(2012-11-14 Regmodharz

RegModHarz-Leitszenarien

Dokumententyp Szenarienbeschreibung

Sichtbarkeit Öffentlich: RegModHarz-Homepage

Arbeitspaket AP 1.1 / AP 2.7.2 / AP 2.7.3

Editor CUBE Engineering (D. Filzek)

Beitragende Beiträge von: CUBE (L. Nicklaus, G. Megersa, J. Meskemper, P. Ritter, D. Filzek) IFF (K. Lipiec, T. Winkler, P.Komarnicki) in.power (K. Oldenbourg , J. Werum) IWES (K.Lesch, D. Kirchner, M. Speckmann, F. Schlögl, Y.M.Saint-Drenan, A. v.Oehsen, P. Hochloff) Uni Kassel (C. Jordaan) Uni Magdeburg (C. Heyde, K. Rudion, M. Powalko) Siemens (M. Winter)

Version V2.2

Letzte Änderung 14.11.2012 (Layout)

Seitenzahl 173

Dateiname RegModHarz-Leitszenariendokument

RegModHarz-Leitszenarien Seite 1 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

INHALTSVERZEICHNIS

1. REGMODHARZ-LEITSZENARIEN IM ÜBERBLICK ...... 4

1.1. EINFÜHRUNG ...... 4 1.2. PARAMETER ...... 5 1.3. DEFINITION DER LEITSZENARIEN ...... 6 1.4. ÜBERSICHT ÜBER PARAMETER UND WERTE ...... 9 1.4.1. Parameter 1: Erneuerbare Energien ...... 9 1.4.2. Parameter 2: KWK und Biomasse ...... 11 1.4.3. Parameter 3: Nettostromerzeugung ...... 14 1.4.4. Parameter 4: Strom- und Gaspreise ...... 14 1.4.5. Parameter 5: Nettostromverbrauch ...... 18 1.4.6. Parameter 6: Jahreshöchstlast ...... 18 1.4.7. Parameter 7: Speicherpotential ...... 19 1.4.8. Parameter 8: Lastverlagerungspotential ...... 20 1.4.9. Parameter 9: Erzeugungsverlagerungspotential ...... 20 1.4.10. Parameter 10: Marktdurchdringung Smart Meter ...... 21 1.4.11. Parameter 11: Marktdurchdringung E-KfZ ...... 21 1.4.12. Parameter 12: Bevölkerungsentwicklung ...... 22 1.4.13. Parameter 13: Netzausbau ...... 23 1.4.14. Parameter 14: IKT-Ausbau ...... 23 1.4.15. Parameter 15: Konventioneller Kraftwerkspark ...... 23 1.4.16. Parameter 16: Lufttemperatur ...... 25 2. HERLEITUNGEN, ANNAHMEN UND DETAILS (LEITSZENARIEN 1&2) ...... 26

2.1. ERNEUERBARE ENERGIEN ...... 26 2.1.1. Erzeugerliste Landkreis Harz ...... 26 2.1.2. Erneuerbare Energien Installierte Leistung / Stromerzeugung ...... 31 2.1.3. Einspeisezeitreihe Lauf-/Speicherwasserkraftwerke ...... 32 2.1.4. Einspeisezeitreihe Wind und PV ...... 35 2.2 KWK-STROMERZEUGUNG UND BIOMASSE -STROMERZEUGUNG ...... 36 2.2.1 Installierte Leistungen und Stromerzeugung 2008 und 2020 ...... 36 2.2.2 Generierung der Einspeisezeitreihen für Biomasse-Anlagen ...... 40 2.2.3 Generierung der Einspeisezeitreihen für fossile KWK Anlagen ...... 41 2.3 NETTOSTROMERZEUGUNG ...... 45 2.4 STROMPREISE UND PREISZEITREIHEN ...... 47 2.4.1 Endkundenpreise Haushaltskunden ...... 47 2.4.2 Endkundenpreise Mittelspannungskunden ...... 54 2.4.3 EEX Day Ahead Spotmarkt – Marktpreise ...... 59 2.4.4 Minutenreservemarkt ...... 61 2.4.5 Ausgleichsenergiepreise ...... 70 2.4.6 Sekundärregelleistung Marktpreise ...... 73 2.4.7 Primärregelleistung Marktpreise ...... 75 2.4.8 EEX-Intradayhandel - Marktpreise ...... 77 2.4.9 Terminmarkt EEX- Marktpreise ...... 78 2.4.10 Gas-Haushaltskundenpreise ...... 80 2.4.11 Gas-Großhandelspreise ...... 82 2.5 STROMVERBRAUCHSWERTE UND -ZEITREIHEN ...... 86 2.6 JAHRESHÖCHSTLAST ...... 93 2.7 SPEICHERPOTENTIAL ...... 96 2.8 LASTVERLAGERUNGSPOTENTIAL ...... 96 2.9 ERZEUGUNGSVERLAGERUNGSPOTENTIAL ...... 102 2.10 MARKTDURCHDRINGUNG SMART METER ...... 104 2.11 MARKTDURCHDRINGUNG E-KFZ ...... 105 2.12 BEVÖLKERUNGSENTWICKLUNG ...... 112 2.12.1 Einwohnerzahlen im Landkreis Harz ...... 112 2.12.2 Gemeinden im Landkreis Harz ...... 114 2.12.3 Postleitzahlen im Landkreis Harz ...... 118 2.12.4 Haushalte im Landkreis Harz in 2008 ...... 119

RegModHarz-Leitszenarien Seite 2 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

2.13 NETZAUSBAU ...... 121 2.14 IKT-AUSBAU ...... 121 2.15 KONVENTIONELLER KRAFTWERKSPARK ...... 124 2.16 LUFTTEMPERATUR ...... 124 3 100%EE-SZENARIO - ANNAHMEN UND FOLGERUNGEN ZU LEITSZENARIO 3 ...... 126

3.1 ANNAHMEN ...... 126 3.1.1 Bereitszustellende Strommenge ...... 126 3.1.2 Teilszenario A: Installierte Leistungen, Jahresenergiemengen und Zeitreihen ...... 127 3.1.3 Teilszenario B: Vernetzung der Infrastrukturen und erweitertes Energiemanagement ...... 133 4 QUELLENVERZEICHNIS ...... 151 5 TABELLEN- UND ABBILDUNGSVERZEICHNIS ...... 161 6 ANHANG 1: KOORDINIERTE ANFRAGE AN DIE EVU ...... 165 7 ANHANG 2: VIERTELSTUNDENZEITREIHEN-ÜBERSICHT ...... 169

RegModHarz-Leitszenarien Seite 3 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

1. RegModHarz-Leitszenarien im Überblick

1.1. Einführung Für RegModHarz wurden Leitszenarien erarbeitet, um den fachübergreifenden Forschungs- arbeiten einen einheitlichen Rahmen zu geben und Kompatibilität der Forschungsergebnisse zu ermöglichen. Anwendung fanden die Leitszenarien im Rahmen von Simulationsrechnun- gen. Hierbei wurden Analysen zur energieeffizienten und wirtschaftlich optimierten Betriebs- führung von Energieanlagen, zu Stromvermarktungsstrategien und zur Auslastung des Stromnetzes durchgeführt. Es wurde eine Auswahl an Szenarien getroffen, die es ermöglicht, Wege in Richtung einer 100%-EE-Versorgung zu skizzieren: • Leitszenario 1: Referenzsituation im Jahr 2008 • Leitszenario 2: Angenommene Situation im Jahr 2020 • Leitszenario 3: Szenario einer 100%-Versorgung mit Erneuerbaren Energien

Das Leitszenariendokument wurde als Arbeits- und Nachschlagewerk von und für die Kon- sortialpartner für den Projektverlauf konzipiert. Die drei Szenarien wurden mit einem Satz an Parametern beschrieben. Das vorliegende Nachschlagewerk enthält je Parameter alle Wer- te, Herleitungen und Statistiken, solange diese nicht im Rahmen anderer Arbeitspakete dokumentiert wurden. Die angegebenen Werte stellen Schätzwerte für die Parameter dar, die als für die Simulationen hinreichend gute Annahmen darstellen sollen. Dementsprechend enthalten die Werte Unsicherheiten und sind als Leitzahlen zu verstehen. Bei der Erstellung des Leitszenariendokumentes handelte es sich um eine Querschnittsauf- gabe im Konsortium, die von CUBE Engineering im Rahmen des Arbeitspakets 1.1, 2.7.1 und AP 2.7.2 koordiniert wurde, um eine einheitliche Datenbasis für die Simulationen zusammen zu stellen. Die inhaltliche Verantwortung für die Parameterwerte, die Erläuterungen und die Quellenangaben liegt bei den Konsortialpartnern, die sie jeweils erarbeitet haben. Zur Harmonisierung der von den unterschiedlichen Konsortialpartnern angegebenen Werte lieferte CUBE in regelmäßigen Abständen Hinweise für notwendige Abstimmungsprozesse und machte auf Unstimmigkeiten aufmerksam, grundsätzlich waren die Konsortialpartner aber selbst für Werte und Abgleiche untereinander verantwortlich. Ein erster Entwurf des Leitszenariendokuments wurde im August 2009 vorgelegt. Daraufhin erfolgte eine gebündelte Anfrage offener Fragen der inhaltlich verantwortlichen Konsortial- partner an die EVU. Am 14./15. September 2009 wurde im Projektrat und beim Konsortial- treffen über die weitere Verfahrensweise beraten und am 9. November 2009 fand ein Work- shop statt, bei dem alle Konsortialpartner einen Einblick in die Parameter und den aktuellen Stand der Werte und deren Herleitungen bekommen konnten. Anregungen zu Ergänzungen, Korrekturen und Anpassungen wurden zusammengetragen. Im Lauf des Jahres 2010 wurden Viertelstunden-Zeitreihen zu Leitszenario 1 und 2 erarbeitet und die Jahressummenwer- te aufgrund neuer Erkenntnisse nochmals angepasst. Zur Finalisierung erfolgte ein Abgleich mit den weiteren verbundenen Dokumenten, die unter Federführung des IWES erstellt wurden: RegModHarz-Erzeugerliste, RegModHarz-Anlagentypenliste sowie Arbeitspaketbericht 1.2 Potentiale zum EE-Ausbau.

RegModHarz-Leitszenarien Seite 4 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Folgende Gruppen von Viertelstunden-Zeitreihen bestehen gemäß den Leitszenarien: a) IST-Zeitreihen 2008 (Leitszenario 1) b) Kurzfrist-Prognose-Zeitreihen 2008 (Leitszenario 1) c) IST-Zeitreihen Ausbaustufe 2020 (Leitszenario 2) d) Kurzfrist-Prognose-Zeitreihen Ausbaustufe 2020 (Leitszenario 2) Die Viertelstundenzeitreihen werden je definierter Anlagengruppe („Anlagencluster“) gemäß der RegModHarz- Anlagentypenliste generiert. Herleitungen und Quellenangaben zu den Zeitreihen befinden sich entweder in dem hier vorliegenden Leitszenarien-Dokument oder in Ergebnisberichten anderer Arbeitspakete (z.B. für Prognosezeitreihen aus AP 2.4). Eine Übersicht befindet sich in der Checkliste im Anhang1.

1.2. Parameter Im Konsortium wurde sich auf die unten stehenden Parameter zur Beschreibung und Defini- tion der Leitszenarien geeinigt. Als Basis für Simultaionsrechnungen wurden im Nachschla- gedokument Werte für Leitszenario 1 (Jahr 2008) und 2 (Annahme für 2020) für die Modell- region Landkreis Harz sowie für das Bundesgebiet Werte beschrieben. Bei Leitszenario 3 (100%EE) dienen die Werte nicht der folgenden Simulation, sondern sind bereits Ergebnis eines Entwicklungsprozesses zum 100%EE-Szenario. In der unten dargestellten Parameter- liste sind jeweils die Konsortialpartner in Klammern genannt, die gemäß der vereinbarten Aufgabenverteilung die Verantwortung für die Parameterwerte tragen und die entsprechenden Annahmen, Herleitungen und Quellenangaben transparent beschreiben, damit die Be- nutzer die Werte beim Simulationen und Modellrechnungen zielgerecht verwenden können. P1) Erneuerbare Energien Installierte Leistung/Stromerzeugung (IWES) P2) KWK und Biomasse Stromerzeugung (CUBE: KWK, IWES: Biomasse) P3) Nettostromerzeugung (CUBE in Zusammenarbeit mit Uni MD) P4) Strom- und Gaspreise (CUBE) P5) Netto- und Bruttostromverbrauch (CUBE in Zusammenarbeit mit Uni MD) P6) Jahreshöchstlast (CUBE in Zusammenarbeit mit Uni MD) P7) Speicherpotential Leistung/Arbeit (IWES mit Zuarbeit von IFF) P8) Lastverlagerungspotential (Uni KS) P9) Erzeugungsverlagerungspotential (IWES in Zusammenarbeit mit CUBE) P10) Marktdurchdringung Smart Meter (in.power) P11) Marktdurchdringung E-KfZ (IFF) P12) Bevölkerungsentwicklung (CUBE) P13) Netzausbau (Uni MD) P14) IKT-Ausbau (Siemens AG) P15) Konventioneller Kraftwerkspark (IWES) P16) Lufttemperatur (CUBE) Die oben dargestellte Nummerierung der Parameter wird konstant im Leitszenarien- Dokument eingehalten.

RegModHarz-Leitszenarien Seite 5 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

1.3. Definition der Leitszenarien Als räumliche Abgrenzung der Modellregion gelten die politischen Grenzen des Landkreises Harz 2. Drei zu unterscheidende Leitszenarien werden betrachtet: • Leitszenario 1: Referenzsituation im Jahr 2008 • Leitszenario 2: EE-Ausbauszenario für das Jahr 2020 • Leitszenario 3: Szenario einer 100%-Versorgung mit Erneuerbaren Energien (EE)

Ergänzend wird das „Technische Maximalszenario der Modellregion“ aufgeführt.

Leitszenario 1 „Referenzsituation im Jahr 2008“ Leitszenario 1 „Referenzsituation im Jahr 2008“ dient der Simulation und modellhaften Be- rechnung gemäß der im Rahmen des Projekts zusammengetragenen Datenbasis für das Jahr 2008. Zukunfts- bzw. Entwicklungsszenarien können sich darauf beziehen und damit verglichen werden. Die Daten sind abgestimmt mit den Daten der RegModHarz-Erzeugerliste für Leitszenario 1 sowie mit der Anlagentypenliste für Leitszenario 1 (siehe Kapitel 1.5). Sämtliche Jahreszah- len und Zeitreihen werden mit Stand Jahr 2008 bzw. 31.12.2008 verwendet. Ausnahmen bilden die große PV-Freilandanlage in Halberstadt sowie die Anzahl der installierten E-KfZ. Erstere ging erst in 2009 ans Netz, es wird aber angenommen, sie sei schon seit 1.1.2008 nach den Bedinungen des EEG 2009 am Netz gewesen. Bei den E-KfZ wird angenommen, die für den Feldtest in 2011 geplante Anzahl sei bereits ab dem 1.1.2008 im Bestand. Für Erzeugungsanlagen, die Referenzfunktion haben und als Anlagencluster beschrieben werden gilt: sollten diese erst im Laufe des Jahres 2008 ans Netz gegangen sein, so wird angenommen, sie seien schon ab dem 1.1.2008 am Netz. Die Erzeugungszeitreihen wurden entsprechend anhand des typischen Einspeiseprofils bis zum Jahresbeginn erweitert.

Leitszenario 2: „EE-Ausbauszenario für das Jahr 2020“ Leitszenario 2 „Situation 2020“ wird verwendet, um das virtuelle Kraftwerk auf eine zukunfts- fähige Anwendung in näherer Zukunft hin zu entwickeln. Dazu werden theoretische Simulati- onen anhand von Abschätzungen von als wahrscheinlich anzunehmenden installierten Leis- tungen erneuerbarer Energien im Jahr 2020 und dazugehöriger Rahmenbedingungen vorgenommen. Dementsprechend handelt es sich bei diesen Werten um Annahmen, nicht um Prognosen. Strompreise werden für 2020 nur sehr eingeschränkt teilweise als Jahreszahlen, nie aber als Stunden- oder Tageszeitreihen angenommen, denn derlei Annahmen wären zu spekulativ und enthielten zu viele unbekannte Eingangsgrößen. Je nach Fragestellung kann es für zeitreihenbasierte wirtschaftliche Vergleichsreichnungen zwischen Leitszenario 1 und 2 kann sinnvoller sein, gezielt einzelne Parameter mittels Sensitivitätsanlalyse zu verändern und die Reaktion darauf auszuwerten.

2 Kennzahlen zur Modellregion wie Bevölkerungszahlen, Postleitzahlen, etc finden sich im Kapitel zu den Herlei- tungen zu Parameter 12 Bevölkerungsentwicklung: Gemeinden im Landkreis Harz mit unter [7]; Postleitzahlen unter [8].

RegModHarz-Leitszenarien Seite 6 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Die Daten für Leitszenario 2 sind abgestimmt mit den Daten in der RegModHarz- Erzeugerliste für Leitszenario 2 (siehe Kapitel 1.5). Zu den Zeitreihen für Leitszenario 2 ist zu sagen, dass diese direkt vergleichbar sein sollen mit den Zeitreihen zu Leitszenario 1. Die Jahre 2008 und 2020 unterscheiden sich hinsichtlich der Wochenenden und Feiertagen. Deshalb erfolgte eine Anpassung des 2020´er-Zeitstempels auf den 2008´er Zeitstempel. Für die Zeitreihen 2020 verwenden wir das Jahr 2008 in seinem Ablauf. Dies bedeutet: Zur Er- rechnung von Annahmezeitreihen für das Jahr 2020 auf Grundlage von Zeitreihen des Jah- res 2008 rechnen wir ausgehend vom 1.1.2008 die Werte für den 1.1.2020, vom 2.1.2008 für den 2.1.2020, usw. Beide Jahre 2008 und 2020 sind Schaltjahr, womit die Übertragung funk- tioniert. Dabei ist zu berücksichtigen, dass die Wochentage verschoben sind. Für Stromver- brauch und Strompreise spielt dies eine entscheidende Rolle. Weiterhin sind Brückentage und Osterfeiertage anders. Bei einer Darstellung eines typischen Wochenverlaufs für das Jahr 2020 ist somit darauf zu achten, dass nicht das reale Datum verwendet werden kann, sondern nur die passenden Wochentage aus 2008 mit Angabe des Monats.

