Wasserstrassen und Häfen öffnet sich auch der Zugang zu internationalen Brennstoffmärkten, wie sie heute bereits z.B. für Altholz bestehen. Falls in größerem Umfang Anbau-Biomassen als Brennstoffreservoir für die Stromerzeugung einge- setzt werden sollen, wie es das RRO-Szenario des IER vorsieht, werden die entsprechenden Kraft- werksstandorte durch die Lage der Anbauflächen einerseits und durch die Nähe zu Wärmeverbrau- chern andererseits bestimmt, da gerade Anbau-Biomassen selten kostengünstig über größere Entfer- nungen transportiert werden können. Der Betrieb von Biomassekraftwerken in Kraft-Wärme-Kopplung ist aus energiewirtschaftlichen Gründen anzustreben und wird dementsprechend politisch unterstützt werden. Die bezogen auf die erzeugte Strom- und Wärmemenge überpropotionale Größe der für die Brennstoffversorgung zu beanspruchende Anbaufläche lässt jedoch erwarten, dass ausgehend von der heutigen Siedlungsstruktur im unmittelbaren räumlichen Umfeld der Anbauflächen selten entspre- chende Siedlungseinheiten bzw. Gewerbebetriebe zu finden sein werden, die als Wärmeabnehmer für das jeweilige (Heiz)-Kraftwerk in Frage kämen. Daraus resultiert möglicherweise die Anforderung, neue Formen der Durchmischung von Siedlungsgebieten und landwirtschaftlichen Nutzflächen zu finden und planerisch umzusetzen. Es zeigt sich, dass Biomasse-Feuerungsanlagen aufgrund der Verbrauchernähe der Anlagen-Stand- orte, aufgrund des erhöhten Transportbedarfs für die Brennstoffanlieferung bzw. der Reststoffentsor- gung, aufgrund von zu erwartenden Geruchs- und Luftschadstoff-Emissionen oder aufgrund hygieni- scher Bedenken zunehmend mit Akzeptanz-Problemen zu kämpfen haben. Dies gilt in besonderem Maße für Anlagen, die mit Brennstoffen aus dem Bereich der Abfallwirtschaft betrieben werden (z.B. belastetes Altholz zur Vergasung bzw. Verbrennung oder biogene Siedlungs- oder Gewerbeabfälle zur Vergärung). Stellt man die vergleichweise wenigen heute betriebenen Müllverbrennungsanlagen rn gegenüber, die die Regenerativ-Energie-Szenarien für das Jahr 2050 ausweisen, lässt sich das Konfliktpotenzial erahnen, das die Szenarien in dieser Hin- sicht bergen. Dabei ist allerdings zu beachten, dass neben den als besonders problematisch angese- henen Abfallstoffen auch Energiepflanzen und unbelastete Reststoffe als Brennstoffpotenzial zur Ver- fügung stehen und zum Einsatz kommen werden, so dass zumindest ein erheblicher Teil der Anlagen nicht in dem vergleichbaren Umfang wie heute Müllverbrennungsanlagen mit Akzeptanzproblemen zu kämpfen haben werden. Insbesondere im RRO-2-Szenario des IER nimmt die Kapazität der Windenergieanlagen im Vergleich zu dem Ausbaustand des Jahres 2000 stark zu. Onshore aufgestellte Windenergieanlagen sind we- gen ihrer landschaftsprägenden Wirkung und der störenden Einflüsse auf benachbarte empfindliche der Vielzahl von Bioenergie-Stromerzeuge Seite 220 b hore-Windenerg fürchteten Beeinträchtigungen des Tourismus kritisch gesehen. Konflikte können aber auch in Bezug auf eine Beeinträchtigung der Belange des Naturschutzes und in Bezug auf die Sicherheit des Schiffsverkehrs bestehen. Akzetanzprobleme für den weiteren Ausbau der Onshore-Windenergienutzung könnten insbesondere auch vor dem Hintergrund eines Wachstums der Anlagenkapazitäten zu erwarten sein, das bis zum Ende des Szenario-Zeitraums zu erwarten ist und das sich voraussichtlich deutlich auf die räumlichen Dimensionen der Windenergieanlagen auswirken wird. Nach derzeitigen Prognosen zur Entwicklung der Anlagentechnik zeichnen sich für Multi-Megawatt-Anlagen, die aller Voraussicht nach langfristig flächendeckend die bestehenden kleineren Anlagen ersetzen werden, Bauhöhen von etwa 150 m bei Rotordurchmessern von ca. 100 m ab (vgl. Kühn 2003 und Nitsch et al. 2004). Allerdings würde mit kleineren Durchschnittsleistungen bei gleicher Gesamt- Windenergie-Ausbauleistung insbesondere die Anlagen-Anzahl bei gleichzeitiger Zunahme der Flächeninanspruchnahme stark ansteigen. Sollen die Ausbaugrößen, die die Regenerativ-Energie-Szenarien für die Windenergienutzung vorse- hen, tatsächlich erreicht werden, müssten für die Onshore-Aufstellung bei einer durchschnittlichen Anlagenkapazität von 3,3 MW zusätzlich geeignete Windparkflächen in einer Größenordnung von 460 bzw. 1160 km2 gefunden werden. Auch die bereits durch Windparks überbauten Flächen müssten fristige weitere Windenergie-Nut- zung von konkurrierenden Nutzungsansprüchen freigehalten werden. werden, so dass für die Stromerzeugung aus der Windparkfläche ein höherer Ertrag erzielt werden könnte. Auch Photo- n s- - e an- nen der regenerativen Stromerzeugung gegenübergestellt, die sich auf Freiflächen bzw. auf landwirtschaftlichen Nutzflächen realisieren las- en Nutzungen als esonders raumwirksam einzustufen. Wenige Erfahrungen liegen bisher mit der Offs- ienutzung vor. Hier werden vor allem Anlagen in Küstennähe aufgrund von be- entweder durch besser geeignete ersetzt oder ebenfalls für eine lang Im Vergleich zu der herkömmlichen Stromerzeugung ist die Flächeninanspruchnahme durch die Windenergie extrem hoch. Daher sind Schwierigkeiten bei der Suche nach geeigneten Standorten vorherzusehen. Die für die Aufstellung von Windparks in Anspruch genommenen Flächen können gleichzeitg nahezu uneingeschränkt auch landwirtschaftlich genutzt werden. Auf diesen landwirt- schaftlichen Nutzflächen können statt Nahrungsmitteln Energiepflanzen angebaut voltaik-Freilandanlagen können auf landwirtschaftlichen Nutzflächen errichtet werden, wenn diese z.B. als Stilllegungsflächen für die landwirtschaftliche Produktion nicht mehr in Frage kommen. Auch wen sich nicht tatsächlich dieselbe Fläche zum Beispiel gleichzeitig für die Anpflanzung von Kurzumtrieb plantagen, die bezogen auf die Stromerzeugung unter allen Anbau-Biomassen die besten Flächener träge erbringen würden, und für die Windenergienutzung eignen würden, weil die Pflanzen ebenso wi auch Photovoltaik-Anlagen die Geländerauhigkeit zu sehr erhöhen würden, könnten die Flächenbe spruchungen trotzdem miteinander verrechnet werden, weil bei der ausschließlichen Nutzung von Stilllegungsflächen die Summe aus den landwirtschaftlich bzw. energetisch genutzten Flächen gleich bleiben würde. In Tabelle 110 sind die Flächenerträge für verschiedene Optio sen. Die Zusammenstellung zeigt, dass sowohl die Photovoltaik als auch die Windenergie die Fläch wesentlich besser ausnutzen, als verschiedene Formen der Anbau-Biomasse, die Brennstoffe zur Stromerzeugung bereitstellen, obwohl bei der Biomasse mit einer effizienten Holzvergasung und ei- Seite 221 nem Holzgas-GuD-Heizkraftwerk bereits sehr fortschrittliche und effiziente Umwandlungstechniken eingerechnet worden sind. So würde z.B. der technisch mögliche Anbau von Silomais und/oder von Wintergerste unter einem Windpark zur Verstromung den strombezogenen Flächenertrag (also die „Stromernte“) des Windparks nur sehr unwesentlich erhöhen. Zugleich zeigt die Gegenüberstellung, er mit der Umset- zung solcher Konzepte möglicherweise verbunden ist, unberücksichtigt bleibt. dass es aus Sicht der flächenbezogenen Stromerträge wesentlich günstiger ist, Photovoltaik-Anlagen auf Freiflächen zu bauen, als Biomasse zur Stromerzeugung anzupflanzen, ohne dass daraus aller- dings eine entsprechende elektrizitätswirtschaftliche Einordnung dieser Optionen abgeleitet werden könnte. Dessen ungeachtet beeinflusst der Anbau von Energiepflanzen auf Stilllegungsflächen das Landschaftsbild deutlich weniger als die Aufstellung von Photovoltaik-Anlagen auf Freiflächen, wenn der Einfluss des Energiepflanzenanbaus auf die siedlungsstrukturelle Entwicklung, d Tabelle 110: Vergleich v e rschiedener Optionen für die Nutzung v on Freiflächen bz w. lan d - wi rtschaftlichen Nu tzfläc hen zur Stro merzeu gung m2/MWhel/a GWhel/(km 2*a) Freiflächen-Photovoltaik 21 47 Windparkfläche Onshore (3,3 MW, 1.900 h/a) 47 21 Kurzumtriebsplantage und Holzgas-GuD 518 2 Silomais/Wintergerste Biogas-BHKW 1.381 1 Weitgehend neuartig sind Geothermie-Anlagen zur Stromerzeugung. Für diesen Anlagentyp liegen in Deutschland bislang kaum Praxis-Erfahrungen vor, besondere Raum- und Umweltbeeinträchtigungen sind jedoch von dieser Anlagenkategorie aus heutiger Sicht kaum zu erwarten. Brennstoffzellen wer- den vielfach Kleinanlagen zur Objektversorgung sein, die weder eigene Betriebsgebäude noch eigene Betriebsgrundstücke benötigen sondern als KWK-Anlagen für die Gebäudewärmeversorgung konz piert sind und innerhalb der Gebäud i- e untergebracht sind, für deren Versorgung sie genutzt werden. r f ff m e - K op p l u n g s - A n l a g e n Auch von größeren Brennstoffzellen-HKW gehen im Einzelfall keine erheblichen negativen Raumwir- kungen aus, da die spezifischen lokal wirksamen Emissionen dieser Anlagen außerordentlich gering sind und der Flächenbedarf in etwa vergleichbar mit dem von heute üblichen Blockheizkraftwerken gleicher Kapazitätsklassen ist. Im Unterschied zur heutigen Situation nimmt die Gesamt-Anzahl diese Anlagen jedoch zu, woraus im Vergleich mit dem heutigen Kraftwerkspark in der Summe eine höhere Flächeninanspruchnahme resultiert. Für den Betrieb von Brennstoffzellenkraftwerken ist bezogen au das RRO-2-Szenario des IER generell ein Ausbau der Wasserstoffinfrastruktur vorauszusetzen, da diese Anlagen ab 2030 in zunehmendem Umfang und bis zum Jahre 2050 vollständig mit Wassersto betrieben werden. Für die Erschließung von Siedlungsgebieten mit Wasserstoffnetzen sind aufgrund des höheren technischen Aufwands noch in stärkerem Maß als beim Erdgas Mindest-Abnahmedich- ten erforderlich, so dass eine flächendeckende Nutzung der Brennstoffzellentechnologie wenig wahr- scheinlich ist. 5.2.4 Abhängig keit von siedlungsstru kturellen Vorausset zungen beim Zubau v on K ra f t- W ä r In Regenerativ-Energie-Szenarien hat die Wärmeversorgung über Nah- und Fernwärmesysteme ei- nen bedeutend höheren Stellenwert als im heutigen Energiesystem. Bestimmte regenerative Energie- Potenziale können nur bei einer Verteilung der entstehenden Wärme über siedlungszentrale Wärme- Seite 222 en gen r Stromerzeugung eignen - als auch Potenziale, die aus ökonomischen Stromerzeugung aus fossilen Brennstoffen (dezentrale Anlagen zur Siedlungswärmeversor- d von vornherein sehr nied- ertemperatur-Wärmeaus- de- ft- er gen aus Geothermie in Höhe von bis zu 41,3 TWh/a angenommen (vgl. IER 2002). Dies bedeutet aber, dass entweder zusätzliche Nah- und Fernwärmepotenziale erschlossen netze sinnvoll erschlossen werden, da die für eine wirtschaftliche Nutzung erforderlichen Mindest-An- lagen-Kapazitäten nur durch Nachfragebündelung ausgelastet werden können. Zu diesen Potenzial zählen sowohl solche, die ausschließlich für die Wärmeversorgung geeignet sind - z.B. Potenziale zur solaren Nahwärmeversorgung oder geothermische Potenziale, die sich aufgrund eines zu gerin Temperaturniveaus nicht zu und/oder ökologischen Gründen nicht ausschließlich zur reinen Stromerzeugung sondern stattdessen weitgehend in Kraft-Wärme-Kopplung genutzt werden sollten. Insgesamt implizieren die hier betrachteten Regenerativ-Energie-Szenarien eine Wärmeaauskopplung aus Kraft-Wärme-Kopplungs-Prozessen bei folgenden Anlagentypen: • kleine und mittlere Stromerzeuger auf der Basis von Bioenergieträgern, • Stromerzeuger mit kleinen elektrischen Leistungen auf der Basis von Erdwärme, • Stationäre Brennstoffzellen zur Stromerzeugung aus regenerativem Wasserstoff, • gung oder zur industriellen Prozesswärmeversorgung). Die Geothermie bietet außerordentlich hohe technische Potenziale für die Stromversorgung, ist aller- dings gleichzeitig auch - abgesehen von der Photovoltaik - die teuerste Option für eine regenerative Stromerzeugung. Eine wirtschaftliche Stromerzeugung aus Geothermie scheint aus heutiger Sicht nur mit Kraft-Wärme-Kopplung erreichbar zu sein. Aufgrund des in Deutschlan rigen geothermischen Temperaturniveaus kommt hauptsächlich eine Nied kopplung aus Geothermie-Kraftwerken in Frage, allenfalls kann das Temperaturniveau bei Vermin rung der elektrischen Leistung auf 110 °C angehoben werden (vgl. Rogge 2003). Selbst bei einem vollständigen Ersatz aller heute bereits bestehenden Fernwärmeerzeuger durch geothermische Kra Wärme-Kopplungsanlagen könnte jedoch aufgrund der geringen elektrischen Nutzungsgrade dies Anlagen insgesamt nur Strom in einer Größenordnung von etwa 10 TWh/a erzeugt werden (vgl. Pa- schen et al. 2003). Die Geothermie hat für die regenerative Stromerzeugung vor allem auch deshalb eine wichtige Be- deutung, weil sie für die Grundlaststromerzeugung eingesetzt werden kann. Nur bedingt geeignet ist diese Technik aus heutiger Sicht aufgrund vergleichsweise geringer Last-Änderungsgeschwindigkei- ten für die Bereitstellung von Regelleistung. Um Grundlaststrom in einem energiewirtschaftlich rele- vanten Maßstab aus Geothermie erzeugen zu können, müssen allerdings die Geothermie-Potenziale bedeutend stärker genutzt werden, als es bei einer Beschränkung auf den Ersatz bestehender Fern- wärmeerzeuger der Fall wäre. In den hier betrachteten Regenerativ-Energie-Szenarien werden für das Zieljahr 2050 Strommen oder die Stromgestehungskosten der Geothermie-Kraftwerke stärker als bisher angenommen gesenkt werden müssen. Im RRO-2 Szenario des IER wird für das Zieljahr 2050 eine Fernwärmemenge von 1.020 PJ ausge- wiesen. Davon sollen 843 PJ von Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen bereitgestellt werden (vgl. IER Seite 223 2002). Die Gesamt-Fernwärmemenge übertrifft die Fernwärmeerzeugung des Jahres 2001 in Höhe von 346 PJ (vgl. VdEW 2002) beinahe um das Dreifache. In ähnlichem Umfang (auf etwa 1.000 PJ b zum Jahr 2050) nimmt die Nah- und Fernwärmeversorgung im UBA-NH-Szenario zu. Infolge dessen ist ein weitgehender Ausbau der Fern- und Nahwärmeversorgung eine unverzichtbare infrastrukturelle Voraussetzung für die Umsetzung der Szenarien. Dieser Ausbau muss vor dem Hin- tergrund durchgeführt werden, dass gleichzeitig der spezifische Raumwärmebedarf bezogen auf die beheizte Wohn- und Nutzfläche durch bautechnischen Fortschritt und zunehmende Verschärfung de gesetzlichen Vorschriften stetig zurückgeht. Mittlerweile entsprechen vor allem im privaten Woh- nungsbau Passivhäuser immer mehr dem Trend und könnten sich innerhalb weniger Jahre zu einem neuen Baustandard entwickeln. Die großen fernwärmeversorgten Wohnungsbestände haben vor al- lem in den neuen Bundesländern mit Leerständen zu kämpfen, Schrumpfungsp is r rozesse führen zu N n die immer noch en, so dass neben Bestands- sanierungen vor allem der Siedlungsneubau ein wichtiges Betätigungsfeld für den Ausbau der Nah- und Fernwärme darstellt. Insgesamt sind jedoch besondere Anstrengungen erforderlich, bei der Erschließung neuer Siedlungs- gebiete, um bei der Sanierung des Siedlungsbestands sowie bei heterogenen Eigentümer- und Nut- on ergeben, dass eine installierte Windleistung in Höhe von 16 GW, welche für das nörd- samt 1.000 e Transmission i abnehmenden achfragedichten. Eine belebende Wirkung auf die Wärmenachfrage haben dagege trotz abnehmender Bevölkerung steigenden Wohnfläch zerstrukturen die Ansprüche an eine sehr hohe bauseitige wärmetechnische Effizienz und den Ausbau der Nah- und Fernwärmeversorgung miteinander in Einklang bringen zu können. 5 . 2 . 5 Ausbau der Netzbetriebsmittel aufgrund vermehrter Leistungstransport- Anforderungen Der sehr hohe Anteil von Windkraft-Leistung erfordert ebenso wie der Import regenerativ erzeugter Elektrizität flankierende Maßnahmen im Bereich des Netzausbaus. Auf der anderen Seite können die Netze aber auch durch die Vielzahl von Stromerzeugern, die verbrauchsnah einspeisen, entlastet werden. Ebenso kann der Einsatz fluktuierender elektrischer Leistungen für die Wasserstoffprodukti zu einer Vergleichmäßigung des Leistungstransportbedarfs und somit zu einer Entlastung der Netze beitragen. Der Windenergieausbau an Land ist in Norddeutschland bereits jetzt schon relativ weit fortgeschritten. Offenbar ist die Kapazitäts-Grenze des – auf eine geringe Lastdichte und die konventionelle Erzeu- gungsstruktur ausgerichteten - Hochspannungs-Verteilungs- und des Übertragungsnetzes in küsten- nahen Regionen schon erreicht, Planungs- und Genehmigungsverfahren für einzelne neue Freilei- tungstrassen, die mit einem zunehmenden Leistungstransportaufkommen aus der Windkraft begrün- det werden, sind bereits im Gange. Eine Studie, die das IEAW 2002 im Auftrag der E.ON Netz GmbH erstellt hat, hat liche Netzgebiet der E.ON Netz GmbH bis 2016 prognostiziert wird, einen Ausbau des Hoch- und Höchstspannungsnetzes innerhalb des E.ON-Nordnetz-Gebietes in der Größenordnung von insge- zusätzlichen Trassen-Kilometern erfordert. Im Gebiet von Vattenfall Europ GmbH liegt dieser Wert bezogen auf eine prognostizierte Windenergieanlagen-Gesamt-Kapazität in Höhe von 8,7 GW bis zum Jahre 2011- ohne Betrachtung der 110-kV-Ebene – bei rund 500 km. Dabe Seite 224 - onen die Netzdichte bisher ver- iert und wird voraussichtlich zur Ausschöpfung der Potenziale aus ökonomischen Gründen auch dort schwerpunktmäßig weiter aus- geb die Küstenländer aus der Von en an- grenzenden