Leitszenario 3: „Szenario einer 100%-Versorgung mit Erneuerbaren Energien (EE)“ Im Rahmen von Leitszenario 3 wurde ein Szenario einer 100%-Versorgung mit Erneuerba- ren Energien (EE) entwickelt und untersucht. Das vom Konsortium zu Beginn formuliertes Ziel bestand in: - Zeitgleiche 100%-EE-Versorgung bezogen auf stundenscharfer Leistungsmittelwerte - Einbindung der Modellregion in das Übertragungsnetz - Aufzeigen eines Weges zur 100%-EE-Stromversorgung Das 100%EE-Szenario dient somit dazu, in Form theoretischer Simulationen darzustellen und zu untersuchen, wie eine „echte“ 100%ige Versorgung mit erneuerbaren Energien aus der regenerativen Modellregion Harz umgesetzt werden könnte, wenn der %-Anteil nicht nur in der Jahresbilanz gerechnet, sondern stundenscharf bilanziert wird. Als zentrale Untersuchungsgegenstände wurden von CUBE und IWES definiert: - die Bedeutung der Einbindung in die überregionale Stromversorgung, - eine denkbare Konstellation installierter Anlagenleistungen in der Modellregion, - Zeitreihenbasierte Simulationen einer denkbaren Umsetzung, - der Speicherbedarf in Abhängigkeit von den Flexibilitäten im System - die aufgrund von Netzkapazitäten gegebenen Grenzen sowie - die Erzielung von Effizienz und Flexibilität im Stromsystem über die Vernetzung der Infrastrukturen Strom-, Wärme- und Gasversorgung. Der dem Leitszenario 3 zugrundeliegende Grundgedanke ist, die Modellregion explizit nicht als Inselnetz zu verstehen, sondern als eine ins Übertragungsnetz eingebundene Region mit hohem Grad an Eigenregelung. In der Simulation werden zwei theoretische Fälle unterschie- den: Eine 100%-EE-Stromversorgung könnte sowohl als Inselsystem (leistungsautark) als auch mit Einbindung in das bundesweite Übertragungsnetz (energieautark) erreicht werden. Durch die Einbindung in das Übertragungsnetz wird zum Einen der überregionale räumliche Ausgleich der fluktuierenden Wind- und PV-Einspeisung ermöglicht, zum Anderen wird das Flächenpotential der ländlich geprägten Modellregion genutzt, um Ballungsräume bedarfsge- recht mitzuversorgen. Auch bedarfsgerechte Stromimporte aus den speziellen Potenzialen anderer Regionen werden möglich. Aus diesem Grund wird nur die energieautarke Versor- gung näher beleuchtet.

RegModHarz-Leitszenarien Seite 7 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Das 100%EE-Szenario wurde bewusst keiner Jahreszahl in der Zukunft zugeordnet, da es eines unter vielen denkbaren Szenarien für eine 100% EE Stromversorgung darstellt und weder mit einer Prognose, noch mit einer Zielvorgabe verbunden ist. 100%-Szenarien kön- nen mit sehr unterschiedlichen installierten Leistungen an Wind- und Solarstromanlagen, die fluktuierend einspeisen, flexibel regelbaren Anlagen und Speichern dargestellt werden. Alle haben sie ihre spezifischen Vor- und Nachteile. Darum ist es nicht sinnvoll, für Leitszenario 3 feste Parameterwerte vorzugeben, so wie dies für Leitszenario 2 erfolgt ist. Im Rahmen des Forschungs- und Simulationsprozesses wurde die Freiheit benötigt, den jeweils aktuellen Kenntnisstand zu nutzen, um die Parameterwerte auf Basis zeitreihenbasierter Simulations- rechnungen zu variieren und ein 100%-Szenario mit besserer Performance zu entwickeln. Dementsprechend haben wir uns im Konsortium dafür entschieden, Annahmen für die wesentlichen Rahmenbedingungen zu treffen und im Verlauf des Projektes genauer spezifizier- te Teilszenarien abzustimmen und zu beschreiben. Die Parameterwerte stellen dann ein wesentliches Ergebnis der Simulationen dar. Nähere Informationen zum 100%EE-Szenario finden sich - hier in Kapitel 3: „Leitszenario 3: 100%EE - Annahmen und Folgerungen“ - Im zentralen RegModHarz-Abschlussbericht, Kapitel 4.3 „Szenarien“ - In der Masterarbeit „Simulation und energiewirtschaftliche Potenzialanalyse für Stromspeicher sowie für den Einsatz von flexiblen Energieanlagen“, Masterarbeit zur Erlangung des akademischen Grades "Master of Science", erarbeitet im Rahmen von RegModHarz

Ergänzende Werte „Technisches Potential der Modellregion“ Ergänzende Werte zum technischen Potential der Modellregion sind abgestimmt mit dem Deliverable zu den Ausbauszenarien aus AP 1.2 (siehe Kap. 1.5). Dabei handelt es sich um Vergleichswerte, die verwendet werden, um die Ergebnisse aus Leitszenario 3 einordnen und absolute obere Grenzen bei der Simulation von Leitszenario 3 abschätzen zu können. Es handelt sich nicht um ein eigenständiges Szenario.

RegModHarz-Leitszenarien Seite 8 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

1.4. Übersicht über Parameter und Werte Bitte beachten: In der folgenden Tabelle sind die Parameterwerte dargestellt, die für die Simulationen als gemeinsame Grundlage dienen sollen. Hinter jedem Wert stehen jeweils Verweise in Klammern . [Zahlen in eckigen Klammern ] verweisen auf Erläuterungen zu den Werten in Kapitel 2. [Buchstaben in eckigen Klammern ] verweisen auf eine zugehörige Literaturquelle in Kapitel 4 Quellenverzeichnis. Die per Zahlen in eckigen Klammern gekennzeichneten Erläuterungen finden sich in Kapitel 2 in demjenigen Unterkapitel, das alle Erläuterungen zu dem jeweiligen Parameter enthält. Beipiel: Herleitungen zu Parameter 1 finden sich in Kapitel 2.1, Herleitungen zu Parameter 2 in Kapitel 2.2: Die Annahme für die installierte Leistung Wind im Landkreis Harz in Leitszenario 2 wird, wie in der Übersichtstabelle unten erichtlich, im Herlei- tungstext unter [3] erläutert. Die Verweisziffer im Text findet sich in Kapitel 2.1 (hier wird weiter verwiesen auf das entsprechende thematische Unterkapitel 2.1.2 „Erneuerbare Energien Installierte Leistung/Stromerzeugung)

1.4.1. Parameter 1: Erneuerbare Energien Zusammenstellung: IWES (Mit Ziffern in eckigen Klammern gekennzeichnete Erläuterungen siehe Kap. 2.1., speziell 2.1.2) Parameter 1 Leitszenario 1 Leitszenario 2 Leitszenario 3 Ergänzend

Erneuerbare Energien Werte zum 31.12.2008 Annahmen zur Installierte Leistung 100 % EE Technisches im Jahr 2020 Potential

bundesweit Landkreis Harz bundesweit Landkreis Harz Landkreis Harz Landkreis Harz

P1) Erneuerbare Ener- gien Installierte Leistung

Gesamt: 38,405 GW 177,70 MW 110,37 GW 366,75 MW 6.942,1 MW P1) ist Teilergebnis Wasser: 4,7 GW [c] 7,20 MW [d] 4,67 GW [g] 8,80 MW [e] der Simulationen und 8,80 MW [e] bildet ein zu spezielles Wind: 23,9 GW [c] 150,57 MW [d] 45,75 GW [g] 248,4 MW [3][e] 5.886,0 MW [e] Szenario ab, dass auf PV: 5,3 GW [c] 10,36 MW [d] 51,75 GW [g]] 89,65 MW [g] seine Qualität für die 946,0 MW [3] 1 Stromversorgung hin Biogas /Biomasse 5,33 GW [f] [5] 9,58 MW [d] [6] 7,9 GW [c] [0] 19,9 MW [3] weitergehend zu un- 101,3 MW [3] …davon Biogas: 5,72 MW [d] 13,7 MW 27,6 MW tersuchen ist. 3,86 MW [d ]. 6,2 MW . 73,7 MW .

RegModHarz-Leitszenarien Seite 9 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Parameter 1 Leitszenario 1 Leitszenario 2 Leitszenario 3 Ergänzend

Erneuerbare Energien Werte zum 31.12.2008 Annahmen zur Installierte Leistung 100 % EE Technisches im Jahr 2020 Potential

bundesweit Landkreis Harz bundesweit Landkreis Harz Landkreis Harz Landkreis Harz …davon Biomasse: 0,00 MW [d] 0,3 GW [c] [0] 0,00 MW [1] 0,00 MW [3} Tiefe Geothermie 0,005 GW [c]

P1) Erneuerbare Ener- gien

Stromerzeugung

P1) ist Teilergebnis Gesamt: 92,95 TWh 383,83 GWh 230,87 TWh 844,66 GWh 13.112,24 GWh der Simulationen und Wasser: 21,3 TWh [c] 22,14 GWh [d] 23,17 TWh [g] 29,10 GWh [e] 2 bildet ein zu spezielles 29,10 GWh [e] Szenario ab, dass auf Wind: 40,4 TWh [c] 310,62 GWh [d] 111,53 TWh [g] 620,4 GWh [3][e] 11.722,0 GWh [e] seine Qualität für die PV: 4,79 TWh [4] [a] 9,82 GWh [d] 43,57 TWh [g] 96,76 GWh [g] Stromversorgung hin 820 GWh [e] weitergehend zu un- Biogas/Biomasse 27,3 TWh [c] 41,25 GWh [d] [6] 50,7TWh [c] [0] 98,4 GWh [3] tersuchen ist. 539,1 GWh [3] …davon Biogas: 31,44 GWh [d] 82,75 GWh 170,6 GWh …davon Biomasse : 9,81 GWh [d] 15,65 GWh 368,5 GWh tiefe Geothermie 0,15 TWh [b] 0,00 GWh [d] 1,9 TWh [c] [0] 0,00 GWh 0,00 GWh [3]

1 900 MW Schrägdach, 46 Flachdach, 3675 MW Freiland 2 Die hier aufgeführte Energiemenge berechnet sich aus dem Ausbaupotential aus [e] von 6,96 GWh und der aktualisierten Bestandsmenge von 22,14 GWh

RegModHarz-Leitszenarien Seite 10 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

1.4.2. Parameter 2: KWK und Biomasse Zusammenstellung: CUBE: KWK; IWES: Biomasse (Mit Ziffern in eckigen Klammern gekennzeichnete Erläuterungen siehe Kap. 2.2., speziell Kap. 2.2.1)

Parameter 2 Leitszenario 1 Leitszenario 2 Leitszenario 3 Ergänzend

KWK + Biomasse Werte zum 31.12.2008 Annahmen zur Installierte Leistung 100 % EE Technisches im Jahr 2020 Potential bundesweit Landkreis Harz bundesweit Landkreis Harz Landkreis Harz Landkreis Harz

P2a) KWK und Biomasse mit Wärmeauskopplung

Energieerzeugung 83,5 TWh [1] 1 118,1 GWh [3] 124 TWh [5] 1 193 GWh [8] 487 GWh [14] P2) ist Teilergebnis Installierte Leistung 23,2 GW [a] [2] 1 22,185 MW [4] [b] 31,2 GW [6] 1 39,1 MW [7] der Simulationen und 101,3 MW [9] bildet ein zu spezielles F o s s i l : Szenario ab, dass auf Installierte Lei stung: 19,3 GW [2] 1 14,41 MW [b] 23,09 MW [6] seine Qualität für die Wird mit regenerativen Kleinst KWK <50 KW 0,77 MW [b] 1,20 MW [6] Stromversorgung hin Anlagen bereitgestellt, Klein KWK 50 -2000 KW 9,03 MW [b] 17,28 MW [6] weitergehend zu un- nicht mit fossiler Groß KWK >2000 KW 4,61 MW [b] 4,61 MW [6] tersuchen ist. Energie- - Stromerzeugung: 83,07 GWh [3] 108,16 GWh [7]

Kleinst KWK <50 KW 3,56 GWh [3] 5,52 GWh [7]

Klein KWK 50 -2000 KW 47,47 GWh [3] 79,51 GWh [7]

Groß KWK >2000 KW 32,04 GWh [3] 23,13 GWh [7]

B i o m a s s e 3,95 GW [11] 1 3,295 MW [12][b] 4,8 GW [11] 1 5,22 MW [12][13] 73,7 MW [14] ohne Bi ogas: Kleinst ≤ 150 KW 0,6 MW 1,04 MW 10,57 MW Klein 150 -500 kW 0,4 MW 0,69 MW 19,52 MW

RegModHarz-Leitszenarien Seite 11 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Parameter 2 Leitszenario 1 Leitszenario 2 Leitszenario 3 Ergänzend

KWK + Biomasse Werte zum 31.12.2008 Annahmen zur Installierte Leistung 100 % EE Technisches im Jahr 2020 Potential bundesweit Landkreis Harz bundesweit Landkreis Harz Landkreis Harz Landkreis Harz Mittel 500-5000 KW 2,29 MW 3,49 MW 43,61 MW Groß 5000 -20000 KW 0 MW 0 MW 0 MW Stromerzeugung 9,65 GWh 15,38 GWh 368,5 GWh Kleinst ≤ 150 KW 1,41 GWh 2,39 GWh 52,85 GWh Klein 150 -500 kW 2,44 GWh 4,14 GWh 97,6 GWh

Mittel 500 -5000 KW 5,8 GWh 8,85 GWh 218,05 GWh Groß 5000 -20000 KW 0 GWh 0 GWh 0 GWh

B i o g a s Installierte Lei stung: 1,44 GW [l] 1 4,49 MW [b] 3,08 GW 1 10,76 MW [13] 21,08 MW [14] Klein ≤ 500 KW 2,35 MW 5,63 MW 10,80 MW Groß 500-5000 KW 2,14 MW 5,13 MW 10,28 MW

P2b) Biomasse und Gru- bengas ohne Wärme- auskopplun g 6,74 GWh [b] 15,81 GWh 52,1 GWh [14] Energieerzeugung 2,108 MW[b] 4,248 MW 6,52 MW Installierte Leistung

G r u b e n g a s 0,308 MW[b ] 0,308 MW [b] 0 0,52 GWh [b] 0,52 GWh [b] 0 B i o m a s s e 0,57 MW 0,99 MW 0 MW ohne Bi ogas: Klein150 -500kW 0, MW 0 MW 0 MW Mittel 500 -5000 kW 0,99 MW 0 MW

RegModHarz-Leitszenarien Seite 12 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Parameter 2 Leitszenario 1 Leitszenario 2 Leitszenario 3 Ergänzend

KWK + Biomasse Werte zum 31.12.2008 Annahmen zur Installierte Leistung 100 % EE Technisches im Jahr 2020 Potential bundesweit Landkreis Harz bundesweit Landkreis Harz Landkreis Harz Landkreis Harz B i o g a s 0,57 MW 2,95 MW 6,52 MW Klein ≤ 500 kW 1,23 MW Groß 500 -5000 kW 1,68 MW 2,12 MW 0,7 MW 1,27 MW 4,4 MW 0,53 MW

1 Für die BRD wurde keine Unterteilung in Anlagen mit bzw. ohne Wärmeauskopplung realisiert, da hier keine Daten vorliegen. Die Summenwerte der BRD beinhalten somit auch Anlagen ohne direkte Wärmeauskopplung ² KWK und Biogas, siehe nähere Erläuterungen

RegModHarz-Leitszenarien Seite 13 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

1.4.3. Parameter 3: Nettostromerzeugung Zusammenstellung: CUBE in Zusammenarbeit mit Uni Magdeburg (Mit Ziffern in eckigen Klammern gekennzeichnete Erläuterungen siehe Kap. 2.3)

Parameter 3 Leitszenario 1 Leitszenario 2 Leitszenario 3 Ergänzend

Nettostromerzeugung Werte zum 31.12.2008 Annahmen zur Installierte Leistung 100 % EE Technisches im Jahr 2020 Potential bundesweit Landkreis Harz bundesweit Landkreis Harz Landkreis Harz Landkreis Harz

P3) Nettostromerzeugung 599 TWh/a (2008) 467 GWh/a 521 TWh/a 824 GWh/a siehe P1 und P2 [b] [1] [a] [2]

1.4.4. Parameter 4: Strom- und Gaspreise Zusammenstellung: CUBE (Mit Ziffern in eckigen Klammern gekennzeichnete Erläuterungen siehe Kap. 2.4) Parameter 4 Leitszenario 1 Leitszenario 2 Leitszenario 3 Ergänzend

P4) Strompreis Haushaltskunden

(brutto/nominal)

Ohne Grundpreis 22 ct/kWh [1] 23 ct/kWh [2] 33 ct/kWh [3] 33 ct/kWh [4] Incl. mittlerem Grundpreis 24 ct/kWh [1] 25 ct/kWh [2] 36 ct/kWh [3] 36 ct/kWh [4]

RegModHarz-Leitszenarien Seite 14 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Parameter 4 Leitszenario 1 Leitszenario 2 Leitszenario 3 Ergänzend

Strom- und Gaspreise Werte zum 31.12.2008 Annahmen zur Installierte Leistung 100 % EE Technisches im Jahr 2020 Potential bundesweit Landkreis Harz bundesweit Landkreis Harz Landkreis Harz Landkreis Harz EEG -Umlage 1,13 ct/kWh [1] 1,13 ct/kWh [1] KWKG -Umlage 0,23 ct/kWh [1] 0,23 ct/kWh [1] Stromsteuer 2,05 ct/kWh [1] 2,05 ct/kWh [1] Konzessionsabgabe 1,79 ct/kWh [1] 1,59 ct/kWh [1] Netznutzung/Messung 5,60 ct/kWh [1] 5,80 ct/kWh [1] P4) Gas-Haush. kunden

(brutto/nominal)

Arbeitspreis bei Abnahme 7,0 ct/kWh [16] Bis 50.000 kWh 7,0 ct/kWh [16] 9,4 ct/kWh [19] 9,4 ct/kWh [19] 6,5 ct/kWh [16] von 50.000-250.000 kWh 6,5 ct/kWh [16] 8,9 ct/kWh [19] 8,9 ct/kWh [19]

P4) Strompreis Mittelspannungskunden

(ohne MWSt./nominal)

< 20 MW h 183 €/MWh [5] 183 €/MWh [6] 234 €/MWh [7] 234 €/MWh [7] 20 MWh – 500 MWh 128 €/MWh [5] 128 €/MWh [6] 164 €/MWh [7] 164 €/MWh [7] 500 MWh -2 GWh 108 €/MWh [5] 108 €/MWh [6] 138 €/MWh [7] 138 €/MWh [7] 2 GWh – 20 GWh 96 €/MWh [5] 96 €/MWh [6] 123 €/MWh [7] 123 €/MWh [7] 20 GWh – 70 GWh 90 €/MWh [5] 90 €/MWh [6] 115 €/MWh [7] 115 €/MWh [7]

P4) Großhandelsstrom- preise EPEX Day-Ahead Wird eine Preisbasis - Phelix Base (Year) 65,83 €/MWh [9] 65,83 €/MWh [9] benötigt, so wird die - Phelix Peak (Year) 85,21 €/MWh [9] 85,21 €/MWh [9] Residuale Last der - Medianpreis (Jahr) 63,31 €/MWh [9] 63,31 €/MWh [9] BRD als im 100%EE- - 5 % Quantil (Jahr) 27,01 €/MWh [9] 27,01 €/MWh [9]

RegModHarz-Leitszenarien Seite 15 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Parameter 4 Leitszenario 1 Leitszenario 2 Leitszenario 3 Ergänzend

Strom- und Gaspreise Werte zum 31.12.2008 Annahmen zur Installierte Leistung 100 % EE Technisches im Jahr 2020 Potential bundesweit Landkreis Harz bundesweit Landkreis Harz Landkreis Harz Landkreis Harz - 95 %-Quantil (Jahr) 117,55 €/MWh [9] 117,55 €/MWh [9] Szenario treibende - Minimum (Jahr) -101,52 €/MWh [9] -101,52 €/MWh [9] Führungsgröße für - Maximum (Jahr) 494,26 €/MWh [9] 494,26 €/MWh [9] den Preis eingesetzt

EPEX-Intraday-Markt - Average P (Mittel 2008) - Low Price (Mittel 2008) 63,52 €/MWh [14] 63,52 €/MWh [14] - High Price (Mittel 2008) 55,24 €/MWh [14] 55,24 €/MWh [14] 71,68 €/MWh [14] 71,68 €/MWh [14] Positive Minutenreserve