Netzgebieten anderer Betreiber, die nicht in o.g. Untersuchung betrachtet worden waren, ebenfall erwarten nimmt die erforderliche Trassenlänge im Verhältnis zur Windenergie-Anlagen-Kapazität überproporti- onal zu (vgl. Luther 2002, Dany et al. 2003 und Abbildung 31). Ein Netzausbau dieser Größenordnung würde einem Zuwachs der bestehenden gesamten Hoch- und Höchstspannungstrassenlänge der Bundesrepublik Deutschland in Höhe von etwa 2,5 % entsprechen. Da sich der Netzausbau auf Nord deutschland und insbesondere auf die Bundesländer Niedersachsen, Schleswig-Holstein und Meck- lenburg-Vorpommern konzentrieren würde, wäre für die Einschätzung der Raumwirksamkeit der Aus- baumaßnahmen zu beachten, dass vor allem in den Küstenregi gleichsweise gering ist und somit dort der Netzausbau eine besondere räumliche Wirkung entfalten kann. Zusätzlich ist dort bereits jetzt die Windenergienutzung konzentr aut werden. Dadurch ergibt sich in der Summe eine erhebliche Belastung für Umgestaltung des Stromversorgungssystems. den Autoren der IAEW-Studie wird außerdem darauf hingewiesen, dass zusätzlich in d s Netzkapazitätsengpässe und damit zusätzlicher Bedarf an neuen Freileitungstrassen zu sein werden (vgl. Dany et al. 2003). Abbildung 31: Winden e rgieent wi c klung und Netzausbau für E.ON Netz Quelle: Luther 2002 Für große Offshore-Windparks ist zusätzlich die Frage der Netzanbindung zu klären. Offshore-Wind- parks mit Leistungen bis in den Gigawatt-Bereich sind aus Sicht der Netzbetreiber als Großkraftwerke zu betrachten und können nur an das Höchstspannungsnetz angeschlossen werden. Dabei müssen die Seekabel, über die die Anlagen an das Verbundnetz angeschlossen werden, das zum großen Teil unter Naturschutz stehende Küstenmeer durchqueren. Da die Windparks nur schrittweise geplant, genehmigt und gebaut werden und eine Vielzahl von Akteuren mit zum Teil gegenläufigen Interessen über einen langen Zeitraum an diesen Prozessen beteiligt sind, besteht erhebliche Unsicherheit dar- Seite 225 über, ob und inwieweit es gelingen kann, die Kabeltrassen zu bündeln und die Bauarbeiten zeitlich zu koordinieren. Für die Netzanbindung müssen sowohl küstennahe Einspeisepunkte mit ausreichender Kapazität als ok- als d cher Kraftwerksleistung küstennah an das Verbundnetz an- mnetzes entstehen 2030 b d im Jahr 2050 82 bis 157 TWh regenerativ erzeugter Strom impor- Bezug auf die Erzeugungszuverlässigkeit sehr unterschiedlich. Es werden Wasserkraft- - r- auch in den betreffenden Netzabschnitten zwischen Einspeisepunkt ins Verbundnetz und Lastpunkt freie Übertragungs-Kapazitäten verfügbar sein. Im Küstenbereich der Nordsee sind zurzeit an den Standorten Brunsbüttel, Bremerhaven, Wilhelmshaven und Leer und an der Ostsee Greifswald und Rostock Einspeisepunkte ins Höchstspannungsnetz zu finden. Zusätzliche potenzielle Einspeise- punkte entstehen, wenn küstennahe Großkraftwerke (z.B. die KKW Unterweser, Krümmel und Br dorf) stillgelegt werden. Für die Netzanbindung von großen Offshore-Windparks bzw. Windpark-Clustern ist zu berücksichti- gen, „dass auf Grund von UCTE-Vereinbarungen pro Netzeinspeisepunkt keine Leistungen größer 3.000 MW eingespeist werden dürfen, da die maximale Reservehaltung bislang auf diesen Wert im europäischen Verbundnetz begrenzt ist“ (Hoppe-Kilpper 2003). Ohne Berücksichtigung der durch die Stilllegung von Großkraftwerken zusätzlich frei werdenden Einspeise- und Transport-Kapazitäten sin damit aktuell maximal 18 GW zusätzli schließbar. Das Ausbauziel der Bundesregierung für die Offshore-Windkraft liegt bei 25 GW bis zum Jahr 2030. Die Regenerativ-Energie-Szenarien sehen für den Zeithorizont 2050 immerhin einen Aus- bau auf bis zu 29 GW im Offshore-Bereich vor. Zusätzliche Anforderungen an die Übertragungs- bzw. Transportkapazität des Stro durch den Import regenerativ erzeugten Stroms zur Deckung der Stromnachfrage in Deutschland. In den Regenerativ-Energie-Szenarien werden beginnend mit dem Jahr 2020 7 bis 52 TWh, im Jahre ereits 28 bis 114 TWh un tiert. Der Ergebnisbericht zu den Szenarien des IER enthält keine näheren Angaben zur geographi- schen und primärenergetischen Herkunft des Importstroms. Es werden lediglich Größenordnungen der erschließbaren Potenziale für den REG-Strom-Import innerhalb der Betrachtungszeitsegmente des Szenarios benannt. Die Möglichkeiten, REG-Importstrom in die deutsche Stromversorgung einzu- binden, sind in Bezug auf die geographische Richtung der Netzeinspeisung, die Leistungs-Charakte- ristik und in potenziale aus Skandinavien und Russland, Windenergie und Biomasse aus europäischen Nachbar- ländern und solarthermischer Strom aus Nordafrika genannt (vgl. IER 2002). Im UBA-NH-Szenario wird zwischen Importstrom aus solarthermischen Kraftwerken, der im Zieljahr 2050 etwa 63 TWh er- reicht und sonstigen Regenerativ-Strom-Importen in Höhe von zusätzlich 20 TWh unterschieden. Sollen Energieströme6, die im Gegensatz zu Brennstoffen nicht oder kaum transportfähig sind, als Primärenergien zur Stromerzeugung genutzt werden, ist der Aufbau zusätzlicher Kapazitäten für den Strom-Ferntransport oft die einzige Möglichkeit, diese Primärenergien verfügbar zu machen. Das heu tige westeuropäische Verbundsystem ist nicht auf den Ferntransport von Strom ausgelegt. Die Übe tragungskapazitäten zwischen den Verbundnetzen der Nachbarstaaten und der Bundesrepublik rei- 6 Windenergie, Solarenergie, Wasserkraft und Geothermie Seite 226 chen bei weitem nicht aus, Stromimporte in einer Größenordnung, wie sie das RRO-2-Szenarios (37 GW im Jahre 2050), zu ermöglichen, selbst wenn unterstellt würde, dass das Verbundnetz in ferner Zukunft ausschließlich für den REG-Leistungstransport genutzt werden würde. Abbildung 32: Anhal ts werte der „Net T ransfer Capacit y “ (NTC) zw i schen Deu tschland un d den Nach barlän d e rn für Werk tage im Som m e r 2000 Quelle: Fritz/Linke 2000 Seit längerem werden Vorschläge diskutiert, abgelegene regenerative Stromerzeugungspotenziale für Regionen mit hoher Stromnachfrage über den Aufbau von zusätzlichen Stromferntransportsystemen zu erschließen. Entsprechende Überlegungen wurden bereits in den frühen 90er Jahren für den Auf- bau eines Ost-West-Hochleistungs-Übertragungssystem von Smolensk über Minsk, Warschau und Berlin nach Borken angestellt (1.800 km Länge, vgl. Abbildung 33). In einer Projektstudie wurde ge- zeigt, dass über das russische Netz ein Anschluss an die Wasserkraftwerke der Wolga erfolgen könn- te und bei weiterem Ausbau der innerrussischen Hochleistungsverbindungen auch an die Was- serkraftwerke in Sibirien mit einer bereits heute installierten Leistung von rund 20 GW, insbesondere an die Wasserkraftwerke Krasnojarskaya/Jenissei (6 GW) und Bratskaya/Angara (5 GW)“ (Haubrich e r 1997). t al. 1994 und Hagenmeye Im Rahmen von Langfrist-Klimaschutzszenarien wird für REG-Strom-Importe nach Deutschland eben- so wie für die Anbindung von Offshore-Windparks der Aufbau von zusätzlichen HGÜ-Systemen disku- tiert (vgl. z.B. Nitsch/Trieb 2000). Zum Teil wird – in Analogie zu dem oben genannten deutsch- russischen Beispielprojekt - vorgeschlagen, solche HGÜ-Leitungen bis in die Lastschwerpunkte inner- halb Deutschlands zu verlängern und erst im unmittelbaren Umfeld von Verdichtungsräumen Überga- bestationen zur Einspeisung in das bestehende HDÜ-Verbundnetz zu installieren. Seite 227 Abbildung 33: Kon z ep t für eine Ost-West-HG Ü-V e rb indung Smolensk-Bo rken Quelle: Haubrich et al. 1994 Dabei stellt sich wieder das Problem des zusätzlichen Freileitungsbaus in dicht besiedelten Regionen. Die großen Übertragungsleistungen und Transport-Entfernungen bedeuten insgesamt einen weitge- - r- e Aussagen zu dem Grad der Netzentlastung und den eventuell sich daraus ergebenden Potenzialen für einen Rückbau von Netzbetriebsmitteln durch die Dezentralisierung und stärkere Verbrauchsnähe der henden Eingriff in die Landschaft. Zwar beanspruchen HGÜ-Transportsysteme bei gleicher Transport- kapazität deutlich weniger Fläche und kommen mit niedrigeren Masten aus als HDÜ-Systeme. Diese spezifisch geringere Raumbeanspruchung wird jedoch durch die verhältnismäßig hohe Übertra- gungsleistung bei großen Transportentfernungen kompensiert. Ebenso wie im Falle der Anbindung großer Offshore-Windparks an das Verbundnetz darf die maxi- male HGÜ-Leistung je Anschlußknoten andererseits einen Grenzwert (im UCTE-Netz etwa 3 GW) nicht überschreiten, weil sonst die Stabilität des Netzes bei Ausfall der HGÜ gefährdet wäre. Bei grö- ßeren HGÜ-Leistungen sind also entsprechend viele, elektrisch voneinander unabhängige Anschluss knoten erforderlich (vgl. Häußler 2002). Daher wird man zur Erhöhung der Versorgungssicherheit vo zugsweise mehrere Leitungen parallel führen und abschnittsweise vermaschen (Nitsch/Trieb 2000). Geht man von einer maximalen Übertragungsleistung pro Trasse in Höhe von 3 GW aus, wären für den Ausbaustand gemäß RRO-2-Szenario im Jahre 2050 mindestens 12 zusätzliche Hochleistungs- Ferntransporttrassen allein für den Anschluss und die Einspeisung des importierten Regenerativ- Stroms in das deutsche Verbundnetz erforderlich. Für den deutlich geringeren Ausbau der Import- Kapazitäten im UBA-NH-Szenario würden obigen Überlegungen entsprechend dagegen nur 5 zusätz- liche HGÜ-Trassen benötigt. Der zusätzliche Trassenbedarf für die heimische Offshore- und Onshore-Windenergieeinspeisung ist in der Größenordnung ohne spezielle Simulationsrechnungen nicht abzuschätzen. Ebenso sind kein Stromerzeugung möglich. Seite 228 Tabelle 111: Vision eines zukü nftigen regenerativ e n Stromv erb unds y s tems Quelle: Czisch 1999 Abbildung 3 4 : Region ale Stromflüsse in nerhalb der Bund esre p u b lik Deutsch land im Szenario UB A-N H für das 205 0 Quelle: Nitsch/Brischke 2002 Seite 229 Auch zur Entlastung der Netze durch die Speicherung von Elektrizität bei der Nutzung der Elektrolyse zur Umwandlung in Wasserstoff können keine quantitativen Angaben gemacht werden. Deutlich wird nur, dass eine netzentlastende Wirkung durch Speicherung erst relativ spät eintreten kann. Im Szena- rio RRO 2 beginnt der großtechnische energiewirtschaftliche Einsatz der Elektrolyse nach 2020, im UBA-NH-Szenario erst nach 2030. Das bedeutet, dass alle Stromerzeuger, die bis nach 2020 bzw. nach 2030 zur Deckung des deutschen Strombedarfs betrieben werden, an das elektrische Netz an- geschlossen werden müssen. Die Strom-Transportkapazitäten müssen in Deutschland mindestens soweit ausgebaut werden, dass diese Leistungen vollständig in das System der Stromversorgung integriert werden können. Seite 230 Spannungs- feld zwischen Energiepolitik und nachhaltiger Raumentwicklung Die Szenario-Analysen haben gezeigt, dass die Umsetzung den Regenerativ-Energie-Szenarien zugrunde liegenden energiepolitischen Ziele und Konzepte in vielfacher Hinsicht räumliche Aspekte berühren. Deutlich ist außerdem geworden, dass die Umsetzung dieser Zielvorstellungen zum Teil in hohem Maße Raumwirkungen entfalten kann. Daher scheint es angebracht, darüber nachzudenken, welche Funktion die Raumplanung bei der Formulierung und Umsetzung energiepolitischer Konzepte in Zukunft übernehmen könnte und sollte. Diese Frage soll abschließend vor dem Hintergrund der mit der vorliegenden Arbeit gewonnenen Erkenntnisse erörtert werden. Raumplaner interessieren sich in erster Linie für die örtlich konkrete Gestalt und für die Gestaltung eines Planungsraumes in seiner Ganzheitlichheit. Dieser Problemwahrnehmung entsprachen die Ziele und Ergebnisse der Szenarienrechnungen, soweit sie publiziert wurden, nicht oder nur sehr wenig. Dies spiegelt zum Teil auch Defizite in der aktuellen energie- und umweltpolitischen Diskussion. Die Aufgabe der Regenerativ-Energie-Szenarien war es, unter der Prämisse, die Vereinbarung zur Been- digung der Stromerzeugung aus Kernenergie umsetzen und dabei das langfristige Klimaschutzziel erfüllen zu müssen, einen technisch realisierbaren und energieökonomisch optimierten zukünftigen Energiemix zu ermitteln. Im Fokus der Analysen und konzeptionellen Ausarbeitungen standen daher eränderungen des Versorgungssystems (also z.B. Veränderungen des Kraft- Gesamtsystem bzw. Stromversorgung) oder raumbezogene Folgewirkungen zu betrachten. Nebenziele wie die Vermeidung von potenziell unerwünschten Raumwirkungen der vorgeschlagenen Infrastruktur-Ausbaukonzepte und von Umsetzungshemmnissen auf der lokalen und regionalen Ebene hatten zum Teil sehr wenig Einfluss auf die Ausgestaltung der Szenarien. Klimaschutzziele sind bislang vor allem auf nationaler und internationaler Ebene diskutiert und verein- bart worden, weshalb auch die energiepolitische Umsetzung in erster Linie dort angesiedelt worden ist. Eine subnational ausdifferenzierte Energie- und Klimaschutzpolitik existiert kaum, verfügt über wenig Einfluss und über kein nennenswertes Instrumentarium zur Umsetzung eigener Ansätze. Die dezentrale Struktur der meisten regenerativen Strom- und Wärmeerzeuger scheint es jedoch zu recht- fertigen, vor allem dezentrale Konzepte zu entwickeln und umzusetzen. Es zeigt sich aber mit zunehmendem Ausbau der regenerativen Stromerzeugung, dass die Vision einer langfristigen regenerativen Vollversorgung zunächst vor allem auch auf nationaler und internati- onaler Ebene einer Planung oder zumindest einer intensiven Steuerung bedarf. Dies wird mittlerweile sowohl von der Elektrizitätswirtschaft als auch von den Interessensverbänden der Offshore-Wind- energie-Anlagen-Betreiber erkannt und in entsprechende fast gleichlautende Forderungen nach einer übergeordneten Planung ungemünzt (vgl. Schneller 2003 und OFW 2003). Gerade auf nationaler Ebene sind Defizite auf der Planungs- und Steuerungsebene erkennbar, die allerdings auch auf feh- lende formalrechtliche Planungs- und Umsetzungskompetenzen verweisen. Wie die Regenerativ-Energie-Szenarien zeigen, erfordert der von der Bundesregierung vor dem Hin- r Kernenergienutzung angestrebte weitere Ausbau der regenerativen 5.3 Einschätzung zukünftiger Aufg aben der Raumplanung im emissionsrelevante V werksmixes und des Kraftwerkseinsatzes), ohne dabei die räumlichen Dimensionen bezogen auf das der Energieversorgung ( tergrund des Ausstiegs aus de Seite 231 Stromerzeugung ein abgestimmtes Gesamtkonzept mit mittel- bis langfristiger zeitlicher Perspektive, das sich auf die folgenden Bereiche erstreckt: • Ausbau eines geeigneten regenerativen Mix von Stromerzeugern in Deutschland sowie in Im- port-Ländern, • Räumlich und zeitliche Koordination der Stilllegung von Wärmekraftwerken (Großkraftwerke) mit dem Zubau von fluktuierenden Anlagen einerseits und steuerbaren Kraftwerken (schnell regelbare verbrauchernahe Einheiten kleiner bis mittlerer Leistungen) im Hinblick auf Re- serve- und Regelfu nktion für die fluktuierende Stromerzeugung andererseits, • Aufbau von internationalen Hochleistungs-Ferntransportverbindungen zur Strom- und Wasser- stoffversorgung in internationaler Kooperation, • Anpassung und Ausbau des Stromnetzes in Deutschland, • Aufbau einer Wasserstoff-Infrastruktur für die Grob- und Feinverteilung und Speicherung in Deutschland. Die regenerative Stromversorgung kann nur sinnvoll funktionieren, wenn einerseits Ansprüche an die Versorgungssicherheit und Netzstabilität erfüllt werden und andererseits der Erzeugungsmix und die Verteilung der Kraftwerksstandorte so optimiert werden, dass möglichst geringe Überkapazitäten ent- stehen, und großräumige Leistungstransporte so weit wie möglich vermieden werden. Im Interesse der übergeordneten energiepolitischen Ziele sollten die Konzepte dabei insgesamt so ausgestaltet werden, dass eine zusätzliche technische Überformung der Landschaft und der Siedlungsräume auf ein Mindestmaß begrenzt wird, da nur auf diese Weise die nötige Akzeptanz auf regionaler und lokaler Ebene zu erreichen ist. Soweit der Ausbau des großräumigen Netzverbundes zum Ausgleich fluktuierender dargebotsabhän- giger Einspeisungen notwendig ist, sollte versucht werden, an anderer Stelle Netzkapazitäten durch eine gezielte Konzentration verbrauchsnaher Einspeisungen einzusparen und zurückzubauen. Dazu sollten z.B. Regionen identifiziert werden, die über eine ausgeglichene Nachfrage- und regenerative Angebotsstruktur verfügen und die sich für den Aufbau einer Stromversorgung eignen, die weitgehend unabhängig von der übergeordneten Netzinfrastruktur funktioniert (vgl. Hoppe-Kilpper et al. 2002). Eine weitere Anforderung besteht darin, den Ausbau regenerativer Wärmekraftwerke so zu gestalten, dass die auszukoppelnde Wärme weitgehend genutzt werden kann. Dazu muss der Ausbau der Wärmeversorgung im Zuge von Sanierungsmaßnahmen im Siedlungsbestand und im Zuge von Sied- lungserweiterungen mit dem Ausbau der regenerativen Stromerzeugung auf regionaler und kommu- naler Ebene koordiniert werden. Durch die breite Förderung regenerativer Netzeinspeisung entstehen Anreize, regenerative Kraft- werkskapazitäten in großem Umfang und mit hoher Geschwindigkeit aufzubauen. Dabei können Eng- pässe in den vom Ausbau besonders betroffenen räumlichen Schwerpunktbereichen des Übertra- gungs- und Verteilungsnetzes entstehen. Andererseits können sich