- Grenzleistungspreis - mittlerer Leistungspreis 27,52 €/MW [10] 27,52 €/MW [10} - niedrigster Leistungspr 21,35 €/MW [10] 21,35 €/MW [10] - bezuschlagte Leistung. 14,06 €/MW [10] 14,06 €/MW [10] - durchschn. mittlerer 3.204 MW im Mittel 3.204 MW im Mittel Arbeitspreis 233,- €/MWh [10] 233,- €/MWh [10] Negative Minutenreserve

- Grenzleistungspreis

- mittlerer Leistungspreis 13,05 €/MW [10] 13,05 €/MW [10]

- niedrigster Leistungspr 10,40 €/MW [10] 10,40 €/MW [10] - bezuschlagte Leistung 6,82 €/MW [10]l 6,82 €/MW [10]l

- durchschn. mittlerer 1.919 MW im Mittel 1.919 MW im Mittel

Arbeitspreis 0,60 €/MWh [10] 0,60 €/MWh [10]

Ausgleichsenergie

- Mittel der Viertelstunden

- pos. Bedarf (Median) 50,44 €/MWh [11] 50,44 €/MWh [11]

- neg. Bedarf (Median) 160 €/MWh [11] 160 €/MWh [11]

1 €/MWh [11] 1 €/MWh [11] Pos. Sekundärregelung

- mittlerer Leistungspreis:

- Jahresmittel HT

RegModHarz-Leitszenarien Seite 16 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Parameter 4 Leitszenario 1 Leitszenario 2 Leitszenario 3 Ergänzend

Strom- und Gaspreise Werte zum 31.12.2008 Annahmen zur Installierte Leistung 100 % EE Technisches im Jahr 2020 Potential bundesweit Landkreis Harz bundesweit Landkreis Harz Landkreis Harz Landkreis Harz - Jahresmittel NT 5.761 €/MW [12] 5.761 €/MW [12] - bezuschlagte Leistung. 3.477 €/MW [12] 3.477 €/MW [12] 2.983 MW/Monat [12] 2.983 MW/Monat [12] Neg. Sekundärrregelung - mittlerer Leistungspreis: - Jahresmittel HT

- Jahresmittel NT 1.057 €/MW [12] 1.057 €/MW [12] - bezuschlagte Leistung. 3.867 €/MW [12] 3.867 €/MW [12] 2.403 MW/Monat [12] 2.403 MW/Monat [12] Primärregelung - Grenzleistungspreis - mittlerer Leistungspreis 18.876,65 €/MW [13] 18.876,65 €/MW [13]

- niedrigster Leistungspr 14.940,84 €/MW [13] 14.940,84 €/MW [13] - bezuschlagte Leistung. 12.860,17 €/MW [13] 12.860,17 €/MW [13] 664 MW/Monat [13] 664 MW/Monat [13]

P4) Gas-

Haushaltskundenpreise für kleine fossile BHKW

- bis 50.000 kWh 7 ct/kWh [16] 7 ct/kWh [16] 9,4 ct/kWh [19] 9,4 ct/kWh [19] - über 50.000 kWh 6,5 ct/kWh [16] 6,5 ct/kWh [16] 8,9 ct/kWh [19] 8,9 ct/kWh [19]

P4) Gas- 4,72 ct/kWh [16] 4,72 ct/kWh [17] 7,0 ct/kWh [18] 7,0 ct/kWh [18] Großhandelspreis frei incl. Gassteuer incl. Gassteuer incl. Gassteuer incl. Gassteuer KWK-Anlage ohne Umsatzsteuer ohne Umsatzsteuer ohne Umsatzsteuer ohne Umsatzsteuer

RegModHarz-Leitszenarien Seite 17 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

1.4.5. Parameter 5: Nettostromverbrauch Zusammenstellung: CUBE in Zusammenarbeit mit Uni Magdeburg (Mit Ziffern in eckigen Klammern gekennzeichnete Erläuterungen siehe Kap. 2.5) Parameter 5 Leitszenario 1 Leitszenario 2 Leitszenario 3 Ergänzend

Nettostromverbrauch Werte zum 31.12.2008 Annahmen zur Installierte Leistung 100 % EE Technisches im Jahr 2020 Potential bundesweit Landkreis Harz bundesweit Landkreis Harz Landkreis Harz Landkreis Harz

P5) Nettostromverbrauch 496 TWh/a [2] 509 TWh/a [3] kann gleich wie für Jahr ohne Industrie- Eigen- 2020 angenommen produktion werden Wird als Basis für die Ohne E-KfZ 1,245 TWh/a [1] 1,212 TWh/a [4a] Simulationen benötigt Mit E-KfZ ------1,218 TWh/a [4b] und wie 2008 ange-

nommen. Bruttostrombedarf ohne

Industrie- Eigenprodukti- 615 TWh [2b] 631 TWh/a [3b] on 1,264 TWh/a [4a] Ohne E-KfZ 1,298 TWh [1b] 1,271 TWh/a [4b] Mit E-KfZ

1.4.6. Parameter 6: Jahreshöchstlast Zusammenstellung: CUBE in Zusammenarbeit mit Uni Magdeburg (Mit Ziffern in eckigen Klammern gekennzeichnete Erläuterungen siehe Kap. 2.6) P6) Jahreshöchstlast 78,5GW (2007) [a] 211,6 MW [1] Netto- 76,0 GW Wird als Basis für die kann gleich wie für Jahr Ohne E-KfZ stromverbrauch [a] 205,9 MW [2] Simulationen benötigt 2020 angenommen Mit E-KfZ 221 MW Bruttostrom- 206,6 MW [3] und wie 2008 ange- werden (vom Nettostromverbr.) verbrauch nommen.

RegModHarz-Leitszenarien Seite 18 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

1.4.7. Parameter 7: Speicherpotential Zusammenstellung: IWES mit Zuarbeit von IFF (Mit Ziffern in eckigen Klammern gekennzeichnete Erläuterungen siehe Kap. 2.7) Parameter 7 Leitszenario 1 Leitszenario 2 Leitszenario 3 Ergänzend

Speicherpotential Werte zum 31.12.2008 Annahmen zur Installierte Leistung 100 % EE Technisches im Jahr 2020 Potential bundesweit Landkreis Harz bundesweit Landkreis Harz Landkreis Harz Landkreis Harz

P7) Speicherpotential Leistung

P7) ist Ergebnis der Pumpspeicher (PSW) 6.700 MW [d] 80 MW [c] 7.700 MW [b] 80 MW [c] 265 MW [g] Simulationen E-KfZ 5 105,41 MW [1] 0,316 MW[1] 21.082 MW [1] 58,61 MW [1] 3.148,93 MW [4] CAES 290 MW [h] 0 MW 290 MW [2] 0 MW [2] 1 GW [3]

P7) Speicherpotential Arbeit

Pumpspeicher (PSW) 185.000 MWh [d] 616 MWh [c] 198.000 MWh [b] 616 MWh [c] 2042 MWh [g] P7) ist Ergebnis der E-KfZ 1 52,71 MWh [1] 0,158 MWh [1] 10,54 MWh [1] 29,30 MWh [1] Simulationen 1.180,85 MWh [4] CAES 580 MWh [a] 0 MWh 580 MWh [2] [e] [f] 0 MWh [2] [e] [f] 7120 MWh [g]

1 Herleitungen und Literaturangaben siehe Parameter Marktdurchdringung E-KfZ

RegModHarz-Leitszenarien Seite 19 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

1.4.8. Parameter 8: Lastverlagerungspotential Zusammenstellung: Uni Kassel (Mit Ziffern in eckigen Klammern gekennzeichnete Erläuterungen siehe Kap. 2.8) Parameter 8 Leitszenario 1 Leitszenario 2 Leitszenario 3 Ergänzend

Lastverlagerungs- Werte zum 31.12.2008 Annahmen zur Installierte Leistung 100 % EE Technisches potential im Jahr 2020 Potential bundesweit Landkreis Harz bundesweit Landkreis Harz Landkreis Harz Landkreis Harz

P8) Lastverlagerungspo- tential aus [1]: aus [1]: aus [2]: aus [2]: P8) ergibt sich aus Ve rlagerbare Energie speziellen Annahmen Sommer 19.000 GWh 196 GWh 19.170 GWh 180 GWH zum 100%EE- Winter 15.750 GWh 162 GWh 15.590 GWh 149 GWh Szenario Max. Leistungsshift Sommer 17.000 MW 175 MW 17.150 MW 161 MW Winter 9.500 MW 98 MW 9.400 MW 90 MW

1.4.9. Parameter 9: Erzeugungsverlagerungspotential Zusammenstellung: IWES in Zusammenarbeit mit CUBE (Mit Ziffern in eckigen Klammern gekennzeichnete Erläuterungen siehe Kap. 2.9) P9) Erzeugungsverlage- rungs-potential² P9) ergibt sich aus gesamt 27,9 MWh [2] 240,8 MWh [4] speziellen Annahmen 1.621 MWh [5] zum 100%EE- Fossil 15,6 MWh [2] 114,3 MWh [4] 0 MWh [5] Szenario Regenerativ 12,4 MWh [2] 126,5 MWh [4] 1.621 MWh [5]

² KWK und Biogas, siehe nähere Erläuterungen

RegModHarz-Leitszenarien Seite 20 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

1.4.10. Parameter 10: Marktdurchdringung Smart Meter Zusammenstellung: in.power (Mit Ziffern in eckigen Klammern gekennzeichnete Erläuterungen siehe Kap. 2.10) Parameter 10 Leitszenario 1 Leitszenario 2 Leitszenario 3 Ergänzend

Marktdurchdringung Werte zum 31.12.2008 Annahmen zur Installierte Leistung 100 % EE Technisches Smart Meter im Jahr 2020 Potential bundesweit Landkreis Harz bundesweit Landkreis Harz Landkreis Harz Landkreis Harz

P10) Marktdurchdringung 200.000 [1] [a] 0 [3] Smart Meter - Haushalte Wird als 100% angenommen P10) Marktdurchdringung (Gesamtanzahl an 500 (HH+Gewerbe) 22 Mio.[5] [d] 64.500 [6] [e] 129.000 [7] [f] Smart Meter – Zählern: 44 Mio.) [2] [4] [c] HH+Gewerbe [b]

1.4.11. Parameter 11: Marktdurchdringung E-KfZ Zusammenstellung: Fraunhofer IFF (Erläuterungen siehe Kap. 2.11) P11) Marktdurchdringung E-KfZ 1 Wieviel Lastverlage- Stück 5.000 15 1.000.000 2.780 rung unidirektional / 112.022 Speicherung bidirek- Speicherpotential 2[kWh] 52.706 kWh 158 kWh 10.541.250 kWh 29.304 kWh 1.180.851 kWh tional ?? Leistungspotential 3 [MW] 141 MW 0,42 MW 28.110 MW 78,15 MW 2.974 MW

1 Werte für 2012, nicht für 31.12.2008, siehe nähere Erläuterungen 2 Speicherpotential der Elektrofahrzeuge, bei durchschnittlich 15 kWh je Fahrzeug, maximal 75% Batterieausnutzung und 100% Verfügbarkeit aller Fahrzeuge 3 Potential an Lade-/Entladeleistung bei durchschnittlich 15 kWh je Fahrzeug und bei einer Ladung/Entladung mit 2 C (30kW)

RegModHarz-Leitszenarien Seite 21 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

1.4.12. Parameter 12: Bevölkerungsentwicklung Zusammenstellung: CUBE (Mit Ziffern in eckigen Klammern gekennzeichnete Erläuterungen siehe Kap. 2.12) Parameter 12 Leitszenario 1 Leitszenario 2 Leitszenario 3 Ergänzend

Bevölkerungs- Werte zum 31.12.2008 Annahmen zur Installierte Leistung 100 % EE Technisches entwicklung im Jahr 2020 Potential bundesweit Landkreis Harz bundesweit Landkreis Harz Landkreis Harz Landkreis Harz

P12) Bevölkerungs- 82,0 Mio [1] 237.653 [2] 80,7 Mio. [3] 216.000 [4] entwicklung Land Sachsen -Anhalt: m: 116.220

(Einwohnerzahl) 2.381.872 w: 121.433 Wird als Basis für die Im Netzgebiet versorgt : : Simulationen benötigt SW Halberstadt 39.196 [5] 35.625 [6] und wie in Leitszena-

SW Wernigerode 30.704 [5] 27.907 [6] rio 2 angenommen. SW Blankenburg 14.786 [5] 13.439 [6] SW Quedlinburg 21.762 [5] 19.779 [6]

E.ON -Avacon 76.535 [5] 69.562 [6]

Envia -Netz 54.670 [5] 49.689 [6]

Wohnungsbestand 40.057.869 [9] im Landkreis Harz alte Bundesländer 127.398 [9] 31.194.403 [9] Einwohner in 1-Personen-Haushalten 45.817 [9]

2-Pers.HHen 90.240 [9] 3-Pers.HHen 57.969 [9] 4-Pers.HHen 33.467 [9] >=5 -Pers.HHen 10.160 [9]

RegModHarz-Leitszenarien Seite 22 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

1.4.13. Parameter 13: Netzausbau Zusammenstellung: Uni Magdeburg (Mit Ziffern in eckigen Klammern gekennzeichnete Erläuterungen siehe Kap. 2.13) Parameter 13 Leitszenario 1 Leitszenario 2 Leitszenario 3 Ergänzend

Netzausbau Werte zum 31.12.2008 Annahmen zur Installierte Leistung 100 % EE Technisches im Jahr 2020 Potential bundesweit Landkreis Harz bundesweit Landkreis Harz Landkreis Harz Landkreis Harz

P13) Netzausbau Ja [a] Nein [a] Ja [a] Nein [a] P13) ist Ergebnis der Simulationen

1.4.14. Parameter 14: IKT-Ausbau Zusammenstellung: Siemens AG (Mit Ziffern in eckigen Klammern gekennzeichnete Erläuterungen siehe Kap. 2.14) P14) IKT-Ausbau 58% [a] 42% (Sachsen-Anhalt) ~ 90% ~ 80% Wird als 100% ange- 100% [a] nommen

1.4.15. Parameter 15: Konventioneller Kraftwerkspark Zusammenstellung: IWES 1 hierunter auch HKW Müll einschließlich biog. Abfälle 2 nur Erdgas- und Öl-befeuerte BHKW 3 ohne Biomasse (B)HKW (Mit Ziffern in eckigen Klammern gekennzeichnete Erläuterungen siehe Kap. 2.15) Parameter 15 Leitszenario 1 Leitszenario 2 Leitszenario 3 Ergänzend

Konventioneller Kraft- Werte zum 31.12.2008 Annahmen zur Installierte Leistung 100 % EE Technisches im Jahr 2020 Potential

RegModHarz-Leitszenarien Seite 23 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

werkspark bundesweit Landkreis Harz bundesweit Landkreis Harz Landkreis Harz Landkreis Harz

P15) konv. Kraftwerke - installierte Leistung 101,7 GW 0 MW 76,7 GW 0 MW Kond. Kraftwerke 82,4 GW 53,2 GW P15). bleibt bei 0 MW -Steinkohle 21,3 GW 16,6 GW im Landkreis Harz -Braunkohle 19,3 GW 14,9 GW -Erdgas/ Öl/ übrig. Gase 20,9 GW 17,2 GW -Kernenergie 20,9 GW 4,5 GW

Öffentliche, große KWK 1 10,8 GW 12,7 GW 2 Dezentrale KWK 0,7 GW 1,6 GW 3 Industrielle KWK 7,8 GW 9,2 GW

P15) konv. Kraftwerke -Stromerzeugung(brutto) 544,7 TWh/a 0 GWh/a 368,6 TWh/a 0 GWh/a Kond. Kraftwerke 483,8 TWh/a 289,3 TWh/a P15). bleibt bei 0 -Steinkohle 125,7 TWh/a 84,5 TWh/a GWh im Landkreis -Braunkohle 141,0 TWh/a 106,0 TWh/a Harz -Erdgas/ Öl/ übrig. Gase 68,3 TWh/a 65,3 TWh/a -Kernenergie 148,8 TWh/a 33,5 TWh/a

Öffentliche, große KWK 1 32,0 TWh/a 39,0 TWh/a Dezentrale KWK 2 3,7 TWh/a 8,8 TWh/a Industrielle KWK 3 25,2 TWh/a 31,5 TWh/a

RegModHarz-Leitszenarien Seite 24 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

1.4.16. Parameter 16: Lufttemperatur Zusammenstellung: CUBE AG (Mit Ziffern in eckigen Klammern gekennzeichnete Erläuterungen siehe Kap. 2.16) Parameter 16 Leitszenario 1 Leitszenario 2 Leitszenario 3 Ergänzend

Lufttemperaturen Werte zum 31.12.2008 Annahmen zur Installierte Leistung 100 % EE Technisches im Jahr 2020 Potential bundesweit Landkreis Harz bundesweit Landkreis Harz Landkreis Harz Landkreis Harz

P16) Lufttemperatur Jahresmittel Halberstadt 10,39 °C Wird wie in Wird wie in Quedlinburg 9,85 °C Leitszenario 1 Leitszenario 1 Wernigerode 9,09 °C ang enommen. angenommen. Elbingerode 8,17 °C

RegModHarz-Leitszenarien Seite 25 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

2. Herleitungen, Annahmen und Details (Leitszenarien 1&2) Dieses Kapitel ergänzt die Übersicht über die Parameterwerte aus Kapitel 1 um die Herlei- tungen, die getroffenen Annahmen und teilweise weitere Detailwerte. Die Gliederung der Kapitel folgt den Parameter-Nummern, d.h.Erläuterungen zu den Werten von Parameter 1 finden sich in Kapitel 2.1, zu denen von Parameter 2 in Kapitel 2.2, usw.

2.1. Erneuerbare Energien Dieses Kapitel enthält die folgenden Unterkapitel: - 2.1.1 Erzeugerliste (IWES) - 2.1.2 Installierte Leistung und erzeugte Energie (IWES) (hier Verweisziffern aus der Übersichtstabelle in Kapitel 1) - 2.1.3 Einspeisezeitreihe Lauf-/Speicherwasserkraftwerke (CUBE/IWES) - 2.1.4 Einspeisezeitreihe Wind und PV (CUBE/IWES)

2.1.1. Erzeugerliste Landkreis Harz (in den Buchstaben in eckigen Klammen jeweils Quellenverweise) Um eine für alle Projektpartner einheitliche Datenbasis zu schaffen wird eine gemeinsame Liste aller Erzeugungsanlagen in der Modellregion benötigt. Diese soll den aktuellen Stand aller relevanten Erneuerbarer Energie Erzeugungsanlagen im Landkreis Harz (LKH) beinhalten. Dazu wurde als Grundlage die EEG Anlagenstammdatenliste [EL01] verwendet und auf den Landkreis und gemäß dem jeweiligen Arbeitspaket notwendigen Anforderungen erweitert und angepasst. Aufbau und Inhalt In der Erzeugerliste sind alle EEG- und KWK- Anlagen, die sich innerhalb der LKH - Grenzen befinden, aufgelistet. Darüber hinaus wurde zusätzlich die Jahresenergie der konventionellen Erzeuger im LKH mitaufgenommen. Die zusammengetragenen Daten für die zu erstellende Erzeugerliste basieren auf unterschiedlichen Quellen ([EL01] [EL02][EL05] , der Fraunhofer IWES Datenbank, der CUBE Engineering GmbH Datenbank und Informationen durch GeneralWind GmbH & Ko. KG, [EL04] , der Halberstadtwerke, der Stadtwerke Quedlinburg und Wernigerode, sowie [EL06] ). Für die einzelnen Arbeitspakete sollen diese Daten als Ausgangsbasis dienen. - Adresse laut EEG-Anlagenstammdatenliste (PLZ, Ort, Straße) - Anlagenstandort 3 - Installierte Leistung - Spannungsebene - Netzanschlusspunkt [kV] - Datum der Inbetriebnahme - Datum der Stilllegung - Zugehöriger Netzbetreiber - EEG-Anlagenschlüssel - Typbezeichnung

3 Die geographischen Längen- und Breitengrade wurden mittels Adresse bestimmt und anschließend mit Hilfe der „Google-Earth“-Software überprüft. Für die Windanlagen wurde des Weiteren der „Geo- Viewer“ [EL03] zur Hilfe herangezogen, sowie die Datenbank der CUBE Engineering GmbH. Der An- lagenstandort kann von der Adresse laut EEG-Anlagenstammdatenliste abweichen (siehe 0).