durch die ohnehin geplante Stillle- gung von Wärmekraftwerken Unterauslastungen von Netzbetriebsmitteln ergeben, die unter günstigen Umständen zu einem Ausgleich von Netzüberlastungen genutzt werden könnten. Weiterhin kann der Seite 232 h vo ausgelöst wo folge en Auch bei optimaler räumlicher und zeitlicher Koordination des Ausbaus des Kraftwerksparks werden - p- euarti- gen Erzeugungstechnologien zu entwicklen und zu erproben, bevor der kommerzieller Leistungsbe- - Wenn die großen Potenziale dargebotsabhängiger Stromerzeuger so weit genutzt werden sollen, wie in- r können. Daher bedarf Zubau von Kraftwerkseinheiten, die in ihrer Leistungsabgabe schnell regelbar sind, für einen Aus- gleic n Überlastungen bestimmter Netzabschnitte sorgen, die durch dargebotsabhängige Erzeuger rden sind. Im Normalfall laufen die genannten Prozesse in eher zufälliger Reihen ab, soweit sie von Akteuren, die voneinander unabhängig agieren, unter rein betriebswirtschaftlich Erwägungen gesteuert werden. Die getätigten Investitionen verteilen sich auch räumlich nach den Gesetzmäßigkeiten des Energiemarktes. Im Interesse eines geregelten Ausbaus erneuerbarer Ener- gien wäre zu prüfen, ob und inwieweit die jeweiligen individuellen Planungen der Markt-Akteure im Hinblick auf die Vermeidung von unnötigen und kostenintensiven Netzverstärkungs- und -erweite- rungsinvestitionen zeitlich und räumlich koordiniert und gesteuert werden können. sich bei einem zunehmendem Anteil dargebotsabhängiger Stromerzeuger Netzausbau und –verstär kungsmaßnahmen nicht vermeiden lassen. Insbesondere für den Aufbau der Offshore-Windenergie- nutzung ist es erforderlich, dass die Windpark-Betreiber ihren Strom in das Höchstpannungsverbund- netz einspeisen können und dass dadurch die Netzstabilität zu keinem Zeitpunkt gefährdet wird. Um dieses Ziel zu erreichen und dabei den Ausbau der Offshore-Windenergienutzung nicht unnötig zu behindern, müssen mittel- bis langfristige Netzplanungen erstellt und mit den Ausbauplanungen der Offshore-Windkraftanlagen-Betreiber so weit wie möglich abgestimmt werden. Um die großen Potenziale für eine regenerative Stromerzeugung möglichst weitgehend auszuschö fen, soll zusätzlich ein interkontinentaler Netzverbund aufgebaut werden, damit überschüssige Stro- merzeugungspotenziale aus Regionen mit geringer eigener Stromnachfrage nach Europa exportiert werden können. Um die sehr großen Transportdistanzen zu überwinden, müssen die Territorien zahl- reicher Staaten durchquert werden. Daher ist es sinnvoll, die betroffenen Liefer- und Transitländer in die Planungen rechtzeitig mit einzubeziehen. Zudem ist es erforderlich, die zum großen Teil n trieb aufgenommen werden kann. Innerhalb Deutschlands wird das Leitungssystem als zusätzliches HGÜ-Netz dem bestehenden Höchstspannungs-Übertragungsnetz überlagert werden. Es müssen im bestehenden Übertragungsnetz geeignete Netzknoten definiert werden, an die das HGÜ-Netz ange bunden wird. Für den Netzausbau müssen Trassen und Standorte für Umrichterstationen und sonsti- ge Betriebsmittel planerisch gesichert werden. dies aus klimaschutzpolitischen Gründen für erforderlich gehalten wird, besteht die Gefahr, dass Ü- berschussstrom produziert wird, der ohne eine geeignete Speichertechnolgie und Infrastruktur nicht in das System integriert werden könnte. Mit Hilfe der Wasserstoffelektrolyse kann die Aufgabe der Um- wandlung und Speicherung von Überschussenergie sinnvoll gelöst und gleichzeitig ein universell e setzbarer Sekundärenergieträger geschaffen werden. Elektrolyseure können, eine entsprechende technische Weiterentwicklung vorausgesetzt, in allen Leistungsgrößen gebaut werden und wie zu- sätzliche Verbraucher an strategisch günstigen Netzpunkten platziert werden, um auf diese Weise zu Netzstabilität und/oder zur Vermeidung eines Stromnetzausbaus beitragen zu auch der Aufbau einer Wasserstoff-Infrastruktur einer planerischen Vorbereitung und einer Koordina- Seite 233 tion mit dem Ausbau der regenerativen Stromerzeugung einerseits und dem Ausbau des Stromnetzes andererseits. Die gen chen Zu t von der planenden Verwaltung übernommen werden, weil diese Planungs- komp Planung für den - nung zur Reg des Gemein- wohls etabliert werden kann, die allerdings in der Bundesrepublik Deutschland vom Gesetzgeber bis- lang nic rung kö n einzelnen Netz- oder Kraftwerksbetreibern wah e rtschaft Teilaufgaben ü- bernehmen, wie dies in der Vergangenheit bereits bei der Regelung des Netzzugangs und der Netz- nutz g Allerdings ist darüber hinaus eine Vielzahl unterschiedlicher Akteure mit unterschiedlich sachlich und - - annten Planungs- und Koordinierungsaufgaben können abgesehen von der Frage der fachli- ständigkeit nich etenzen allenfalls auf Landesebene, nicht aber auf der Ebene des Bundes hat. Bundesweite szuständigkeiten sind im deutschen Rechtssystem grundsätzlich nicht vorgesehen, auch nicht Energiesektor. Zwar räumt das EU-Recht die Möglichkeit einer langfristigen staatlichen Pla ulierung des Strommarktes ein, die von den Mitgliedstaaten aus Gründen ht in das Energierecht übernommen wurde. Unter den Bedingungen der Strommarktliberalisie- nnen die genannten Aufgaben auch nicht von de rg nommen werden. Allenfalls könnten die Verbände der Elektrizitätswi un der Fall war. räumlich gegliederter Handlungskompetenz und jeweils eigenen Zielen und Interessen zu berücksich- tigen und einzubinden. Aufgrund der zum Teil erheblichen Raumbedeutsamkeit der Infrastrukturmaß- nahmen ist hier eine Koordination mit der räumlichen Planung auf allen Ebenen von besonderer Be- deutung. Um für die politische Steuerung noch bessere Analyse-Instrumente zu schaffen, sollten zu künftig Energieszenarien raumrelevante infrastrukturelle Aspekte stärker in die Systemanalyse integ rieren. Hierzu bedarf es weitergehender Forschungen, um eine stärkere räumliche Differenzierung im Bereich der Analyse und der Szenarien-Ausgestaltung zu erreichen. Seite 234 EB): Vorwort zu den Energiebilanzen für die Bundesrepublik Deutschland. r s- S. s, H.-P.: Chancen der Windenergienutzung auf hoher s ik. Perspektiven. Berlin o.J. 6 Verzeichnisse 6.1 Literaturverzeichnis Abresch et al. 2000 Abresch, J.-P./Gassner, E./Korff, J. v.: Naturschutz und Braunkohlesanierung. Bundesamt für Naturschutz (Hrsg.). Angewandte Landschaftsökologie Heft 27. Bonn Bad-Go- desberg 2000 AGEB o.J. Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen (AG Berlin o.J. AGFW 2000 AGFW-Studie: Strategien und Technologien einer pluralisti- schen Fern- und Nahwärmeversorgung in einem liberali- sierten Energiemarkt unter besonderer Berücksichtigung de Kraft-Wärme-Kopplung und erneuerbarer Energien. 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Tabelle 4: nd Bruttostromerzeugung in Wärmekraftwerken in der chland 2000......................................................................... 4 Strom nach Verbrauchssektoren in aktuellen ren Energieszena Tabelle 6: r Bundesrepublik Deutschland im Jahre 2050 im ativ-nicht-nuklearen Klimaschutz-Szenarien ....................... 4 werkskapazitäten 2000 – 2050 in den regenerativ zszenarien für di Tabelle 8: Vergleich d rzeugung und des Strommix in aktuellen regenerat earen Energieszenarien (Bundesrepublik Deutschland ersorgung der Bundesrepublik ne KWK-Wärmegutschrift) .................................................. 4 rfs an fossilen Brennstoffen Tabelle 11: Übe ngsintensität im Stromversorgungssystem durch langfri zstrategie und Kernenergieausstieg................................... tschland 2000...................................................................... r Basisdaten für die Berechnung des spezifischen eutsche Kernkraftwerke im Rahmen des Ecoinvent- ) .......................................................................................... rennstoffbereitstellung bezogen auf die kraftwerksparks 2000 ....................... cheninanspruchnahme der Urangewinnung im nvent-Projekt ..................................................................... 6 Tabelle 16: cheninanspruchnahme der Urangewinnung im nvent-Projekt................................................................ cheninanspruchnahme der Uranerzaufbereitung ojekt..................................................................................... 6 onversionskapazitäten weltweit 2000 ................................. nanspruchnahme durch Konversionsanlagen............ 6 äten weltweit 2004 ............................................................... 6 cheninanspruc g von Ura ............................................................................................. 70 Tabelle 2 cheninanspruchnahme durch Anlagen zur ung...................................................................................... me durch Kernkraftwerke in der Bundesrepublik Beispielanlagen ............................................................. 7 cheninanspruchnahme durch nlagen.................................................................................. 75 e für die Stromerzeugung aus Kernenergie in der chland - bezogen auf die durchschnittliche Basis von 32 Betriebsjahren laut Vereinbarung lekraftwerke in der B Tabelle 28: lekraftwerke in der Bundesrepublik Deutschland 2000 ksblöcke......................................... 80 bau stehenden Fläche für den Braunkohlentagebau in der chland 2001......................................................................... 8 Seite 265 Tabelle 30: Durch den Braunkohle Flächen in der Bundes nd: 31.12.2001)......................... 82 Tabelle 31: Förderleistung und en anspruchnahme durch den Braunkohlentagebau 2 Brutto-Leistung und B aufgeteilt nach Revier ...................... 85 Tabelle 33: Flächeninanspruchnahme durch Betriebsgrundstücke von Braunkohlenkraftwerk im Jahre 2000 ......................................................................................................... 85 Tabelle 34: Flächeninanspruchnah lenverstromung in der Bundesrepublik Deuts 86 Tabelle 35: Struktur der Kraftwerk hen Stromversorgung mit Steinkohlen- und Steinkohlenmisch er Bundesrepublik Deutschland 1998 nach Anzahl und Netto-Leis ....... 88 Anzahl und Bruttoleist Stromversorgung auf in der Bundesrepublik ... 88 Tabelle 37: Steinkohlenbergwerke Bundesrepublik Deutschland 2000......................................................................... 89 Importe von Kraftwerk Importländer 2000...... 89 Tabelle 39: Direkte Flächeninansp Steinkohlenkraftwerke in de 91 Flächeninanspruchnah Bahnanlagen bezogen Kraftwerke 2000...................................................................................................... 92 Tabelle 41: Transportaufkommen rks Rostock (509 MWel Netto)........ 93 Flächeninanspruchnah Deutschland 2000................................................................................................... 93 Tabelle 43: Gesamt-Flächeninanspruchnahme durch die Steinkohlenverstromung bezogen auf die Bund 94 Tabelle 44: Referenz-Kraftwerke für di 6 Tabelle 45: Erdgasaufkommen un Deutschland 2000................................................................................................... 97 Tabelle 46: Erdgas-Förderung und Erdgas-Reserven in der Bundesrepublik Deutschland 2001...... Tabelle 47: Erdgasverbrauch, aktuelle Reichweiten im „europ Offshore-Anteil der Erd europäischen Erdgasm 9 Tabelle 49: Flächeninanspruchnah Lieferländern bezogen auf die Importvol Bundesrepublik Deuts 5 Tabelle 50: Das Erdgasnetz der B nach Druckstufen, Betreibergesellschaften und Leitungslängen 2000 .............................................. 106 Tabelle 51: Erdgas-Untertage-Speicher in der Bundesrepublik Deutschland 2001................ 108 Tabelle 52: Flächeninanspruchnahme von Erdgaskraftwerken in der Bundesrepublik Deutschland 2000 (ohne Berücksichtigung von Wärmegutschriften) .................. 114 Tabelle 53: Zusammenstellung der Daten zur Flächeninanspruchnahme durch die Erdgasbereitstellung bezogen auf den Bedarf zur Stromerzeugung in der Bundesrepublik Deutschland des Jahres 2000 .................................................... 116 Tabelle 54: Gesamt-Flächeninanspruchnahme der Erdgasverstromung in der Bundesrepublik Deutschland bezogen auf das Jahr 2000................................... 116 Tabelle 55: Netto-Leistung und Stromerzeugung in Biomasse-Kraftwerken in den Regenerativ-Szenarien der Enquete-Kommission und des UBA für die Jahre 2030 und 2050............................................................................................ 121 Tabelle 56: mit biogenen Brennstoffen befeuerte Stromerzeuger in der Bundesrepublik Deutschland – Stand: Ende 2002......................................................................... 123 Tabelle 57: Entwicklungsperspektiven für Dampfturbinen- Heizkraftwerke und -kraftwerke auf Basis einer biogenen Festbrennstoff-Feuerung .......................... 124 Tabelle 58: Entwicklungsperspektiven für Biogas- Motorheizkraftwerke ................................ 125 ntagebau beanspruchte und wieder nutzbar gemachte republik Deutschland (Sta ergiespezifische Flächenin 001 nach Revieren ............................................................. 84 Tabelle 32: rutto-Stromerzeugung in Braunkohlenkraftwerken en 2003.......................................................... en in der Bundesrepublik Deutschland me durch die Braunkoh chland 2000......................................................................... e der öffentlic feuerung in d tung der Kraftwerke...................................................... Tabelle 36: ung von Kraftwerksblöcken der öffentlichen Basis von Steinkohlen- und Steinkohlen-Mischfeuerung Deutschland 2000............................................................ Bergwerke und Steinkohlen-Förderung in der Tabelle 38: skohlen in die Bundesrepublik Deutschland und ............................................................................................. ruchnahme durch Bergbau bezogen auf den Bedarf der r Bundesrepublik Deutschland 2000 .......................... Tabelle 40: me für den Steinkohlenumschlag in Häfen und auf den Steinkohlenbedarf der deutschen für die Ver- und Entsorgung des Kraftwe ............................................................................................. Tabelle 42: me durch Steinkohlenkraftwerke in der Bundesrepublik esrepublik Deutschland 2000 .............................................. e heutige und zukünftige Erdgasverstromung.............. 9 d Erdgasverbrauch in der Bundesrepublik ............................................................................................. 98 Erdgasförderung sowie Reserven und statische äischen“ Erdgasmarkt......................................................... 99 Tabelle 48: gasbereitstellung nach Förderregionen für den arkt 2001............................................................................ 9 me für die Erdgas-Transportleitungen in den umina für die Versorgung der chland im Jahre 2000........................................................ 10 undesrepublik Deutschland Seite 266 ven für GuD-(Heiz-)Kraftwerke auf Basis .......................................................................................... 126 ................. 126 : : ....... 158 Tabelle 84: Tabelle 89: Tabelle 59: Entwicklungsperspekti von Holzgas ................ Tabelle 60: Entwicklungsperspektiven für Holzgas-Brennstoffzellen..................... Tabelle 61 Beispieldaten für die prognostizierte Technologieentwicklung: Bereitstellung von Strom in Biogas-BHKW bezogen auf Neuanlagen ....... 127 im Jahr 2030 .................................................................................................. Tabelle 62: Beispieldaten für die prognostizierte Technologieentwicklung: Bereitstellung von Strom in Kraftwerken auf Basis von Bioenergieträgern aus festen Biomasse-Rohstoffen bezogen auf Neuanlagen im Jahr 2030 .......... 128 rks Tabelle 63: Basis-Annahmen zur Struktur der Stromerzeugung, des Kraftwerkspa und des Bioenergieträger-Einsatzes für die Stromerzeugung im RRO-2-Szenario des IER für das Jahr 2050 ........................................................ 130 Tabelle 64: Basis-Annahmen zur Struktur der Stromerzeugung, des Kraftwerksparks und des Bioenergieträger-Einsatzes für die Stromerzeugung im ......... 131 UBA-NH-Szenario für das Jahr 2050 .......................................................... Tabelle 65 Technische Biomasse-Festbrennstoff-Potenziale in der Bundesrepublik Deutschland.......................................................................................................... 132 ................. 133 Tabelle 66: Technische Biogas-Potenziale in der Bundesrepublik Deutschland ... Tabelle 67: Heizwerte von Biogas und Biomasse-Rohstoffen bezogen auf die Frischmasse ......................................................................................................... 133 Tabelle 68: Verbrauch von Biogas und Biomasse-Rohstoffen zur Stromerzeugung gemäß Szenario RRO 2 für das Jahr 2050 in natürlichen Mengen ..................... 134 Tabelle 69: Verbrauch von Biogas und Biomasse-Rohstoffen zur Stromerzeugung gemäß UBA-NH-Szenario für das Jahr 2050 in natürlichen Mengen .................. 