RegModHarz-Leitszenarien Seite 26 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

- Spezifischer Datensatz Biogas/-masse (KWK-Anteil, thermische Leistung) - Spezifischer Datensatz Wind (Nabenhöhe, Rotordurchmesser, Rauhigkeitsparame- ter) - Jahresenergie für 2008 - Vergütung für 2008 - Vermiedene Netznutzungsgebühren für 2008 - Volllaststunden für 2008 - Betreiberkontaktdaten (Name, Adresse, Telefon, Email) 4 - Datenquelle (teilweise in einem extra Tabellenblatt mit der Endung „_ref“) Die Jahresenergie wurde zum Teil der EEG Jahresabrechnung [EL02]entnommen, aus Zeit- reihen ermittelt, von der CUBE Engineering GmbH mittels der hauseigenen Software „WindPro“ bestimmt oder nach folgender Formel berechnet: = ⋅ E P D _VLS Dabei steht E für Energie, P für installierte Leistung und D_VLS für durchschnittliche Voll- laststunden im Landkreis Harz. Diese wurde wiederum wie folgt als Näherung bestimmt: ∑ E _ LKH D _VLS = P _ LKH ∑ E_LKH stellt die Energieerzeugung der Anlagen der jeweiligen Energieträgerart (Wind, PV,...) im Landkreis Harz dar, für die die Energieerzeugung angegeben war und P_LKH die zugehörige installierte Leistung. Die Volllaststunden wurden schließlich mittels der angegebenen oder berechneten Jahres- energie und der zugehörigen installierten Leistung berechnet. Fehlerbetrachtung Die Anpassung der EEG-Anlagenstammdatenliste auf die Anforderungen im Landkreis Harz bedarf einer quantitativen Fehlerbetrachtung. Zum Einen sind durch die genauere regionale Betrachtung mittels zusätzlicher Datenbank seitens der CUBE Engineering GmbH und dem Fraunhofer IWES teilweise Unstimmigkeiten in der EEG-Liste selbst aufgetreten und zum Anderen werden einige Werte zu ungenau dargestellt. Unstimmigkeiten sind vor allem bei der Zuweisung des Anlagenstandortes aufgetreten. Die Adresse laut EEG-Anlagenstammdatenliste (PLZ, Ort, Str.) sind nach Prüfung mit den genannten Datenbanken, der „Google-Earth“ - Software und dem „GeoViewer“ [EL03] nicht in jedem Fall die Anlagenstandorte, sondern können zum Teil den Netzanschlusspunkten oder die Betreiberadresse darstellen. Eine ungenaue Darstellung der Werte tritt z.B. bei der Auflistung des Inbetriebnahmedatums auf. So wird hier nur das Jahr in der Form „yyyy“ angegeben, nicht aber der Monat oder Tag („dd.mm.yyyy“). Bei der Zuordnung der Jahresenergie mittels [EL02]bleibt dann ungewiss welchen Zeitraum diese Energiemengenangabe umfasst. Annahmen für die Berechnung der Zeitreihen Das genaue Inbetriebnahmejahr (Darstellung „dd.mm.yyyy“) wird für die Berechnung der Zeitreihen und für die Zuordnung der entsprechenden Vergütung benötigt. Da in einigen Fäl- len diese genaue Angabe fehlte, wurde die Annahme für das Jahr 2008 getroffen, dass alle Anlagen am 01.01.2008 bereits in Betrieb genommen waren. Anlagen, die erst 2009 in Be- trieb genommen wurden, aber hinsichtlich Vergleichbarkeit mit den Feldtests 2011/2012 bzw. dem Leitszenario 2020 eine gesonderte Rolle einnehmen, wurden ebenfalls mit dem Inbetriebnahmedatum 01.01.2008 zurückdatiert. Aufgrund der Vergleichbarkeit wurde für

4 Diese Daten werden gesondert verwaltet und nur bei entsprechendem Bedarf herausgegeben, so dass diese nicht für alle Partner ersichtlich sind.

RegModHarz-Leitszenarien Seite 27 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Anlagen, die innerhalb des Jahres 2008 in Berieb genommen wurden, die gleiche Vorge- hensweise gewählt. Die Inbetriebnahmedaten der KWK Anlagen ≤ 50kW konnten, anhand einer vom BAFA [EL05] bereitgestellten Liste, den einzelnen Anlagen nicht anlagengetreu zugeordnet werden. Die BAFA – Liste beinhaltete Summenwerte der installierten Leistung für einzelne Stan- dorte, während in der Erzeugerliste detailliert jede Einzelanlage pro Standort aufgeführt ist. Da das Datum für die Vergütung relevant ist, wurden die Daten nach dem Zufallsprinzip den einzelnen Anlagen zugeordnet. Graphische Darstellung der EEG - und KWK - Anlagen im Landkreis Harz Für die Darstellung der Anlagenstandorte werden die genauen Koordinaten dieser Anlagen benötigt. Diese wurden basierend auf den Angaben zur Adresse aus der EEG- Anlagenstammdatenliste mit Hilfe eines kml 5 - basierten Programms für eine Abfrage in „GoogleEarth“ extrahiert. Anschließend konnte mit den erhaltenen Angaben bzgl. der Koor- dinaten der einzelnen Anlagen und einem weiteren kml - Programm die geographische Ver- teilung der Anlagen in „Google-Earth“ dargestellt werden. Auf diese Weise konnten dann die Koordinaten überprüft werden, z.B. konnte direkt gesehen werden, ob bei einer gegebenen Koordinate wirklich eine Windenergieanlage steht oder nicht. Da dies teilweise nicht der Fall war, wurden für weitere Nachprüfungen der „GeoViewer“ [EL03] , die Datenbank der CUBE Engineering GmbH und die Datenbank des Fraunhofer IWES herangezogen. Im Falle der Windenergieanlagen, zum Teil auch der Biogas- bzw. Biomasseanlagen und der Wasser- kraftanlagen konnten die Koordinaten auf diese Weise angepasst werden. Die Koordinaten der PV – und KWK – Anlagen basieren hauptsächlich auf den angegebenen Adressen. Die Daten zur Darstellung der Landkreisgrenze in Abbildung wurden durch den Geoservice auf der Homepage des Landesamts für Vermessung und Geoinformation der Landes Sachsen- Anhalt [EL08]bereitgestellt.

5 KML ( Keyhole Markup Language , Keyhole-Auszeichnungssprache) ist eine XML-Syntax und ein Dateiformat zum Modellieren und Speichern geografischer Elemente wie z. B. Punkte, Linien, Bilder, Polygone und Modelle zur Anzeige in Google Earth, Google Maps und anderen Anwendungen (Zitat: [EL07])

RegModHarz-Leitszenarien Seite 28 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Abbildung 2.1.1-1: Geographische Darstellung aller EEG- und KWK- Anlagen im LKH. (Stand der letzten Datenerhebung Juli 2010)

Auswertung Mit Hilfe dieser Erzeugerliste kann nun die gesamte installierte Leistung an EEG- und KWK- Anlagen und deren produzierte Energie des Jahres 2008 bestimmt werden. Die entsprechenden Werte für den jeweiligen Energieträger sind in Tabelle 2.1.1-1: aufgeführt und in Abbildung grafisch dargestellt. Tabelle 2.1.1-1: Installierte Leistung und Jahresenergie 2008 der EEG- und KWK - Anlagen im Landkreis Harz. Installierte Jahresenergie Leistung 2008 LKH LKH [MW] [MWh] Biogas + Biomasse 9,58 32.157,36 KWK incl. Grubengas 14,71 83.584,60 PV 10,36 9.766,12 Wasser 7,20 22.135,48 Wind 150,57 310.625,38

RegModHarz-Leitszenarien Seite 29 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Installierte Leistung [MW] Erzeugte Jahresenergie 2008 EEG- und KWK-Anlagen im LK Harz [MWh] EEG-Anlagen im LK Harz

9.6 14.7 41'091.8

10.4 Bio Bio 83'584.6 7.2 KWK KWK PV PV

Wasser 9'816.7 Wasser Wind 22'135.5 Wind 310'625.4

150.6

Abbildung 2.1.1-2: Darstellung der gesamten installierten Leistung und der Jahresenergie für das Jahr 2008.

RegModHarz-Leitszenarien Seite 30 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

2.1.2. Erneuerbare Energien Installierte Leistung / Stromerzeugung Die Ziffern in der Parameterwerteübersicht in Kapitel 1 verweisen jeweils auf die untenste- hende den Ziffern zugeordneten Erläuterungen: [0] Nach §1 Abs.1 EEG orientieren sich die Fördermaßnahmen der Bundesregierung für den Ausbau der Erneuerbaren Energien an den Klimaschutzzielen. Die Leitstudie [c] orientiert sich ebenfalls an den Klimaschutzzielen, sodass die Zahlen in der Leitstudie dem politisch gewollten Ausbau und somit auch geförderten Ausbau der Erneuerbaren entsprechen. [1] Die regionalen Zuwachsraten orientieren sich an dem prozentualen bundesweiten Zu- wachs, wie er in [c] vorgegeben wird. Anhand der zugebauten Leistung von den Jahren 2000 bis 2008 kann veranschaulicht werden, warum keine regionalen Leistungszuwäch- se ermittelt werden können.

Abbildung 2.1.2-1: Darstellung der PV-Anlagen im LKH zusammengefasst nach ihrer installierten Leistung pro Leistungsklasse und Inbetriebnahmejahr. (siehe auch Arbeitspaket 2.4)

Es ist zu erkennen, dass der Leistungszubau so stark variiert, dass keine sinnvolle Trendlinie abgeschätzt werden kann. [2] Annahme: Volllaststunden (VLS) von 2008 bleiben konstant. Bei der Berechnung der Vollaststunden für die Biomasseanlagen wurde für die Anlage in Falkenstein mit 1,5 MW, die sich auf die Standorte Hoym und Reinstedt aufteilt, 7500 Vollaststunden angenommen, da diese erst im Dezember 2008 in Betrieb gegangen ist. Dadurch erhält man einen wesentlich realistischeren Volllaststundenwert von 4743,54 VLS. [3] Die Wachstumsrate aus [c] kann für Wind nicht übernommen werden, da ansonsten die technischen Potenziale, beschränkt auf Eignungs- und Vorrangflächen, überschritten werden würden. Weshalb hier die technischen Potenziale, beschränkt auf Eignungs- und Vorrangflächen, angegeben werden.

RegModHarz-Leitszenarien Seite 31 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Bei den Biomasseanlagen wurde die Zuwachsrate für Biogasanlagen, Pflanzenölanla- gen sowie der festen-Biomasseanlagen inklusiv Klärgas- und Deponiegasanlagen jeweils einzeln berechnet. Als Referenzwerte für 2008 wurden die aktuelleren Angaben von [f] verwendet. [4] Die bundesweite Jahresenergie 2008 wurde aus einer am IWES berechneten Zeitreihe bestimmt. Dabei lag eine anwachsende installierte Leistung, basierend auf den Werten der „EnergyMap“ [a], zugrunde. [5] inklusiv biogener Anteil des Abfalls, feste flüssige und gasförmige Biomasse, Klärgase, Deponiegase Quelle [f] [6] Zahlen ohne biogenen Anteil des Abfalls. Der biogene Anteil des Abfalls wird zusammen mit dem restlichen Hausmüll außerhalb des Landkreises Harz in Helmstedt in der Müll- verbrennungsanlage Buschhaus verbrannt. Müllmenge 2007: 41295 Mg/a, davon ca 50% biogener Anteil des Abfalls.

2.1.3. Einspeisezeitreihe Lauf-/Speicherwasserkraftwerke Leitszenario 1 / Landkreis Harz Die installierte Leistung aller Lauf- und Speicherwasseranlagen lag im Referenzjahr 2008 bei 7,2 MW. Die hieraus resultierte Einspeisung wurde nach EEG Abrechnungsdaten für das vorgegebene Jahr mit 22,14 GWh [d] beziffert. Für die Generierung der Summeneinspei- sung lagen die realen Einspeisezeitreihen der beiden Laufwasserkraftanlagen in Wernigero- de („Lochmühle“ und „Steinerne Renne“) vor, die als Referenz für die Summeneinspeisung zu Grunde gelegt worden sind. Alle berechneten Zeitreihen werden ausschließlich zur Ab- schätzung und Darstellung der Gesamteinspeisung des LK Harz verwendet. Aufgrund der begrenzten Regelbarkeit dieser Anlagen, der dadurch resultierenden Relevanz für das virtuelle Kraftwerk und fehlender Informationen wurde bei der Generierung der Zeitreihen keine Unterscheidung zwischen Lauf- und Speicherwasseranlagen vorgenommen. Die Zuordnung der Anlagen erfolgte anhand der installierten Leistung der Einzelanlage. Alle Anlagen mit einer installierten Leistung >130 kWel wurden über eine Dreisatzbildung ins Verhältnis zur Einspeisung des Laufwasserkraftwerks „Steinerne Renne“ (320 kWel) gesetzt. Bei einer installierten Leistung <130 kW wurde die Einspeisezeitreihe der Anlage „Lochmühle“ als Grundlage herangezogen. Um einen Überblick über die Einspeisung einer Laufwasserkraft- anlage zu bekommen, zeigt das folgende Diagramm die reale Jahreseinspeisezeitreihe der Referenzanlage „Steinerne Renne“.

Abbildung 2.1.3-1: Einspeisezeitreihe Laufwasserkraftwerk „Steinerne Renne“

RegModHarz-Leitszenarien Seite 32 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Hierbei ist gut zu erkennen, dass in den Sommermonaten nur eine begrenzte Einspeisung vorlag. Aufgrund der unterschiedlichen Auslastung der Einzelanlagen wird ein Korrekturfaktor zur Anpassung der berechneten, zur real erzeugten Energie verwendet. Dieser stellt das Ver- hältnis der Volllaststunden (VLS) der zu betrachtenden Anlagen dar. Die Berechnung der Einspeisezeitreihe wird somit nach folgender Gleichung durchgeführt.

 Einspeisun g ref  VLS Anlage 1  Einspeisun g Anlage 1 =   * Pn Anlage 1 *   Pn ref   VLS ref 

Zur besseren Verständlichkeit zeigt das unten angeführte Beispiel exemplarisch die Berech- nung einer Einspeisezeitreihe für den Zeitraum von einer Stunde.

Referenzanlage: Steinerne Renne (P n=320 kW el ->2951 VLS)

Anlage 1: Wasserkraftanlage Endorf (P n=500 kW el ->2701 VLS) Berechneter Korrekturfaktor:0,915 Datum Uhrzeit Einspeisung Refe- Einspeisung Anlage 1 von/bis renzanlage [kW] [kW]

01.01.2008 00:00 00:15 119 170

01.01.2008 00:15 00:30 120 171

01.01.2008 00:30 00:45 123 176

01.01.2008 00:45 01:00 123 176

Bei Anlagen mit einer hohen Auslastung (> 4500 VLS) wird weiterhin angenommen, dass diese Analgen eine konstante Leistungsabgabe über den gesamten Jahresverlauf (8784h) haben. Das bedeutet, dass diese Anlagen selbst in den Zeiten einspeisen, in denen die Re- ferenzanlage kein Strom erzeugt. Die Anpassung der eingespeisten Energie wird, analog zu allen anderen Anlagen, mit Hilfe des berechneten Korrekturfaktors durchgeführt. Das be- schriebene Verfahren zur Generierung der Einspeisung wird bei der 921 kWel Anlage in Altenbrak und der 43,5 kWel Anlage (besteht real aus einer 11,5 kW und einer 32 kW Anla- ge) in Rübeland angewandt. Die angenommen, permanenten Leistungswerte der Anlagen lagen für Altenbrak bei 370 kW und für Rübeland bei 11,09 kW. Die unten stehende Grafik zeigt am Beispiel der Laufwasserkraftanlage in Rübeland die Vorgehensweise der Zeitrei- hengenerierung. Hierbei wird der ausgefüllte Bereich aufgrund der hohen Auslastung der Anlage als Grunderzeugung definiert, die über den gesamten Zeitraum konstant ist. Die obere Linie hingegen zeigt den abhängigen Teil der Einspeisung.

RegModHarz-Leitszenarien Seite 33 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Abbildung 2.1.3-2: Einspeisezeitreihe Laufwasserkraftwerke „Rübeland“

Leitszenarion 1 / BRD Als Grundlage wurden Abflussdaten des Jahres 2008 von Messstellen in der Nähe aller bekannten Laufwasserkraftwerke größer 1MW nach Giesecke [h] verwendet. Dabei mussten Annahmen getroffen werden, da nicht über alle Wasserkraftanlagen in Deutschland Informationen vorlagen (sondern nur Informationen über ca. 59% der installierten Leistung). Es wurden dabei nur Laufwasserkraftwerke größer 1MW berücksichtigt. Spei- cherwasserkraft mussten mangels Information vernachlässigt werden. Diese machen unge- fähr 10% der installierten Wasserkraftleistung in Deutschland aus und erzeugen auch nur ca. 5% der Jahresenergie. Für die im Rahmen des Projektes RegModHarz verwendete bundesweite Einspeisezeitreihe wurde diese unskalierte Zeitreihe auf die vorgegebene Jahresenergie aus der „Leitstudie 2009“ [c] hochskaliert .

Leitszenario 2 / Landkreis Harz Wie aus der Potentialstudie aus AP 1.2 hervorgeht, können im LK Harz vier weitere Wasser- kraftanlagen, davon eine Laufwasserkraftanlage und 3 Speicherwasseranlagen, installiert werden. Durch den Zubau von 1,594 MW ist eine installierte Leistung im gesamten Landkreis von 8,796 MW realisierbar. Für die Generierung der Zeitreihen wird angenommen, dass die Einspeisung der Wasserkraftanlagen im Vergleich zur Einspeisung im Referenzjahr konstant bleibt. Mögliche Änderung der Niederschlagsmengen und anderer Einflussparameter werden nicht berücksichtigt. Bei den angenommenen Einspeisewerten der neu installierten Anlagen handelt es sich um Schätzungen, die dem Parameter 1 entnommen werden können. In Summe berechnet sich für die Gesamteinspeisung aus Wasserkraft eine Energiemenge von 29.099 MWh. Für die Berechnung der Einspeisezeitreihen wird dieselbe Methodik angewendet, wie sie bereits für die Berechnung der Zeitreihen des Leitszenarios 1 beschrieben wurde. Alle vier Neuanlagen werden ins Verhältnis zur Referenzanlage „Steinerne Renne“ gesetzt. Bei den Anlagen in Wendefurth und Adersleben wird aufgrund der erwarteten hohen Auslastung wiederum eine Grunderzeugung angenommen. Die Höhe der Grunderzeugung wird für die Anlage in Wendefurth mit 230 kW und in Adersleben mit 125 kW festgelegt.