135 .......... 136 Tabelle 70: Energiepflanzen-Flächenerträge für die Biogas-Produktion....................... Tabelle 71: Energiepflanzen-Flächenerträge für die Festbrennstoff-Produktion .................... 137 Tabelle 72: Prognose-Daten zur Strom-Bereitstellungskette für ein 300 kW-MCFC- ......... 143 Brennstoffzellen-BHKW bezogen auf das Jahr 2030 .................................. Tabelle 73: Flächeninanspruchnahme für die Strombereitstellung durch ein 300-kW-Holzgas-MCFC-Brennstoffzellen-BHKW (Stand der Technik: .......................... 144 Prognose 2030) .......................................................................... Tabelle 74: Prognose-Daten zur Strom-Bereitstellungskette für ein 100 kW-Biogas-Motor- BHKW mit einer landwirtschaftlichen Biogasanlage bezogen auf das Jahr 2030 ....................................................................................................... 147 Tabelle 75: Prognose-Daten zur Strom-Bereitstellungskette für ein 800 kW-Holz-Dampfmotor-HKW bezogen auf das Jahr 2030.............................. 148 Tabelle 76: Flächeninanspruchnahme für die Strombereitstellung durch ein 800-kW-Holz-Dampfmotor-Heizkraftwerk auf Basis von Holz aus Kurzumtriebsplantagen (Stand der Technik: Prognose 2030) ............................. 149 Tabelle 77: Prognose-Daten zur Strom-Bereitstellungskette für ein 50 MW-Holzgas-GuD-HKW bezogen auf das Jahr 2030 ..................................... 150 Tabelle 78: Flächeninanspruchnahme für die Strombereitstellung durch ein 50-MW-Holzgas-GuD-Heizkraftwerk auf Basis von Holz aus Kurzumtriebsplantagen (Stand der Technik: Prognose 2030) ............................. 151 d am Tabelle 79: Stand des Windenergieausbaus in der Bundesrepublik Deutschlan 31.12.2003............................................................................................................ 153 ........... 154 Tabelle 80: Windenergie-Anlagen im RRO-2-Szenario des IER im Jahre 2050.......... Tabelle 81: Windenergie-Anlagen im UBA-NH-Szenario im Jahre 2050................................ 155 hwindigkeits-klassen Tabelle 82: Flächenanteile in den Bundesländern nach Windgesc bezogen auf 10 m über Grund (Bundesrepublik Deutschland = 100 %).............. 156 Tabelle 83: Technische Onshore-Windenergie-Leistungspotenziale und Potenzialausschöpfung nach Bundesländern ............................................... Flächenspezifische Leistung und Aufstelldichte von Windenergieanlagen nach Bundesländern am 31.12.2002.................................................................... 159 Tabelle 85: Vergleich der Potenzial-Berechnungen zur Onshore-Windenergienutzung in Sachsen-Anhalt .................................................................................................... 160 Tabelle 86: Vergleich zweier Studien zur Onshore-Windenergie-Potenzialermittlung für Baden-Württemberg und Niedersachsen........................................................ 161 5 Tabelle 87: Onshore-Windenergie-Ausbau im RRO-2-Szenario ............................................ 16 Tabelle 88: Technische Photovoltaik-Potenziale in der Bundesrepublik Deutschland ........... 174 Stand der Photovoltaik-Nutzung in der Bundesrepublik Deutschland 2001......... 175 Seite 267 Tabelle 90: Flächeninanspruchnahme für Photovoltaik-Großkraftwerke in einstrahlungsreichen Regionen bezogen auf den prognostizierten Stand der Technik für das Jahr 2020 ................................................................................ Flächeninanspruchnahme für Parabolrinnen-Kraftwerke in einstrahlungsreichen .... 178 Tabelle 91: ahlungsreichen zur 187 Tabelle 95: 192 Tabelle 96: ............... 193 Tabelle 97: BR 196 Tabelle 98: ..................... 198 Tabelle 101: ile ublik .............. 201 Tabelle 104: ............... 204 Tabelle 105: ........ 213 Tabelle 108: der r .................. 228 Regionen bezogen auf den prognostizierten Stand der Technik für das Jahr 2020.............................................................................................................. 179 Tabelle 92: Flächeninanspruchnahme für Solarturm-Kraftwerke in einstr Regionen bezogen auf den prognostizierten Stand der Technik für das Jahr 2020.............................................................................................................. 180 Tabelle 93: Räumliche Verteilung und Angebotsdichte der technischen Potenziale geothermischen Stromerzeugung in der Bundesrepublik Deutschland ............... 185 Tabelle 94: Flächeninanspruchnahme durch die geothermische Stromerzeugung am Beispiel eines 4,8 MWel-Kalina Kreislauf-Kraftwerks........................................... Zusammenstellung der Daten zur Flächeninanspruchnahme für die Bereitstellung von Brennstoffen zur Stromerzeugung - bezogen auf den Bedarf der Bundesrepublik Deutschland 2000.............................................. Anzahl, Netto-Leistung und mittlere Anlagenkapazität aller Stromerzeugsanlagen in der Bundesrepublik Deutschland 2000 ......... Prozentuale Aufteilung der Kraftwerksnettoleistung auf Regions-Grundtypen und zusammengefasste Kreistypen in der räumlichen Gliederung nach B (Stand: 1996; Kraftwerke der öffentlichen Versorgung mit einer Nettoleistung von mehr als 1 MW; ohne Windenergieanlagen) ........................... Verteilung der Kraftwerks-Nettoleistung auf Kreistypen in der räumlichen Gliederung nach BBR (Stand: 1996; Kraftwerke der öffentlichen Versorgung mit einer Nettoleistung von mehr als 1 MW; ohne Windenergieanlagen)............................................................................................ 196 Tabelle 99: Anzahl und kumulierte Netto-Leistung nach Leistungsklassen und Standorten der Kraftwerke gegliedert nach Kreistypen (Stand: 1996; Kraftwerke der öffentlichen Versorgung mit einer Nettoleistung von mehr als 1 MW; ohne Windenergieanlagen) ................................................................. 197 Tabelle 100: Anzahl und kumulierte Netto-Leistung nach Leistungsklassen und Standorten der Heizkraftwerke gegliedert nach Kreistypen (Stand: 1996; Heizkraftwerke der öffentlichen Versorgung mit einer Nettoleistung von mehr als 1 MW; ohne Windenergieanlagen) ................................... Zusammenstellung der Daten zur Flächeninanspruchnahme für die Stromerzeugung in fossilen und nuklearen Kraftwerken*) - bezogen auf den Bedarf der Bundesrepublik Deutschland 2000......................... 198 Tabelle 102: Stromkreislänge und Trassenlänge von Freileitungen im Hoch- und Höchstspannungsnetz der Bundesrepublik Deutschland (Stand: 1998).............. 200 Tabelle 103: Gesamtflächeninanspruchnahme für die Strombereitstellung durch foss und nukleare Wärmekraftwerke inkl. Brennstoffbereitstellung und Reststoffentsorgung bezogen auf den Stromverbrauch der Bundesrep Deutschland im Jahre 2000.................................................................... Kraftwerke in Hamburg und im Hamburger Umland (Daten zur Stromerzeugung: 1996) ......................................................................... Freileitungen und Kabel im Netzgebiet der Hamburgischen Elektrizitätswerke AG (HEW); (Stand: 1998)........................................................ 204 Tabelle 106: Wichtigste Erdgasfelder („supergiants“) im Europäischen Erdgasmarkt und Nahen Osten.................................................................................................. 210 Tabelle 107: Lastdeckung und Kraftwerksauslastung in ausgewählten Langfrist- Klimaschutz-Szenarien (2050) ..................................................................... Anzahl, Netto-Leistung und mittlere Anlagenkapazität aller Stromerzeugungsanlagen in den ausgewählten Regenerativ-Energie- Szenarien im Jahr 2050........................................................................................ 215 Tabelle 109: Leistungspotenziale zur regenerativen Stromerzeugung auf der Fläche Bundesrepublik Deutschland bezogen auf die jeweilige Gesamtfläche de Bundesländer........................................................................................................ 218 Tabelle 110: Vergleich verschiedener Optionen für die Nutzung von Freiflächen bzw. landwirtschaftlichen Nutzflächen zur Stromerzeugung ........................................ 221 Tabelle 111: Vision eines zukünftigen regenerativen Stromverbundsystems......... Seite 268 bildu wie nd . ......... 33 Abbildung 5: . . . : : . ................ 44 Abbildung 14: : ... 