RegModHarz-Leitszenarien Seite 34 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Leitszenario 2 / BRD Die Beschreibung für die Erstellung der Wassererzeugungszeitreihe für die gesamte BRD und für das Jahr 2020 befindet sich unter Kap. 2.1.4 „Einspeisezeitreihe Wind und PV“ unter Abschnitt „Leitszenario 2/ BRD“.

2.1.4. Einspeisezeitreihe Wind und PV Leitszenario 1 / Landkreis Harz Die Beschreibung der Erstellung der Wind- und PV-Einspeisung befindet sich aufgrund vieler Überschneidungen bei der Erstellung der Einspeise-Prognose-Zeitreihen im Ergebnisdoku- ment zu Arbeitspaket 2.4 (Arbeitsdokument 2.4).

Leitszenario 1 / BRD Wind: Bei der Einspeisezeitreihe Windenergie BRD handelt es sich um die im Jahr 2009 auf der Internetseite des BDEW für jedermann frei downloadbare Zeitreihe. Mittlerweile werden ver- gleichbare Zeitreihen auf www. transparency .eex .com veröffentlicht . PV: Die PV - Einspeisezeitreihe BRD 2008 wurde im Rahmen der „BEE – Studie“ [i] erstellt. Im Folgenden wird kurz das verwendete Modell beschrieben. Zur Berechnung der Einstrahlung auf Modulebene wurde erst der diffuse Anteil der Solar- strahlung mit dem Orgill-Hollands Modell (Bofinger et al., 2008) bestimmt. Damit wurde die Einstrahlung auf Modulebene mit dem Modell von Klucher (Schulz et al., 2005) berechnet. Als Modultyp werden Standard-Polykristalline-Module zu Grunde gelegt. Es wurde mit Hilfe der HGB Modell (DWD, 2009) in Abhängigkeit der Einstrahlung auf Modulebene und der Temperatur simuliert. Für den Wechselrichter wurde Standard-Wechselrichter zu Grunde gelegt und mit dem Schmid-Modell (VDI, 2005) simuliert. Für die installierten PV-Anlagen wurden Annahmen zur Struktur des Anlagenparks für das Jahr 2008 getroffen. Dabei wurde eine Aufteilung im Hinblick auf die Ausrichtung, die Instal- lation und die Anlagengröße angenommen. Um die Ausrichtungs- und Neigungsklassen in der Simulationsrechnung zu integrieren wurde eine zweidimensionale Gauß-Verteilung (Azimutwinkel, Neigungswinkel) gebildet (siehe No- mogramm in Bofinger et al., 2008).

Leitszenario 2 / Landkreis Harz Die Erzeugungszeitreihen für das Jahr 2020 von Wind und PV wurden basierend auf vorher- gesagter installierter Leistung und Jahresenergiemenge gemäß Tabelle Fehler! Verweis- quelle konnte nicht gefunden werden. „Fehler! Verweisquelle konnte nicht gefunden werden. “ hochskaliert. Wind: Dabei wurde für die Windzeitreihen der Hochrechungsalgorithmus wie in Arbeitsdokument 2.4 beschrieben verwendet.

RegModHarz-Leitszenarien Seite 35 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Für die Erstellung der Wind - Einspeiseprognose 2020 wird eine Methode zur künstlichen Verbesserung historische Prognosezeitreihen verwendet, die ebenfalls im Bericht zu Ar- beitspaket 2.4 beschrieben wird. PV: Für die PV-Einspeisezeitreihen im Landkreis Harz wurde der Ausbau in der BRD für das Jahr 2020 zugrunde gelegt. Dazu wurde der Zubau inform der installierten Leistung und Jahres- energie (siehe Tabelle 1.4.1) berücksichtigt und Faktoren für den Ausbau der PV – Anlagen gegenüber dem Jahr 2008 bestimmt. Anschließend wurden die Zeitreihen aus 2008 gemäß dem Faktor für die vorgegebene Jahresenergie entsprechend hochskaliert. Dabei blieb die Zeitreihe der Freiflächenanlage in Halberstadt mit 3.8MW installierter Leistung unberücksich- tigt, mit der Annahme, dass diese Anlage die gleiche installierte Leistung und Jahresener- giemenge aufweisen wird. Für die Erstellung der PV - Einspeisprognose 2020 wurde wie für die Einspeiszeitreihen vor- gegangen. D.h. die Prognosezeitreihen 2008 wurden mit dem gleichen Faktor für die vorgegebene Jahresenergie 2020, wie bei der Skalierung der Ist-Einspeisezeitreihen, hochskaliert. Auch hier wurde die Halberstadt - Anlage mit 3.8MW nicht für die Skalierung berücksichtigt.

Leitszenario 2 / BRD Wind, PV und Wasser Im Rahmen der am Fraunhofer IWES erstellten „Leitstudie 2010“ [g] wurden Zeitreihen für die gesamte Stromerzeugung aller Windkraftanlagen, Photovoltaik- und Wasserkraftanlagen in Deutschland für das Jahr 2020 erstellt. Dabei stellen die Zeitreihen die Bruttoerzeugung abzüglich Kraftwerkseigenverbrauch dar, wobei bei der Windenergieerzeugung ein zusätzli- cher Import aus Dänemark berücksichtigt wurde. Des Weiteren basieren die Zeitreihen auf dem Wetterjahr 2008, d.h. die Wetterdaten des Deutschen Wetterdienstes (DWD) aus dem Jahr 2008 dienen hier als Grundlage zur Berechnung der Stromeinspeisung.

2.2 KWK-Stromerzeugung und Biomasse-Stromerzeugung Dieses Kapitel enthält die folgenden Unterkapitel: - 2.2.1 Installierte Leistungen und Stromerzeugung 2008 und 2020 (CUBE/IWES) (Hier Verweisziffern aus der Übersicht in Kapitel 1) - 2.2.2 Generierung der Einspeisezeitreihen für Biogasanlagen (IWES) - 2.2.3 Generierung der Einspeisezeitreihen für fossile KWK-Anlagen (CUBE)

2.2.1 Installierte Leistungen und Stromerzeugung 2008 und 2020 Die Ziffern in der Parameterwerteübersicht in Kapitel 1 verweisen jeweils auf die untenste- hend den Ziffern zugeordneten Erläuterungen (in den Buchstaben jeweils Quellenverweise): [1] Nach der BMU Leitstudie [a] betrug die KWK Stromerzeugung im Jahr 2008 83,5 TWh in Deutschland, was bei einer Bruttostromerzeugung von 614,8 TWh [m] einen Anteil von 13,6 % ergibt. Diese Zahl beinhaltet jegliche im KWK-Konzept betriebenen Anlagen, unabhängig von Technik und Brennstoff. Diese Annahme deckt sich mit den Aussagen der dena-Studie [c] und den Daten des Eurostat [e] und wird somit für das Jahr 2008 fortgeschrieben. [2] Laut BMU Leitstudie 2009 [a] beträgt die installierte Leistung fossiler KWK Anlagen 19,3 GW.

RegModHarz-Leitszenarien Seite 36 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

[3] Für die KWK-Erzeugung in der Region Harz liegen keine ausführlichen Untersuchungen vor. Die Stromerzeugung im Harz durch regenerative KWK Anlagen wird der Erzeugerliste [b] entnommen. Fehlende Erzeugungsdaten wurden durch Multiplikation der installierten Leistung mit einer durchschnittlichen Volllaststundenzahl, die nach Anlagentyp und Leis- tungsklasse variieren kann, berechnet. Bei fossilen KWK Anlagen kleiner 50 kW wurde eine durchschnittliche Volllaststundenzahl von 5000h pro Jahr angenommen. Biogas- und Bio- masseanlagen ohne direkte Wärmeauskopplung werden bei der Summenbildung der KWK Erzeugung nicht berücksichtigt. [4] In der Harz Region liegt der regenerative Anteil der gesamten installierten KWK Leistung inklusive der Klärgasanlage in Halberstadt im Jahre 2008 bei 35,1%. [5] Die BMU Leitstudie [a] prognostiziert für das Jahr 2020 eine KWK Stromerzeugung von 124 TWh.Bei einem Bruttostromverbrauch von 631 TWh (Parameter 5) entspricht dies einem Anteil von 19,7%. Nach dieser Studie kann der von der Bundesregierung angestrebte Wert von 25% nicht ganz erreicht werden. Auch dieser Wert deckt sich im Allgemeinen mit der dena-Studie [c]. [6] Unter der Annahme, dass die Struktur des KWK-Anlagenparks im Jahre 2020 vergleichbar mit der heutigen Struktur sein wird, wird die installierte Leistung in Deutschland im Jahre 2020 mit 31,2 GW beziffert. Laut BMU Studie [a] wird hier von einem regenerativen Anteil von bis zu 25% ausgegangen. Zuwachsraten für Biogas und restliche Biomasse siehe [13] [7] Auch für die erzeugte Energie aus KWK-Anlagen im Harz wird angenommen, dass sich diese im Verhältnis zur Entwicklung in der gesamten Bundesrepublik entwickeln wird. So- wohl für Deutschland als auch für den Harz werden die elektrischen, thermischen und Ge- samtwirkungsgrade der KWK-Erzeugung in der Entwicklung der Szenarien als konstant angenommen. Für das Jahr 2020 kann von einem Anteil regenerativer KWK Erzeugung im Harz von bis zu 43% ausgegangen werden, welcher sich zu 81,5% aus Biogasanlagen und zu 18,5% aus anderen Biomasseanlagen zusammensetzt. Dies deckt sich mit der untersuchten Entwicklung der Stromerzeugung aus Biomasse (siehe Kapitel 5.1) und den energetischen Potenzialen der Biomasse in der Harzregion. Weiterhin wird angenommen, dass die Struktur der Leistungsklassen für Biomasse- und Biogasanlagen konstant bleibt. Für die fossilen KWK Anlagen kann erwartet werden, dass es keinen weiteren Zubau in der Leistungs- klasse > 2MW geben wird. [8] Aus dem Verhältnis der KWK-Erzeugung zur installierten Leistung ergibt sich wiederum die KWK-Stromerzeugung in der Region Harz für das Jahr 2020. Hierbei wird angenommen, dass sich die Auslastung fossiler KWK Anlagen aufgrund einer flexibleren Fahrweise verringert. Die Volllaststunden der kleineren und mittleren KWK Anlagen der Leistungsklasse bis 2 MW werden mit 4600 VLS angesetzt. [9] Aus einer Potentialabschätzung des Bundesverbandes KWK [d] von 2005 geht hervor, dass das maximale Erzeugungspotential von KWK Anlagen in Deutschland bei 270 TWh/a liegt. Wird von dieser Erzeugungshöhe ausgegangen, so ergibt sich nach den bisherigen Annahmen eine installierte Leistung von 67,94 GW. Für das Maximalszenario im LK Harz werden die Ausbauszenarien aus dem Arbeitspaket 1.2 zugrunde gelegt. Hierbei wird auch ein Blick auf den Wärmebedarf geworfen, da dieser als limitierender Faktor der KWK- Erzeugung gilt. Anhand der Entwicklung des Wärmebedarfs in Deutschland aus [a] wurde über die Bevölkerungszahl auf die Harzregion skaliert. Demnach ist auch hier der nötige Wärmebedarf in der Region vorhanden. [10] Für das Maximalszenario wird angenommen, dass die installierte KWK Leistung zu 100% aus regenerativen KWK Anlagen besteht. Ausgehend von der Potentialstudie aus dem Arbeitspaket 1.2 verteilt sich die installierte Leistung auf 27% Biogas und 73% Biomasse. [11] Biomasse inklusiv fester und flüssiger Biomasse, biogenen Anteil des Abfalls, Klär- und Deponiegase

RegModHarz-Leitszenarien Seite 37 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

[12] Biomasse inklusiv fester und flüssiger Biomasse, Klär- und Deponiegase ohne biogenen Anteil des Abfalls. Der biogene Anteil des Abfalls wird zusammen mit dem restlichen Haus- müll außerhalb des Landkreises Harz in Helmstedt in der Müllverbrennungsanlage Busch- haus verbrannt. Müllmenge 2007: 41295 Mg/a, davon ca. 50% biogener Anteil des Abfalls [13] Die Zuwachsrate von Biogas ergibt sich aus der Leitstudie 2009 des BMU. Hierin wird davon ausgegangen, dass die erzeugte Energie aus Biogasanlagen 2008 bis 2020 um den Faktor 2,668 zunimmt und die installierte Leistung um den Faktor 2,397. Die Werte der Leit- studie für 2008 wurden durch die aktualisierten Werte aus dem Zwischenbericht „Entwick- lung der Stromerzeugung aus Biomasse 2008“ des DBFZ ersetzt. Zur Bestimmung des Wachstums der restlichen Biomasse wurde das Wachstum der installierten Pflanzenölanla- gen Leistung, der Festbrennstoffe und der Klär- und Deponiegase getrennt betrachtet. Die installierte Anlagenleistung von flüssiger Biomasse in Deutschland erhöht sich nach der Leit- studie von 2008 auf 2020 um den Faktor 1,523 und die erzeugte elektrische Energie um den Faktor 1,525. Die installierte Anlagenleistung fester Biomasse sowie Deponie- und Klärgas erhöht sich von 2008 bis 2020 um den Faktor 1,728 und die erzeugte Energie um den Faktor 1,695. Die installierte Anlagenleistung und die erzeugte Energie im Landkreis Harz im Jahr 2020 wurde ausgehend von dem Anlagenbestand von 2008 entsprechend der für Deutschland verwendeten Wachstumsrate berechnet. [14] Ausgehend von der Potenzialstudie aus dem Arbeitspaket 1.2 ergibt sich für die Bio- masse ein Potenzial von 531,1 GWh und eine installierte Leistung von 101,3MW. Hiervon werden 487 GWh mit KWK und 52,1 GWh ohne KWK erzeugt. Der Anteil der nicht KWK erzeugten Energie wird gemäß der Potenzialstudie durch Biogasanlagen mit Vorortverstro- mung erzeugt. Die Verteilung der erzeugten Energie auf die einzelnen Leistungsklassen bei Biogas und weiterer Biomasse erfolgt nach dem Verteilschlüssel aus dem Jahr 2008. Zur Berechnung der Leistung wird gemäß der Potenzialstudie angenommen, dass die Biomas- seanlagen ohne Biogasanlagen 5000 Volllaststunden im Betrieb sind und die Biogasanlagen mit Vorortverstromung ohne KWK Nutzung 8000 Volllaststunden. Die Biogasanlagen mit KWK Nutzung erreichen durchschnittlich 5619 Volllaststunden. Der Durchschnittswert ergibt sich aus der gewichteten Mittelwertbildung der Biogasanlagen mit Fernverstromung und Vorortverstromung. Der Anteil der erzeugten Energie aus Biogas mit Vorortverstromung be- trägt 34,5 GWh mit 8000 Volllaststunden und der Fernverstromung von Biogas 84 GWh mit 5000 Volllaststunden von insgesamt 118,5 GWh. Zur weiteren Erklärung sind im Folgenden die berücksichtigten Daten noch einmal aufge- führt: Tabelle 2.2.1-1 KWK-Erzeugung in den Leitszenarien KWK Erzeu- Leitszenario 1 Leitszenario 2 Maximales Potential gung

Deutsch- LK Harz Deutsch- LK Harz Deutsch- LK Harz land land land (Leitstudie (Studie BMU [a]) B.KWK [l]) TWh/ 1 Strombedarf a 614,8 [a] 1,245 631 [5] [a] 1,212 557[a] 1,212 KWK Erzeu- TWh/ gung el a 83,5 [a] 0,118 [3] 124 [a] 0,191 [8] 270 [l] 0,487 [14] Fossil ≤ 50 kW 0,00356 0,00552 - 50-2000 kW 0,04747 0,07951 6 -

RegModHarz-Leitszenarien Seite 38 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

KWK Erzeu- Leitszenario 1 Leitszenario 2 Maximales Potential gung

Deutsch- LK Harz Deutsch- LK Harz Deutsch- LK Harz land land land (Leitstudie (Studie BMU [a]) B.KWK [l]) >2000 kW 0,03204 0,02313 - TWh/ Grubengas a 0,00052 0,00052 [13] Biomasse [12] ≤ 0,15 MW 0,00141 0,00239 0,05285 0,15-0,5 MW 0,00244 0,00414 0,09760 0,15-0,5 MW ² 0 0 0,0 0,5-5 MW ² 0,00016 3 0,00027 3 0,0 0,5-5 MW 0,00580 0,00885 0,21805 5-20 MW 0 0 0

Biogas [13] ≤ 0,5 MW ² 0,00183 0,00488 0,01694 ≤ 0,5 MW 0,01304 0,03480 0,06072 0,5-5 MW ² 0,00423 0,01014 5 0,03516 0,5-5 MW 0,01234 4 0,03293 4 0,05778 Anteil an Ver- brauch % 13,6 [a] 9,5 22,3 [a] 16 ges KWK Leistung el GW 23,2 [a] 0,0222[b] 31,2 [6] [a] 0,039 67,94 [9] [a] 0,095 [10] Fossil ≤ 50 kW 0,00077 0,00120 - 50-2000 kW 0,00903 7 0,01728 - >2000 kW 0,00461 0,00461 - Grubengas GW 0,00031 0,00031 [13] Biomasse [12] ≤ 0,15 MW 0,00060 0,00104 0,01057 0,15-0,5 MW 0,00040 0,00069 0,01952 0,15-0,5 MW² 0 0 0 0,5-5 MW² 0,00057 0,00099 0, 0,5-5 MW 0,00229 0,00349 0,04361 5-20 MW 0 0 0 [13] [14] Biogas 0,0007 0,00168 0,00212 ≤ 0,5 MW ²

RegModHarz-Leitszenarien Seite 39 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

KWK Erzeu- Leitszenario 1 Leitszenario 2 Maximales Potential gung

Deutsch- LK Harz Deutsch- LK Harz Deutsch- LK Harz land land land (Leitstudie (Studie BMU [a]) B.KWK [l]) ≤ 0,5 MW 0,00235 0,00563 0,01080 0,5-5 MW ² 0,00053 0,00127 0,00440 0,5-5 MW 0,00214 0,00513 0,01028 Anteil regenerativ % 19% [a] 35,1%[b] 38%[a] 43,1%[7] - 100%[10] TWh/ Wärmebedarf a 1500 [a] 4,34 1276 [a] 3,42 1276 [a] 3,42 82109000 237.653 80693000 Bevölkerung [k] [j] [k] 216000 [j] 80693000[k] 216000 [j] Potential TWh/ KWK Wärme a 145,2 0,16 183,3 0,26 450 [l] 1,20 KWK Leis- tung therm GW 38,67 0,04 52,00 0,07 113,23 0,16

1 Berechnung von CUBE/Uni Magdeburg in Parameter 5 ² Anlagen ohne direkte Wärmeauskopplung in ein Wärmenetz 3 Die Biomasseanlage in Ilsenburg hat laut EEG Jahresabrechnung der 50 Hertz Transmission GmbH im Jahr 2008 640 kWh nach EEG vergütet bekommen. Dies entspricht einer Volllaststundenzahl von 1h. Für die Berechnung der Energieerzeugung im Jahr 2020 wurde deshalb die 2007 erzeugte Jah- resenergieproduktion von 160,62 MWh zu Grunde gelegt. 4 Die Biogasanlage in Hoym/Reinstedt wurde erst 2008 in Betrieb genommen und weist dadurch eine geringe Auslastung auf. Zur besseren Vergleichbarkeit mit dem Leitszenario 2020 wurde für 2008 die geplante Jahresenergieproduktion von 10000 MWh zu Grunde gelegt. 5 Aufgrund der schon jetzt erreichten hohen Volllaststundenzahl wird davon ausgegangen, dass die Auslastung der Anlagen konstant bleibt. 6 Für alle KWK Anlagen bis zu einer Leistung von <=2MW werden aufgrund einer flexibleren Fahrwei- se und der berechneten Jahresenergiemenge im Leitszenario 2 nur noch 4600 VLS erwartet. 7 Die Halberstadtwerke haben Anfang 2009 eine Altanlage (1950 kWel) durch eine neue Anlage (1990 kWel) ersetzt. Für eine bessere Vergleichbarkeit wird angenommen, dass dieser Wechsel schon An- fang 2008 durchgeführt worden ist.

2.2.2 Generierung der Einspeisezeitreihen für Biomasse-Anlagen Die folgenden Erläuterungen zur Generierung der Einspeisezeitreihen für Biogas- und Bio- masseanlagen gelten für die Zeitreihen zu Leitszenario 1 und Leitszenario 2. a) Biogasanlagen Als Basis für die Generierung der Biogaszeitreihen wurden gemessene Zeitreihen von anderen Biogasanlagen verwendet. Hierzu wurde analysiert, welche gemessenen Biogasanlagen eine ähnliche Auslastung haben, wie die Biogasanlagen im Landkreis Harz. Im zweiten

RegModHarz-Leitszenarien Seite 40 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Schritt wurden bei den entsprechenden Messzeitreihen die Leistung mithilfe eines Faktors und die erzeugte Energiemenge durch eine plausible Veränderung der Zeitreihe angepasst. Die Biogasanlage in Wernigerode sowie die Biogasanlage in Falkenstein wurden gemessen. Fehlende Messwerte aufgrund von Ausfällen der Datenlogger wurden ergänzt.

Formel 1: Gleichung zur Berechnung des Leistungs Korrekturfaktors

 Einspeisun g ref  VLS Anlage 1    * Pn Anlage 1 *  =  Pn ref   VLS ref  f kor Einspeisun g Anlage 1 b) Biomasseanlagen ( feste und flüssige Biomasse ) Zur Generierung der Zeitreihen der weiteren Biomasseanlagen wurden die Volllaststunden der Anlagen betrachtet. Je nach Höhe der Volllaststunden wurde angenommen, dass die Anlagen das ganze Jahr, oder bei niedriger Volllaststunden, ob die Anlage nur im Winter von September bis April ab einer Unterschreitung einer Grenztemperatur betrieben werden. Bei sehr niedrigen Volllaststunden wurde angenommen, dass die Anlage von Montag bis Freitag von 5-22 Uhr betrieben wird. Die Leistung wurde entsprechend der Nennleistung der Biomasseanlagen angepasst.

2.2.3 Generierung der Einspeisezeitreihen für fossile KWK Anlagen a) Einspeisezeitreihen für fossile KWK-Anlagen <= 50 kW Wie der oben angeführten Übersichtstabelle zu entnehmen ist, lag die im LK Harz installierte Leistung von fossilen KWK Anlagen in der Leistungsklasse ≤ 50 kW bei 766,5 kW [b]. In diesen 766,5 kW sind zwei Anlagen enthalten (5,5 kW und 6 kW), für die die Summeneinspeisezeitreihen bekannt waren. Nach Informationen der Stadtwerke Wernigero- de ist in ihrem Netz eine Anlage mit einer el. Leistung von 50 kW installiert, die nur Über- schussmengen (7,41 MWh in 2008) in das öffentliche Netz eingespeist hat. Hierbei wird angenommen, dass sich die Einspeisung an der Außentemperatur orientiert. Jeweils 1/3 der Nennleistung wurde an den kältesten Tagen im Jahr in der Zeit von 18 bis 7 Uhr ins Netz eingespeist. Der Rest wurde direkt vor Ort verbraucht. Für alle anderen Anlagen wird aus ökonomischer Sicht eine durchschnittliche Volllaststundenzahl (VLS) von 5000h pro Jahr angenommen. Hieraus errechnet sich durch Multiplikation der installierten Leistung mit den angenommenen VLS eine Jahresenergieerzeugung von 3.562 MWh . Mit Hilfe des Simulationstools „energyPRO“, der Software und Consulting Company EMD International A/S, wird eine Einspeisezeitreihe generiert. Aufgrund der überwiegend wärme- geführten Betriebsweise der KWK Anlagen werden als Grundlage für die Generierung der Zeitreihe Temperaturdaten des DWD verwendet, die im Rahmen des Projekts dem IWES zur Verfügung gestellt wurden. Aufgrund der Höhenunterschiede, die im Harz vorliegen, werden zwei unterschiedliche Zeitreihen generiert, welche die Temperaturunterschiede berücksichti- gen. Der erste Datensatz beschreibt die Temperatur im Harzvorland und setzt sich aus den stündlichen Temperaturmittelwerten des Jahres 2008 für die Standorte Blankenburg, Hal- berstadt, Quedlinburg und Wernigerode zusammen. Für die höheren Lagen wird die Tempe- raturzeitreihe von Elbingerode als Referenz eingesetzt. Aus der Ortzuordnung in der RegModHarz Erzeugerliste geht hervor, dass 598,4 kW aller Anlagen dieser Leistungsklasse im Harzvorland und 168,1 kW auf der Harzhöhe installiert sind. Aufgrund der Temperaturdif- ferenz zwischen dem Harzvorland und den höheren Harzebenen wird angenommen, dass in den höheren Lagen der Jahreswärmebedarf um 5 % höher liegt. Für die Berechnung des

RegModHarz-Leitszenarien Seite 41 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Wärmebedarfs wird angenommen, dass 30% des Jahreswärmebedarfs zur Bereitstellung von Warmwasser genutzt werden. Die übrigen 70% sind abhängig von der Außentempera- tur. Hierbei wird eine Referenztemperatur von 17°C angenommen. Anhand der Referenz- temperatur und der Außentemperatur berechnet „energyPRO“ unter Berücksichtigung des Jahresbedarfs den Tageswärmebedarf. Der abhängige Teil des Wärmebedarfs ist auf die Winter- und Übergangszeit eines Jahres begrenzt, die nach Definition des e.on edis Stan- dardlastprofil (Strom) vom 14.9 - 15.5 eines Jahres festgelegt ist. Für die Sommerzeit wird der Warmwasserbedarf als Grundlast angesehen. Eine Leistungsmodulation wurde anhand von Herstellerangaben für diese Leistungsklasse nicht berücksichtigt. Um die produzierte Wärme von der Stromproduktion zu entkoppeln, wurde nach Angaben von [o] für KWK Anla- gen ≤ 5 kW ein Pufferspeicher von 500l und für Anlagen zwischen 5-50 kW von 1000l angenommen. Hiernach ergibt sich für das Gesamtcluster des Analgentyps ≤ 50 kW ein Speicher- volumen von 49,5m³. Bei einer Temperaturdifferenz zwischen Vor- und Rücklauftemperatu- ren von 40°C errechnet sich eine Speicherkapazität von 2,3 MWh. Die folgende Tabelle zeigt das in 2008 vorhandene Anlagenportfolio fossiler KWK Anlagen mit einer Leistung bis 50 kW elektrisch. Tabelle 2.2.3-1: Anlagenportfolio fossiler KWK im LK Harz [b] Anzahl der An- Nennleistung der Nennleistung Nennleistung lagen Einzelanlage [kW] gesamt [kW] kumuliert [kW] 4 4,7 18,8 18,8 14 5,3 74,2 93 39 5,5 214,5 307,5 2 6 12 319,5 1 10,6 10,6 330,1 8 11 88 418,1 2 13 26 444,1 1 15,9 15,9 460 1 16,5 16,5 476,5 2 20 40 516,5 5 50 250 766,5 b) Einspeisezeitreihen für fossile KWK Anlagen >50kW und <2000kW Die installierte Leistung von fossilen KWK Anlagen in der Leistungsklasse von 50 kW bis 2000 kW liegt 2008 bei 9.027 kW . Hieraus ergibt sich eine Einspeisung aller Anlagen in das öffentliche Stromnetz von 47.471 MWh . Analog zur Leistungsklasse ≤ 50 kW wird für Anla- gen ohne bekannten Jahresertrag bzw. ohne bekannte Einspeisezeitreihe eine jährliche Aus- lastung von 5000 VLS angenommen. Die Verfahrensweise zur Generierung der Zeitreihen für die genannten Anlagen kann ebenfalls der Beschreibung für das Anlagencluster ≤ 50 kW entnommen werden. Einen Überblick über die installierten Anlagen und Leistungen gibt die nachfolgende Tabelle. In dieser Tabelle sind alle Anlagen enthalten, die im Referenzjahr 2008 im LK Harz Strom erzeugt und in das öffentliche Netz eingespeist haben. Tabelle 2.2.3-2: Anlagenportfolio fossiler KWK 50kW und <2000kW Beschreibung Betreiber der Anzahl der An- Nennleistung der Nennleistung Anlage lagen Einzelanlage [kW] kumuliert [kW] [A] k. A. 1 65 65

RegModHarz-Leitszenarien Seite 42 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

[B] k. A. 1 166 231 [C] Halberstadtwerke 1 321 2 552 [C] Halberstadtwerke 1 345 897 [D] SW Wernigerode 1 966 1863 [E] k. A. 1 1.200 3063 [F] Halberstadtwerke 1 1.990 1 5053 [G] Halberstadtwerke 1 1.975 7028 [H] SW Quedlinburg 1 1.999 9.027 1 Offiziell wurde die Anlage erst Anfang 2009 in Betrieb genommen. Diese ersetzte eine 1950 kW Anlage, die bis Ende 2008 im Betrieb war. Aufgrund der besseren Vergleichbarkeit der Simulati- onsergebnisse wird für die Simulationen ausschließlich die neue Anlage berücksichtigt. Daher wird angenommen, dass der Wechsel schon Anfang 2008 vollzogen wurde. 2 Die Anlage versorgte ein Nahwärmenetz in Halberstadt und wurde Ende 2008 außer Betrieb genommen. Aufgrund dessen wir diese Anlage für weitere Simulationen nicht berücksichtigt.

[A] Für die in der Anlagentabelle (siehe oben) mit [A] gekennzeichnete Anlage liegt keine Einspeisezeitreihe vor. Es wird angenommen, dass die prozentuale Aufteilung der Abhän- gigkeit des Gesamtwärmebedarfs von der Außentemperatur bei 50% liegt. Für die Simulatio- nen zur Generierung der Einspeisung wird ein Speichervolumen von 1 m³ definiert. Alle weiteren Rahmenbedingungen werden analog zum Anlagencluster ≤ 50 kW angenommen. Als Temperaturzeitreihe werden wiederum die Temperaturdaten des DWD, hier für den Standort Wernigerode, verwendet. [B] Analog zu [A] liegen auch für diese Anlage keine weiterführenden Informationen vor. Auf- grund der installierten Leistung von 166 kW kann angenommen werden, dass diese Anlage zur Deckung des Wärmebedarfs in einem industriellen Prozess oder zur Wärmebereitstel- lung in einem Objekt mit einem hohen Grundwärmebedarf eingesetzt wird. Durch Multiplika- tion der installierten Leistung mit den angenommenen VLS von 5000h pro Jahr errechnet sich eine erzeugte elektrische Energie von 830 MWh. Weiterhin wird angenommen, dass diese Anlage aus zwei identischen Modulen mit einer Leistung von jeweils 83 kWel besteht, die separat angesteuert werden können, wobei eine Leistungsmodulation der einzelnen Mo- dule nicht vorgesehen wird. Zur Entkopplung der Wärme soll ein Wärmespeicher mit einem Volumen von 1m³ zur Verfügung stehen. Die Abhängigkeit des Wärmebedarfs von der Au- ßentemperatur wird mit 50% angenommen. [C] Die reale Einspeisezeitreihe fossiler KWK Anlagen in der Niederspannungsebene der Halberstadtwerke beinhaltet neben der 321 kW und der 345 kW Anlage auch zwei Mini-KWK Anlagen mit einer installierten Leistung von 6 kW bzw. 5,5 kW. Die eingespeiste Jahresener- gie der beiden Anlagen wurde aus der Gesamteinspeisung subtrahiert. Hierfür wurde die generierte Einspeisezeitreihe für KWK Anlagen ≤ 50 KW der realen Einspeisezeitreihe ge- genübergestellt und auf die bekannte Jahressumme ausgerollt. Für die Generierung der analgenspezifischen Zeitreihen für die beiden größeren Anlagen wird angenommen, dass die 321 kW Anlage aufgrund des Alters nur begrenzt modulierfähig ist. Daraus folgt, dass beim Parallelbetrieb der beiden Anlagen jeweils die ältere Anlage im Nennbetrieb gefahren wird. Um die daraus resultierende erzeugte Jahresenergie an die reale Erzeugung anzupassen, wurde ein Korrekturfaktor berechnet, der die Nennleistung auf 319 kW reduziert. [D] Auch für diese Anlage liegt keine reale Einspeisezeitreihe vor. Bekannt sind das Spei- chervolumen von 80 m³ und die reale Nettoeinspeisung von 5.523 MWh für 2008. Die Anlage verfügt über zwei separat ansteuerbare Module mit einer Leistung von jeweils 483 KW. Der abhängige Anteil des Jahreswärmebedarfs von der Außentemperatur wird mit 60 % angenommen. Als Temperaturzeitreihe werden die DWD Analysedaten für den Standtort Werni-

RegModHarz-Leitszenarien Seite 43 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

gerode verwendet. Eine minimale Leistungsmodulation wird mit 75% der installierten Nenn- leistung angesetzt. [E] Analog zu [B] liegen auch für diese 1,2 MW Anlage keine weiterführenden Informationen vor. Bekannt ist, dass es sich bei dieser Anlage um eine Gasturbine handelt, die an einen industriellen Prozess gekoppelt ist, bei dem ein kontinuierlicher Wärmebedarf besteht. Es wird angenommen, dass die Anlage von Montag bis Freitag 24h pro Tag mit 1 MW Nennleis- tung gefahren wird. An Feiertagen und am Wochenende steht die Produktion still und es besteht kein Wärmebedarf. Aus den beschriebenen Annahmen errechnet sich eine Strom- produktion von 6000 MWh, was einer Auslastung der Anlage von 5000 VLS entspricht. [F] Bei den Anlagen [F] und [G] handelt es sich um KWK Anlagen, die in das Fernwärmenetz der Halberstadtwerke einspeisen. Die elektrische Einspeisung liegt als Summenzeitreihe für beide Anlagen vor. Bei [G] handelt es sich um eine Neuanlage, die erst Anfang 2009 in Be- trieb genommen wurde. Bis Ende 2008 war noch eine Altanlage mit einer el. Leistung von 1950 kW im Betrieb, die Anfang 2009 durch die Neuanlage ersetzt wurde. Aufgrund einer besseren Vergleichbarkeit der Simulationsergebnisse wird angenommen, dass der Aus- tausch bereits Anfang 2008 durchgeführt wurde. Aufgrund dessen wurden jedoch für die Generierung der Einspeisezeitreihe von 2008 die technischen Parameter der Altanlage verwendet. Es wird angenommen, dass die Altanlagen nicht modulierbar ist und nur im Nennbe- trieb gefahren werden kann. Das bedeutet, dass in den Zeiten des Parallelbetriebs beider Anlagen [F] im Nennbetrieb und [G] im Teillastbetrieb gefahren wird. Um die Summe der erzeugten Energie von [F] zu erreichen wird weiter angenommen, dass im ersten Halbjahr 2008, in Zeiten wo nur eine Anlage im Betrieb ist, ausschließlich [F] betrieben wird, bis die Jahresmenge erreicht ist. [G] siehe Beschreibung zu [F] [H] Reale Einspeisezeitreihe der Stadtwerke Quedlinburg

Die folgende Grafik, erzeugt durch das Softwaretool energyPRO, zeigt exemplarisch den Jahreswärmebedarf bei einer 65%igen Abhängigkeit von der Außentemperatur.

Wärmegrundlast im definierten Zeitraum

Abbildung 2.2.3-1: exemplarische Jahresganglinie des Wärmebedarfs in Abhängigkeit der Außentemperatur am Bsp. Wernigerode 2008

RegModHarz-Leitszenarien Seite 44 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

c) Einspeisezeitreihen für fossile KWK Anlagen >2000kW [I] Die hier aufgeführte Anlage besteht aus 3 gleichgroßen Modulen und speist in das Wär- menetzsystem „Kupferhammer“ der Stadtwerke Wernigerode ein. Eine Modulation der einzelnen Module ist nicht möglich. Die Einspeisung in das Stromnetz lag für das Referenzjahr 2008 bei 32.036 MWh . Laut Angaben der Stadtwerke steht zur Entkopplung der Wärme- von der Stromproduktion ein Pufferspeicher mit einem Volumen von 150m³ zur Verfügung. Das Wartungsintervall wird mit 2000h Betriebsstunden angegeben, bei der die Dauer der War- tung 24h beträgt. Die Abhängigkeit der Produktion von der Außentemperatur wird, analog zu [D], mit 60% angenommen.

Beschreibung Betreiber der Anzahl der Nennleistung der Nennleistung Anlage Anlagen Einzelanlage [kW] kumuliert [kW] [I] SW Wernige- 1 4606 4606 rode d) Generierung der Einspeisezeitreihen für die Grubengasanlage [J] Hierbei handelt es sich um eine Grubengasanlage mit einer installierten Leistung von 308 kW. Laut RegModHarz Erzeugerliste [b] liegt die eingespeiste Energie der Anlage für das Jahr 2008 bei 516,4 MWh . Eine reale Zeitreihe, sowie Informationen über das Einsatzgebiet des BHKW bzw. Angaben über mögliche Gas-/Wärmespeicher sind nicht bekannt. Es wird angenommen, dass es sich bei der Entstehung des Grubengases um einen kontinuierlichen Prozess handelt, der aber zeitlich begrenzt ist. Um sich dem Dargebot an Grubengas anzupassen, kann davon ausgegangen werden, dass es sich bei der Grubengasanlage um ein modular aufgebautes BHKW handelt, welches sich in drei gleichgroße Module aufteilt. Hier- durch kann eine Auslastung von ca. 5000 VLS erreicht werden. Eine Leistungsregelung wird aufgrund der EEG Vergütung nicht erwartet. Es wird ein Wartungsintervall von 3000 Be- triebsstunden angenommen, wobei ungeplante Ausfallzeiten nicht berücksichtigt werden. Um einen gleichmäßigen Betrieb des BHKW über das Jahr zu erreichen, wird aufgrund der Aus- lastung angenommen, dass die Anlage jeweils 10h pro Tag still steht und 14h mit Nennleis- tung jeweils eines Moduls einspeist.