55 Abbildung 17: : : des um-Grundfläche : : : : 2 : : : : 6.3 Ab ng sverzeich nis Abbildung 1 Ablaufschema für die Raumanalyse von Energiesystemen................................... 27 : Abbildung 2 Entwicklung des Bruttoinlandsprodukts, des Bruttostromverbrauchs so der gesamtwirtschaftlichen Strom- und Energieintensität in Deutschland 1990 - 2000............................................................................................................. 31 Abbildung 3: Entwicklung des Brutto-Stromverbrauchs in der Bundesrepublik Deutschla 1991 bis 2000 ....................................................................................................... . 32 Entwicklung des Kraftwerkskapazitäten nach Einsatzenergien Abbildung 4: 1990 bis 2000 ................................................................................................ Entwicklung der regenerativen Stromerzeugungskapazitäten in der .......... 34 Bundesrepublik Deutschland 1990 bis 2000 ................................................ Abbildung 6: Entwicklung der regenerativen Stromerzeugung in der Bundesrepublik Deutschland 1990 bis 2000 .................................................................................. . 35 Struktur der Bruttostromerzeugung nach Einsatzenergien in Abbildung 7: Deutschland 2000................................................................................................. . 36 Stromim- und –exporte in der Bundesrepublik Deutschland 1991 - 2000.............. 36Abbildung 8: undesrepublik Abbildung 9: Entwicklung des Brennstoffeinsatzes in Wärmekraftwerken in der B Deutschland 1995 – 2000 nach Brennstoffenergie .............................................. . 37 Anteile der Energieträger am Brennstoffenergieeinsatz in Wärmekraftwerken der Abbildung 10: Bundesrepublik Deutschland 2000 (Kernenergie berechnet nach der Wirkungsgadmethode)............................................................................................ 38 Abbildung 11 Endenergieverbrauch Strom, Wirtschaftswachstum und Stromintensität im Referenzenergie-Szenario der Enquete-Kommission „Nachhaltige Energieversorgung“ ................................................................................................ 41 Abbildung 1 Entwicklung des Netto-Stromverbrauchs im Szenario RRO des Wuppertal-Instituts2 .............................................................................................................................. . 43 Entwicklung des Netto-Stromverbrauchs im Szenario UBA-NH des DLR und des Abbildung 13: Wuppertal-Instituts.................................................................................. Entwicklung des Netto-Stromverbrauchs im Szenario RRO des IER .................... 45 Entwicklung des Netto-Stromverbrauchs im Szenario RRO 2 des IER ................. 45 Abbildung 15: Abbildung 16 Prozesskette der Kernenergienutzung zur Stromerzeugung .............................. Anteile von Uranförderländern an der Versorgung deutscher Kernkraftwerke für die Jahre 1999 - 2003................................................................................................... 60 Abbildung 18 Lageplan des Werksgeländes der Tagebaumine Key Lake, Saskatchewan, Kanada ......................... 61 ....................................................................................................... Abbildung 19 Zeitplan für die gemeinsame Umsiedlung dreier Dörfer im Bereich Braunkohlentagebaus Garzweiler II ....................................................................... 84 Stellfläche von BHKW-Modulen bezogen auf die elektrische Modul-Leistung Abbildung 20: (Stand: 2001) ........................................................................................................ 112 Leistungsspezifischer Flächenbedarf von Biogas-Anlagen nach Herstellerangaben Abbildung 21: mit Zuschlag für Abstandsflächen zur Bestimmung der Aufstellra nach Hanusa (Stand: 2000).................................................................................. 146 g und die Abbildung 22 Flächenverhältnisse für die Brennstoffgewinnung, die Energieumwandlun Wärmeversorgung am Beispiel der Wärme-Auskopplung aus einem Holzgas- BHKW ................................................................................................................... 152 Abbildung 2 Windpark-Konfiguration bei Standorten ohne eindeutige Haupt-Windrichtung.... 1633 lagen-Abbildung 24 Abhängigkeit des Rotordurchmessers von Windenergieanlagen von der An Kapazität............................................................................................................... 164 it von der WEA-Abbildung 25 Windpark-Gesamtleistung und Anlagenanzahl in Abhängigke Einzel-Kapazität bei einer vorgegebenen Windpark-Gesamtfläche von 1 km und ........ 164 einem Abstandsfaktor in Höhe des 6-fachen Rotordurchmessers............... Abbildung 26 Verteilung der Kraftwerkskapazitäten auf die Bundesländer nach Einsatzenergien lle und 2000 (alle Kapazitätsklassen, allgemeine Stromversorgung, DBAG, industrie sonstige Eigenerzeuger)....................................................................................... 194 ik Abbildung 27 Entwicklung der Stromkreislängen von Freileitungen in der Bundesrepubl Deutschland 1991 bis 1998 .................................................................................. 200 Abbildung 28 Installierte Nettoleistung in Kraftwerken der öffentlichen Versorgung aggregiert auf der Ebene der Gemeinden (Stand: 1996; Kraftwerke mit einer Nettoleistung von mehr als 1 MW; ohne Windenergieanlagen) ........................................................ 202 Abbildung 29 Stromversorgung Hamburgs Anfang der 1990er Jahre ....................................... 203 Seite 269 Abbildung 30 Verteilung der Windenergie-Kapazitäten (Stand: April 2003; ang Gemeinde) ......................................................................................................... Windenergieentwicklung und Netzausbau für E.ON Netz.................................... 224 : egeben in MW pro ... 217 Abbildung 31: : ........... 226 Abbildung 33: : ........... 228 Abbildung 32 Anhaltswerte der „Net Transfer Capacity“ (NTC) zwischen Deutschland und den Nachbarländern für Werktage im Sommer 2000....................................... Konzept für eine Ost-West-HGÜ-Verbindung Smolensk-Borken......................... 227 Abbildung 34 Regionale Stromflüsse innerhalb der Bundesrepublik Deutschland im Szenario UBA-NH für das 2050................................................................................ Seite 270 ATW ge- DN ges GRZ HGÜ HKW IE 6.4 Abkürzungsverzeichnis AC alternate current (Wechselstrom) Atomwirtschaft BHKW Blockheizkraftwerk BMWi Bundesministerium für Wirtschaft (und Arbeit) BIP Bruttoinlandsprodukt, eine Jahreszahl im Index (z.B. BIP1995) bezieht sich auf den Geldwert des Bruttoinlandsprodukt-Betrages zum an gebenen Stichjahr BZ Brennstoffzelle DBAG Deutsche Bahn AG DC direct current (Gleichstrom) DEWI Deutsches Windenergie-Institut Normdurchmesser in mm el elektrisch, Index für Energie- und Leistungsgrößen (z.B. GWhel oder MWel als Einheit für elektrische Arbeit bzw. für elektrische Leistung) Erdgas H hochkaloriges Erdgas Erdgas L niederkaloriges Erdgas EW Energiewirtschaftliches Institut der Universität Köln Einwohner EWI FFH Flora-Fauna-Habitat FM Frischmasse gesamt; ηges bezeichnet den Gesamtwirkungsgrad von KWK-Anlagen als Summe aus elektrischem und thermischem Wirkungsgrad Grundflächenzahl GVE Großvieheinheit HDÜ Hochspannungs-Drehstrom-Übertragung Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung Heizkraftwerk Hu unterer Heizwert IBA Important Bird Area Institut für Energetik gGmbH Leipzig Seite 271 ISL In Situ Laugung KKW Kernkraftwerk KWK MCFC Molten Carbon Fuel Cell (Schmelzkarbonat-Brennstoffzelle) MOX Mischoxid (Mischung aus Urandioxid und Plutoniumdioxid) MVA Müllverbrennungsanlage, Anlage zur Verbrennung von Mischabfall ORC Organic Rankine Cycle PEMFC proton exchange membrane fuel cell ((Protonenaustausch)-Membran- Brennstoffzelle) PV Photovoltaik REG regenerative Energien Rot Rotor; dRot bezeichnet den Rotordurchmesser einer Windenergiean- lage SM Schwermetall SOFC Solid Oxid Fuel Cell (oxidkeramische Brennstoffzelle) THG Treibhausgas, Synonym für klimawirksame Spurengase TM Trockenmasse UBA Umweltbundesamt UCTE Union for the Coordination of Transmission of Electricity UTA Urantrennarbeit v.F. verwertbare Förderung, als Index zu Masseneinheiten (meist als t v.F. bezogen auf den Steinkohlenbergbau) Vn Normvolumen (bezogen auf Brenngase) WEA Windenergieanlage Kraft-Wärme-Kopplung LNG liquified natural gas (verflüssigtes Erdgas)