Beschreibung Betreiber der Anzahl der An- Nennleistung der Nennleistung Anlage lagen Einzelanlage [kW] kumuliert [kW] [J] k. A. 1 308 308

2.3 Nettostromerzeugung Unter dem Begriff „Nettostromerzeugung“ wird hier die Einspeisung am Netzeinspeisepunkt verstanden. Blindleistung wird nicht mitgerechnet. Auch der Eigenverbrauch/Strombezug der Erzeugungsanlagen wird nicht mit einbezogen, sondern fällt mit unter Parameter 5 Netto- stromverbrauch. Bei der Windenergie sind dies also die gemessenen Viertelstundenwerte im Netz, nicht die 10 minütigen SCADA-Werte. [1] Als Quelle wurden die RegModHarz-Erzeugerliste in der Region verwendet. Die Net- tostromerzeugung wird mit ca. 467 GWh/a angenommen. Dieser Wert ergibt sich aus der installierten Leistung von insgesamt 192 MW, die sich aus EEG-Erzeugern im Landkreis Harz (177,7 MW) und KWK (14,4 MW) – siehe P1 und P2) zusammensetzt.

RegModHarz-Leitszenarien Seite 45 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Kraftwerke >100 MW installierte Leistung sind im Landkreis Harz nicht vorhanden. Als fossile Kraftwerke bestehen ausschließlich die o.g. und in der RegModHarz- Erzeugerliste aufgeführten KWK-Anlagen sowie die Grubengasanlage. [2] Die für das Jahr 2020 anzunehmende installierte Erzeugerleistung und Stromerzeu- gung wird hier nachrichtlich aus den Parametern 1 und 2 aufgeführt. Die gesamte installierte Leistung bzw. Stromerzeugung des Landkreises Harz (LKH) entspricht der Summe.

Tabelle 2.3-1: Installierte Summenleistung der Erzeugungsanlagen im Landkreis Harz Installierte Leistung [MW] Erzeuger 2008 2020 Gesamt 192,42 345,85 Lauf- und Speicherwasser 7,20 8,80 Wind 150,57 248,40 PV 10,36 45,33 Biogas 5,72 13,72 Biomasse (ohne Biogas) 3,86 6,20 Fossile KWK 14,40 23,09 Grubengas 0,31 0,31

Tabelle 2.3-2: Nettostromerzeugung im Landkreis Harz Nettostromerzeugung [GWh/a] Erzeuger 2008 2020 Gesamt 467,25 900,27 Lauf- und Speicherwasser 22,14 28,88 Wind 310,62 620,43 PV 9,82 40,99 Biogas 31,44 83,90 Biomasse (ohne Biogas) 9,65 15,65 Fossile KWK 83,07 109,90 Grubengas 0,52 0,52

RegModHarz-Leitszenarien Seite 46 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

2.4 Strompreise und Preiszeitreihen Dieser Parameter dient dazu, eine Datenbasis für Modellrechnungen zur Wirtschaftlichkeit von Geschäftsmodellen zur Verfügung zu stellen. Sofern zu Jahr 2008 (Leitszenario 1) keine eindeutigen Werte transparent vorliegen, werden anhand der zur Verfügung stehenden Da- ten Annahmen für mittlere Preise getroffen. Für Leitszenario 2 (Jahr 2020) handelt es sich bei den Werten um Annahmen für ein denkbare preisliche Entwicklung nicht um eine Prog- nose. Gerade was Annahme-Preiszeitreihen anbetrifft, so sollten diese mit entsprechender Vorsicht generiert und verwendet werden, da jede Preiszeitreihe bereits eine Fülle unter- schiedlicher Annahmen beinhaltet. Dies ist mit dem jeweiligen Zweck der Simulation abzu- gleichen. Sollten worst case oder best case Berechnungen durchgeführt werden, können anhand der getroffenen Annahmen ergänzende Werte generiert werden (siehe auch Erläute- rungen zu Leitszenario 2 in Kapitel 1.2). Weitere Informationen und Auswertungen zu den Strompreisen im Jahr 2008, die über die hier genannten hinausgehen, sind im Arbeitspaketbericht AP 2.7.1 mit dem Titel „Marktbe- dingungen und Zugangsvoraussetzungen zum Strommarkt“ nachzulesen.

2.4.1 Endkundenpreise Haushaltskunden [1] Haushaltskunden - Leitszenario 1 – bundesweit Das Statistische Bundesamt weist in [g] für Privathaushalte mit einem Jahresverbrauch von 2.500 kWh bis unter 5.000 kWh für das 1. HJ 2008 einen durchschnittlichen Bruttopreis von 21,48 ct/kWh aus, für das 2. HJ 2008 einen Preis von 21,95 ct/kWh . Dabei bezieht sich das Statistische Bundesamt auf Eurostat [h]. In der Eurostat-Datenbank [e] werden wird für das 2. Halbjahr 2008 für Haushaltskunden in Deutschland ein durchschnittlicher Preis von 24,08 ct/kWh angegeben. Dieser Preis erklärt sich plausibel, wenn er neben dem durchschnittlichen Arbeitspreise auch den Grundpreis.enthält Der Strompreis setzt sich aus folgenden Kostenbestandteilen zusammen (typische Anhaltswerte):

Abbildung 2.4.1-1: Zusammensetzung des Haushaltskundenstrompreises 2008

RegModHarz-Leitszenarien Seite 47 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Zusammensetzung des Strompreises am Beispiel für einen Drei-Personenhaushalt im Jahr 2009 mit einem Durchschnittsverbrauch von 3.500 kWh und einem Bruttopreis von 22,7 ct/kWh [k]: Annahme für die Modellregion Harz für Leitszenario1: EEG-Umlage: 1,13 ct/kWh KWKG-Umlage: 0,23 ct/kWh Stromsteuer: 2,05 ct/kWh Konzessionsabgabe: 1,59 ct/kWh (lag im Jahr 2009 bei 1,59 ct/kWh) Netznutzung/Messung:5,80 ct/kWh (lag im Jahr 2009 bei 5,80 ct/kWh)

[2] Haushaltskunden - Leitszenario 1 – Modellregion Harz Ein Großteil der Haushaltskunden bezieht den Strom von den regionalen Anbietern. Darum wird zur Angabe eines Wertes für den regionalen Haushaltskunden-Strompreis ein Mittel aus den Strompreisen der örtlichen Anbieter gebildet, wie sie auf den Internetseiten der regionalen Energieversorger für 2009 als aktuelle Preise veröffentlicht werden. In der folgenden Ta- belle werden die Preise für einen durchschnittlichen 3-Personenhaushalt mit dem Verbrauch von 3.900 kWh dargestellt. Der Stromverbrauch typischer 3-Personenhaushalte liegt bei ca. 3.900 kWh [zm] Tabelle 2.4.1-1: Haushaltskundenstrompreise der Vertriebe in der Modellregion Energieversorger/Tarif Arbeitspreis (brutto) Grundpreis (brutto) Gesamtpreis brutto [ct/kWh] [€/Jahr] (ct/kWh)

Halberstadtwerke 23,26 59,64 Joker

SW Quedlinburg 21,36 65,40

SW Wernigerode 25,07 67,82

SW Blankenburg 23,38 67,11

E.ON Avacon 22,87 103,65 Komforttarif enviaM regio 22,93 80,00

Mittelwert 23,15 73,94

Bei Verbrauch von 25 ct/kWh 3.900 kWh gesamt

Der mittlere regionale Strompreis liegt bei 23,15 ct/kWh, gerundet 23 ct/kWh, zuzüglich eines jährlichen Grundpreises von im Mittel 73,94 €. Bei einem Verbrauch von 3.900 kWh bezahlt ein typischer 3-Personenhaushalt in der Mo- dellregion Harz Anfang 2009 somit 977 €, dies sind incl. des Grundpreises 25 ct/kWh . Für die Zusammensetzung des Haushaltskundenstrompreises im Landkreis Harz siehe im folgenden Kapitel [3] letzte Tabelle.

RegModHarz-Leitszenarien Seite 48 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

[3] Haushaltskunden - Leitszenario 2 – bundesweit Hierbei geht es um eine Abschätzung eines als denkbar anzunehmenden Brutto- Haushaltskundenstrompreises im bundesweiten Mittel, nominal für das Jahr 2020.

Tabelle 2.4.1-2: Annahmen für Preiskomponenten des Haushaltskundenpreises 2020 Preiskomponente 2009 2020 Bemerkung (Werte aus [k] (nominal) und siehe Be- [ct/kWh] merkungen) [ct/kWh]

Energie incl. Vertrieb 8,28 (36,5%) 11,50 (34,8%) Energiepreisanstieg sehr moderat über Infla- tionsausgleich davon gemäß Energiestudie Sachsen-Anhalt S.69 [s] 1,1 ct/kWh für Ver- trieb

EEG-Umlage 1,11 (5%) 3,44 (10,4%) Mittelwert zwischen Annahme der Agentur für Erneuerbare Energien mit 2,2 – 2,8 ( ct/kWh und vom DIW Berlin mit 3,6 ct/kWh zuzüglich Inflation, also 4,2 ct/kWh (siehe [zl]; [zo]; [n] [l]). 2010 : 2,047 ct/kWh [n] wegen starker Zu- nahme EEG-Strommengen und Wirtschafts- krise (reduziert Stromverbrauch und -börsenpreise) (siehe [o]). 2011: 3,5 ct/kWh wegen starkem Wachstum der PV Wert für 2020 siehe [p]. Netzparität wirkt preissenkend. Bereits zuvor könnte Direkt- vermarktung die EEG-Umlage dämpfen. Laut IfnE [m] werden 2020 nur 60 TWh von 278 TWh aus EE eine EEG-Vergütung bean- spruchen (davon knapp 20 TWh Solar nach P1 Leitszenarien).

KWK-Umlage 0,24 (1%) 0,35 (1,1%) Annahme eines Ausbauprogramms für KWK bei moderat steigenden Strombörsenpreisen. Preis gemäß + Inflationsausgleich bdew [t]

Stromsteuer 2,05 (9,5 %) 2,60 (7,9%) Erwartete Erhöhung der Stromsteuer / Infla- tionsausgleich

Konzessionsabgabe 1,59 (7,0%) 2,14 (6,5%) Inflationsausgleich.

Preis gemäß Energiestudie Sachsen-Anhalt S.69 [s]

Netznutzungsentgel- 5,80 (25,6%) 7,7 (23,3%) 2020: Inflationsausgleich + Annahme stei- te/Messung gender Netzentgelte aufgrund verstärkten Netzausbaus incl. Smart Grid und Speichern im Netz mit 1 ct/kWh [zp]. 2009: Netznutzungsentgelte: EAV: 6,22 ct/kWh, Halberstadtwerke: 5,99 ct/kWh, SW WR: 5,47 ct/kWh, SW QLB: 4,96 ct/kWh, SW Blbg 5,37 ct/kWh gemäß veröffentlichte

RegModHarz-Leitszenarien Seite 49 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Preisblätter der Netzbetreiber zu Netznut- zungsgebühren 2009: Messung 1,5 ct/kWh gemäß [s]. Berechtigt wäre auch die Annahme

Mehrwertsteuer 3,62 (15,9%) 5,27 (19,0%) 19% Mehrwertsteuer (als unverändert angenommen)

Gesamt 22,8 (100%) 33,00 (100%) Ergebnis der Annahme für 2020 nach der Zusammenschau der Ansätze (s.u.). Ent- spricht Preissteigerung von 21 % ohne und 45 % mit Berücksichtigung des Inflations- ausgleichs mit angenommenen 1,5 % pa.

In den nächsten Absätzen folgt eine Überprüfung des Wertes von 33 ct/kWh mittels der drei Ansätze • Prognosen in der Literatur • Fortschreibung der historischen Entwicklung des Nominalstrompreises • Abschätzung des preislichen Einflusses fossiler Energieträger

Ansatz I) Prognosen in der Literatur In der Publikation des Umweltbundesamtes [b] wird für das Jahr 2020 inflationsbereinigt ein niedrigerer Endkundenstrompreis als 2010 angenommen. Es wird von 17,30 ct/kWh inkl. 19% MWSt.auf dem Preisniveau des Jahres 2000 ausgegangen (Seite 80). Mit Inflations- ausgleich läge der Strompreis im Jahr 2020 damit bei ca. 24 ct/kWh . Hierbei wird von einer Wertentwicklung des Euro ausgegangen, bei der sich inflationsbedingt die Preise von 2008 bis 2020 mit dem Faktor 1,2 vergrößern. Dies entspricht der Annahme einer jährlichen Infla- tion von 1,5% bzw. einer inflationsbedingten Preissteigerung von 20% bis 2020 auf Grundla- ge der Preise von 2008. In den folgenden Berechnungen wird durchgehend von einer durchschnittlichen Inflationsrate von 1,5 % p.a. ausgegangen. Bei Prognos [c] wird je nach Szenario ein Endverbraucher-Haushaltsstrompreis zwischen 18,4-20,5 ct(2005)/kWh angenommen. Dies gilt für den Realpreis 2005. Mit Inflationsaus- gleich läge der Preis dann zwischen 23,3-25,9ct/kWh. Allerdings fließt in diese Studie noch nicht der starke Strompreisanstieg zwischen 2005 und 2008 mit ein. Nach Schätzungen der Deutschen Energie-Agentur (Dena) [zp] wird der Strompreis von heute 23 Cent pro Kilowattstunde bis 2020 um 4 bis 5 Cent steigen. Das sind rund 20 Prozent. Die Dena begründet diesen Anstieg mit dem Ausbau der erneuerbaren Energien, der Strom- netze und Investitionen in moderne fossile Kraftwerke.Wird von 2011 an die Inflation mit hin- zugerechnet mit 1,5 % jährlich, liegt der Strompreis incl. Inflationsausgleich bei 31,5 ct/kWh . Ansatz II) Fortschreibung der historischen Entwicklung des Nominalstrompreises Die folgende Grafik zeigt die Entwicklung des Verbraucherpreises für Strom für Haushalte von 1991 bis 2008. Die zugrundeliegenden Daten des Bundeswirtschaftsministeriums [i] gelten für eine Abgabemenge von 1600 kWh pro Monat inkl. aller Steuern und Abgaben (Wert für 2008: 21,43 ct/kWh).

RegModHarz-Leitszenarien Seite 50 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Haushaltskunden-Strompreis brutto

10 Preis [ct/kWh]

1 5 8 9 96 99 01 02 04 0 07 0 9 9 0 0 0 0 0 19 1992 1993 1994 1995 1 1997 1998 1 2000 2 2 2003 2 2 2006 2 20 Jahr

Abbildung 2.4.1-2: Entwicklung des Haushaltskundenstrompreises Schreibt man den linearen Trend der Preise von 1991 bis 2008 weiter fort, so wäre für 2020 mit einem Strompreis von 26,10 ct/kWh zu rechnen. Schreibt man hingegen den Trend der Preise von 2002 bis 2008 weiter fort, so wäre für 2020 inklusive Inflationsausgleich mit einem Strompreis von 32,13 ct/kWh zu rechnen.

In einer weiteren Quelle des BMWi [m] wird die Strompreiszusammensetzung der Jahre dargestellt:

Abbildung 2.4.1-3: Strompreisbestandteile am Haushaltskundenstrompreises von 1998-2008 Diese Grafik macht deutlich, dass die Strombeschaffungskosten und die EEG- und KWK- Umlage diejenigen Preisbestandteile sein werden, die sich nach heutigem Kenntnisstand mit der größten Wahrscheinlichkeit verändern werden.

RegModHarz-Leitszenarien Seite 51 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Ansatz III) Abschätzung des preislichen Einflusses fossiler Energieträger Für eine Prognose der Preisentwicklung bis 2020 sind mehrere fundamentale Einflussfakto- ren zu berücksichtigen. Wesentlichen Einfluss haben die Preisentwicklung für fossile Ener- gieträger und für CO2-Abgaben sowie der weitere Ausbau der erneuerbaren Energien und weiterhin maßgebliche energiepolitische Entscheidungen. Zum weiteren Ausbau erneuerbarer Energien ist bei Prognos [c] zu lesen: „Die vermehrte Stromeinspeisung aus erneuerbaren Energien wirkt einerseits Großhandelspreis entlastend, da der konventionelle Kraft- werkspark eine verminderte residuale Last abzufahren hat. Andererseits wirkt sie Großhan- delspreis treibend, da die residuale Last eine ungünstigere Struktur und Prognosegüte aufweist und mehr Anfahrvorgänge konventioneller Kraftwerke erfordert. Zudem wirkt die durch die Zunahme der erneuerbaren Energien induzierte Abnahme der durchschnittlichen Auslas- tung des konventionellen Kraftwerksparks Kosten erhöhend und Preis treibend.“ Zudem spielt die Einpreisung der EEG-Umlage eine Rolle, die in den kommenden Jahren noch ansteigt, ab einem bestimmten Zeitpunkt aber wieder fallen wird. Für die an dieser Stelle zu treffende Abschätzung soll sich auf den Einfluss der fossilen Energieträger konzentriert werden. Zu den mittelfristig zu erwartenden preislichen Trends der fossilen Energien benennt das BMU [a1] die Situation, dass mittlerweise nicht mehr allein Spekulationen den Ölpreis bestimmen: „Heute muss von einer echten Verknappungssituati- on ausgegangen werden. Wachsender weltweiter Nachfrage, insbesondere der asiatischen Länder, stehen keine weiteren nennenswerten Steigerungsmöglichkeiten der Fördermenge gegenüber. Das Maximum der weltweiten Ölförderung wird von zahlreichen Experten in den nächsten Jahren erwartet, einige gehen davon aus, dass es bereits erreicht wurde. Hinzu kommen die regional sehr einseitige Ressourcensituation und die damit verknüpften wach- senden Einflussmöglichkeiten weniger Staaten auf den Weltölmarkt.“ Weitere Untersuchun- gen mit der Schlussfolgerungen stark steigender Strompreise aufgrund stark steigender Energiepreise gibt es von der Uni Erfurt [zn]. Da v.a. Steinkohlen und Erdgas strompreisbes- timmend sind, wird im folgenden die Entwicklung der Einfuhrpreise für Steinkohle und Erd- gas betrachtet (Quelle: [i]):

Einfuhrpreise von Erdgas und Steinkohlen

8.000 80

7.000 70

6.000 60

5.000 50 - Erdgas 4.000 40 - Steinkohlen 3.000 30

2.000 20 Erdgas - Einfuhrpreis [€/TJ] Einfuhrpreis - Erdgas

1.000 10[€/t] Einfuhrpreis - Steinkohlen

0 0

1 3 5 7 9 3 7 9 9 9 0 0 99 99 001 19 1 19 1 19 2 20 2005 20

Abbildung 2.4.1-4: Entwicklung der Einfuhrpreise von Erdgas und Steinkohlen Unterstellt man, dass im Jahr 2020 die fossilen Energieträger noch einen Anteil von 64% an der Bruttostromerzeugung haben (vgl. [a1]), so ist für die Stromgestehungskosten und letzt-

RegModHarz-Leitszenarien Seite 52 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

lich auch die Endkundenpreise von entscheidender Bedeutung, welchen Verlauf der Preis- pfad der fossilen Energieträger tatsächlich nimmt. Setzt man den beobachteten Preistrend der Jahre 1995-2008 weiter fort (ohne eine sich verändernde wirtschaftliche „Großwetterla- ge“ anzunehmen), so würde sich bis zum Jahr 2020 der Preis von Erdgas nominal auf 170 % des Preises von 2008 verteuern. Die Steinkohlenpreise lägen nach der gleichen Rechnung im Jahr 2020 nominal bei 142% des Preises von 2008. Das BMU [a2] stellt qualitativ dazu fest: „Während die Preisanstiege bei Erdgas überwiegend durch den Brennstoff selbst verursacht sind, werden sie bei Steinkohle zum überwiegenden Teil und bei Braunkohle fast ausschließlich durch den Preis für CO2-Zertifikate bestimmt.“ Das BMU [a1] rechnet je nach Preispfad mit einem Nominalpreisanstieg für Importgas von 160-200% von 2007 bis 2020 und für Importsteinkohle von 218-276%. Demgegenüber geht das UBA [b] für 2020 inflationsbereinigt von Preisen für Importrohöl und Steinkohlen aus, die dem Preisniveau von 2008 in etwa entsprechen. Nominal dürften sie dann etwa bei 120% der Preise von 2008 liegen. Prognos/EWI [c] gehen davon aus, dass Erdgas für Industrie- kunden im Jahr 2020 genau wie im Jahr 2010 2,6 cent(2005)/kWh kostet. Nach letzterem wäre also nur eine inflationsbedingte Preissteigerung (von ca. 20% bis 2020) anzunehmen. Allerdings sind zu den Importpreisen die zukünftig zu erwartenden CO2-Emissions-Kosten anzusetzen. Zusammenfassend wird hier angenommen, dass nach der ersten Verteue- rungsphase in den Jahren 2000 und 2008, bei der u.a. ein gestiegener weltweiter Bedarf sowie Spekulationen eine Rolle spielten, die Preisentwicklung nun erstmal einige Jahre hori- zontal verläuft bzw. stagniert, u.a. aufgrund der Weltwirtschaftskrise. Ferner wird für die Zeit um 2020 mit einem ansteigenden und für nach 2020 mit einem sehr starken Energiekosten- anstieg gerechnet. Für eine einfache Überschlagsrechnung wird hier nun angenommen, dass die Kosten für fossile Energieträger incl. CO2-Abgaben für die Stromversorgung im Jahr 2020 nominal im Mittel 150% des Wertes von 2008 bzw. 2009 betragen und Strom auf Basis fossiler Energie- träger aufgrund der steigenden Grenzkosten ebenfalls für 150% der Kosten von 2008 gehandelt wird. Als Anteil der fossilen Energieträger an der Bruttostromerzeugung werden für das Jahr 2020 64% angenommen (s.o.). Damit errechnet sich der Energiepreis für 2020 aus der Summe 0,64*150%Energiepreis2009 (fossiler Anteil) plus 0,36*118%Energiepreis2009 (Inflationsausgleich erneuerbarer Anteil). Die Kosten für die Energie lagen im Jahr 2009 bei rund 8 ct/kWh. Damit ergeben sich für 2020 Energiekosten von 11,1 ct/kWh, incl. Vertrieb ca. 11,5 ct/kWh. Hinzuzurechnen sind KWK-Umlage (angenommen mit 0,35 ct/kWh), EEG- Umlage (angenommen mit 1,7 ct/kWh, siehe [p] und [a2]; hier Preispfad B incl. Inflation]), Stromsteuer (angenommen mit 2,6 ct/kWh), Konzessionsabgabe (angenommen mit 2,14 ct/kWh) und Netznutzungsentgelte/Messung (angenommen mit 6,67 ct/kWh). Zu den Ener- gie/Vertrieb-Kosten von 11,5 ct/kWh kämen für den Preis vor MWSt somit 13,46 ct/kWh hinzu. Darauf gerechnet wird eine Mehrwertsteuer von (unverändert) 19% mit einem Betrag von 4,74 ct/kWh. In Summe ergibt sich für das Jahr 2020 inklusive Inflationsausgleich ein Haus- haltskundenstrompreis von 29,7 ct/kWh, gerundet 30 ct/kWh brutto ohne Grundgebühr .

Zusammenfassung der drei Ansätze: Betrachtet man die Ergebnisse dieser drei Ansätze nebeneinander, so kann bestätigt werden, dass sich der Haushaltskundenstrompreis brutto und inklusive Inflationsausgleich nach Summierung aller Preisbestandteile incl. 19% MWSt durchaus bei ca. 33 ct/kWh bewegen könnte. Dies entspricht einem Preis von 27,6 ct(2008)/kWh ohne Inflationsausgleich und somit einer Preissteigerung seit dem Jahr 2008 von 21 % ohne Inflationsausgleich bzw. einer Preissteigerung von 45 % mit Berücksichtigung des Inflationsausgleichs. Für den Grundpreis wird angenommen, dass dieser sich aufgrund zunehmenden Wettbewerbs im Mittel bei 100 €/Jahr einpendelt im Jahr 2020. Rechnet man zu dem oben benannten Erwartungswert von 29,7 ct/kWh man den Grundpreis mit hinein, so wäre bei einem anzunehmenden mittleren Grundpreis von 100 €/Jahr und einem durchschnittlichen Verbrauch von 3.900 kWh/Jahr ein Gesamtpreis von gerundet 36 ct/kWh zu erwarten.

RegModHarz-Leitszenarien Seite 53 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Es ist allerdings hinzuzufügen, dass der Pfad der Preisentwicklung auch anders verlaufen kann, da die beinflussenden Wirkprozesse sehr komplex sind. Durchaus denkbar ist, dass der Ausbau der erneuerbaren Energien im Stromsektor schneller vonstatten geht und damit verbundene preisdämpfende Effekte zu einem niedrigeren Endkundenstrompreis in 2020 führen, wenn ein Teil der anlagen bereits abgeschrieben ist oder ohne Förderung aus Umla- gen bereits wirtschaftlich direktvermarktet werden kann. Für die Zeit nach 2020 wäre je nach weiter andeauernder Abhängigkeit von fossilen Energieträgern mit einem weiteren Preisan- stieg zu rechnen, da sowohl die Brennstoffpreise für Kohle und Erdgas als auch die CO2- Zertifikatspreise nicht auf dem Niveau von Mitte 2009 verbleiben dürften [a2]. [4] Haushaltskunden - Leitszenario 2 - Modellregion Harz Aufgrund der Einbindung der Modellregion in den liberalisierten europäischen Strommarkt mit zunehmendem Wettbewerb wird für die Modellregion grundsätzlich der gleiche Strom- preis für Mittelspannungs- und Haushaltskunden angenommen wie deutschlandweit. Für Kunden der regionalen Anbieter könnte er aufgrund zusätzlicher Dienstleistungen und regionaler Produktspezifika geringfügig höher liegen, als im Mittel aller Anbieter incl. bundesweit vermarktende Niedrigpreisanbieter. Dieser Effekt wird in der Abschätzung für das Jahr 2020 vernachlässigt, da es auch ausgleichende Preissenkende Effekte geben kann.

2.4.2 Endkundenpreise Mittelspannungskunden [5] Mittelspannungskunden - Leitszenario 1 – bundesweit Der jahresdurchschnittliche Preis 2008 für Baseprodukte an der Strombörse EEX betrug am Spotmarkt 65,76 € [f] und am Terminmarkt für Stromlieferungen im Folgejahr 70,33 €/MWh [d]. Neben dem Grundpreis für die Elektrizität sind sämtliche mit Verteilungen und Netzen im Zusammenhang stehenden Dienstleistungen zu berücksichtigen. Hinzu kommen Abgaben und Steuern. Die Zusammensetzung des Strompreises kann für das Jahr 2006 folgender- maßen angegeben werden: 60,48% Energiekosten, 27,96% Netznutzung, 9,74% EEG- Umlage, 1% Stromsteuer für produzierendes Gewerbe und 0,82% KWK-G-Umlage (bei folgenden Annahmen: Mittelspannung West, bei einer Jahreshöchstleistung von 10 MW, einem Jahresverbrauch von 65 GWh und 6.500 Jahresbenutzungsstunden) (Quelle: [j]). Das BMWi [i] gibt für das Jahr 2007 einen Verbraucherstrompreis für die Industrie von 79,50 €/MWh ohne MWSt an. Generell ist zu unterscheiden, für welche Abnahmemengen die Durchschnittspreise benötigt werden, da sie mit steigenden Abnahmemengen sinken. Für die im folgenden nach Abnahmemengen gestaffelten durchschnittlichen Strompreise werden bei den Datenquellen typische Höchstabnahmeleistungen und typische jährliche Benutzungs- stunden vorausgesetzt. Industriekunden mit einem jährlichen Verbrauch mit weniger als 20 MWh zahlen laut Euro- stat [e] im 2. HJ 2008 183,10 €/MWh ohne MWSt., gerundet 183 €/MWh, und 229,40 €/MWh incl. MWSt. Bei einem Jahresverbrauch zwischen 20 MWh und 500 MWh sind es 128 €/MWh ohne MWSt. und 168 €/MWh incl. MWSt. Eurostat gibt in [h] und [e] für Industriekunden mit einem jährlichen Verbrauch zwischen 500 MWh und 2 GWh für das 1. HJ 2008 einen Preis ohne Mehrwertsteuer von 105,30 €/MWh an, für das 2. HJ 2008 einen entsprechenden Preis von 107,80 €/MWh, gerundet 108 €/MWh . Diese 107,80 €/MWh setzen sich zusammen aus 72,50 €/MWh für Energie und Vertrieb sowie 22,60 €/MWh für Netzkosten oder anders betrachtet aus 95,10 €/MWh für den Netto und 12,70 €/MWh für Steuern. Inklusive der Mehrwertsteuer liegt der Preis für das 2. HJ 2008 bei 142,80 €/MWh.

RegModHarz-Leitszenarien Seite 54 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Für Industriekunden mit einem Jahresverbrauch von 2 GWh bis unter 20 GWh benennen das statistische Bundesamt [g] und Eurostat [e] für das 1. HJ 2008 einen mittleren Preis von 95,90 €/MWh und für das 2. HJ 2008 von 95,70 €/MWh einschließlich Verbrauchssteuern, aber ohne Mehrwertsteuer, gerundet 96 €/MWh . Mit Mehrwertsteuer liegt der Preis für das 2. HJ 2008 bei 127,70 €/MWh. Industriekunden mit einem Jahresverbrauch von 20 GWh bis unter 70 GWh zahlen im 2. HJ 2008 gemäß Eurostat [e] einen Strompreis von 89,90 €/MWh einschließlich Verbrauchssteu- ern, ohne Mehrwertsteuer, gerundet 90 €/MWh . Mit Mehrwertsteuer liegt dieser Preis bei 117,00 €/MWh. Für Industriekunden mit einem Verbrauch zwischen 70 GWh und 150 GWh wird im VIK-EU- Industriestrompreisvergleich [d] und bei Eurostat [e] für Deutschland für das 1. Halbjahr 2008 ein Preis von 85,90 €/MWh einschließlich Steuern ohne MWSt. angegeben. Im 2. HJ 2008 liegt dieser Preis laut [e] bei 85,30 €/MWh, gerundet 85 €/MWh , incl. MWSt. bei 116,10 €/MWh. Tabelle 2.4.2-1: Strompreise Mittelspannungskunden Endkundenkosten Jahr netto 2008 < 20 MWh 183 €/MWh 20 MWh – 500 MWh 128 €/MWh 500 MWh-2 GWh 108 €/MWh 2 GWh – 20 GWh 96 €/MWh 20 GWh – 70 GWh 90 €/MWh Die Bundesnetzagentur [zk] beziffert die typische Zusammensetzung des Strompreises von Industriekunden und Gewerbekunden (Tabelle unten: Durchschnittliches Einzelhandespreisniveau (fixe und variable Preisbestandteile) mit Stand 1.4.2009 für Indust- riekunden und Gewerbekunden in den Grundversorgungsnetzgebieten gemäß Abfrage Großhändler und Lieferanten der BNetzA [zk] Tabelle 2.4.2-2: Typische Zusammensetzung des Strompreises von Industriekunden und Ge- werbekunden Industrie- und Ge- Industriekunden Gewerbekunden werbekunden produzierendes Gewerbe / Stromsteuer-Regelsatz 1.4.2009 ermäßigter Stromsteuersatz

Arithme- Mengen- Anteil am Arithme- Mengen- Anteil am tischer gewichte- Gesamt- tischer gewichteter Gesamt- Mittel- ter Mittel- preis (men- Mittel- Mittelwert preis wert wert gen- wert ct/kWh (mengen- ct/kWh ct/kWh gewichtet) ct/kWh gewichtet) % %

Nettonetzentgelt 1,81 1,42 11,94 5,11 4,85 23,01 inkl. Abrec hnung Entgelte für Mes- 0,03 0,00 0,01 0,11 0,06 0,28 sung Konzessionsabga- 0,11 0,11 0,93 0,95 1,16 5,50 be Umlage nach EEG 1,17 1,23 10,34 1,18 1,18 5,60

Steuern (Strom- 3,31 3,07 25,82 5,33 5,39 25,57 und Umsatzsteuer) Energiebeschaf- 6,54 5,99 50,38 7,96 8,14 38,61 fung und Vertrieb Gesamtpreis 13,11 11,89 100,00 21,02 21,08 100,00

RegModHarz-Leitszenarien Seite 55 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

[6] Mittelspannungskunden - Leitszenario 1 – Modellregion Harz Aufgrund der Liberalisierung des Strommarktes werden für die Modellregion Harz die gleichen mittleren Strompreise angenommen wie bundesweit.

[7] Mittelspannungskunden - Leitszenario 2 – bundesweit Hier sollen die als wahrscheinlich anzunehmenden bundesweiten Strompreise für Mittel- spannungskosten für das Jahr 2020 abgeschätzt werden. Ansatz I) Prognosen in der Literatur In der Publikation des Umweltbundesamtes [b] wird für das Jahr 2020 für die Industrie ein Großhandelspreis (Base) von 47,20 €/MWh sowie ein Mittelspannungs-Endverbraucherpreis von 88,60 €/MWh ohne MWSt mit Wert des Euro von 2000 errechnet. Dabei wird von einer geringfügigen Verringerung des Realpreises für diesen Strom vom Jahr 2010 (91,80 €/MWh) bis zum Jahr 2020 (88,60 €/MWh) ausgegangen. Der Preis von 88,60 €/MWh für Mittelspan- nungskunden für das Jahr 2020 läge nominal mit einer jährlichen Inflation von 1,5% bei ca. 119 €/MWh (ohne MWSt). Für Hochspannungs-Endverbraucher wird für das Jahr 2010 ein Preis von 65,80 €/MWh angegeben, für 2020 ein geringfügig niedrigerer Preis von 64,60 €/MWh. Das BMU [a] rechnet im BMU-Leitszenario 2008 für den als wahrscheinlich beschriebenen Preispfad A mit mittleren Stromgestehungskosten von ca. 80 €/MWh auf Mittelspannungs- ebene. Dabei liegt der Wert des Euro von 2005 zugrunde. Dabei wird davon ausgegangen, dass der Preis von ca. 60 €/MWh im Jahr 2008 auf die genannten 80 €/MWh im Jahr 2020 ansteigt. Prozentual liegt die angenommene Preissteigerung somit bei 33%. Nominal läge der Preis dann im Jahr 2020 bei ca. 100 €/MWh . Diesem Wert sind ggf. Abgaben hinzuzufü- gen. Bei Prognos/EWI [c] wird der Großhandelspreis Base für Bandlieferungen für das Jahr 2020 je nach Szenario mit 39-49 €(2005)/MWh angegeben (nominal 49-61 €/MWh). Für den End- verbraucher-Strompreis auf Mittelspannungsebene geht man je nach Szenario von 106 €(2005)/MWh bis 124 €(2005)/MWh ohne MWSt aus (Preisbasis 2005). Im Jahr 2005 betrug der Strompreis für Mittelspannungskunden laut dieser Quelle 107 €/MWh ohne MWSt. Je nach Szenario wird also davon ausgegangen, dass der Strompreis auf Mittelspannungsebe- ne zwischen 2005 und 2020 inflationsbereinigt konstant bleibt bzw. um bis zu 16% ansteigt . Nominal bedeutet dies, dass der Preis im Jahr 2020 je nach Szenario inflationsausgleichend 125% des Preises von 2005 betragen wird, oder aber auf 145% des Preises von 2005 ansteigt, somit also zwischen 132 €/MWh und 155 €/MWh liegt. Das DIW Berlin geht 2011 davon aus, dass sich der Preis an der Strombörse trotz steigender Preise für Brennstoffe und CO2-Zertifikate von 2010 bis 2020 inflationsbereinigt nur um 11 % auf 4,9 ct/kWh erhöhen wird, wobei ohne den weiteren Ausbau erneuerbarer Energien eine stärkere Verteuerung um 20% zu erwarten wäre [zo].

RegModHarz-Leitszenarien Seite 56 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Ansatz II) Fortschreibung der historischen Entwicklung des Nominalstrompreises

Industriekunden-Strompreis gemäß BMWi [i]

90 80 70 60

[€/MWh] MWSt. ohne Strompreis 10 0 3 4 5 6 7 0 8 9 9 0 99 99 99 998 999 00 001 002 003 1991 1992 19 19 1 1 1 1 1 2 2 2 2 2004 2005 2006 2007 20 Abbildung 2.4.2-1 Entwicklung des Industriekundenstrompreises In der oben dargestellten Grafik sieht man die Entwicklung der Industriekunden-Strompreise nach den Daten des BMWi [i]. Geht man davon aus, dass sich der linear darstellbare Trend der Nominalpreise der Jahre 1995-2007 bis ins Jahr 2020 weiter fortsetzt, so müsste mit einer Preissteigerung (nominal) von ca. 15 % von 2008 bis 2020 ausgegangen werden. Dieser Preisanstieg läge unterhalb der zu erwartenden Inflation von insgesamt 20%. Setzt man den Trend der Jahre 2000 bis 2007, also nach der Liberalisierung des Strommarktes, linear weiter fort, so beträgt die Preissteigerung von 2008 bis 2020 (nominal) 72% . Dies würde allerdings voraussetzen, dass sich der deutliche Preisanstieg der vergangenen Jahre bis 2020 konstant fortführen würde. Die anteilige Zusammensetzung der Strompreise der Industriekunden führt das BMWi im folgenden Schaubild auf (Quelle: [l]). Dies macht deutlich, dass heute absehbar im wesentlichen die Strombeschaffungskosten die Höhe des Preises beeinflussen werden. Netzentgelte und Stromsteuer blieben in den vergangenen Jahren recht konstant. Die EEG und KWK-G- Umlagen werden aber in den kommenden Jahren vorerst noch weiter ansteigen, bevor diese Kosten wieder sinken.

Abbildung 2.4.2-2 Preisbestandteile des Industriekundenstrompreises von 1998 bis 2008

RegModHarz-Leitszenarien Seite 57 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Ansatz III) Abschätzung des preislichen Einflusses fossiler Energieträger Nimmt man an, dass die Endkundenpreise im Jahr 2020 wie im Jahr 2006 zu einem Anteil von 60,48% Energiekosten beinhalten, so kann wie bei den Haushaltskunden in [3], Ansatz III) gerechnet werden. Die Annahmen dort waren: Der Anteil der fossilen Energieträger an der Bruttostromerzeugung wird im Jahr 2020 bei 64% liegen und die fossilen Energieträger werden im Mittel bei 150% des Nominalpreises von 2008 liegen. Für die restlichen 36 % an der Bruttostromerzeugung wird lediglich eine der Inflation entsprechende Preissteigerung von 20% vom Jahr 2008 bis 2020 angenommen. Damit errechnen sich folgende Endkun- denpreise, die gleichbedeutend sind mit einer Nominalpreissteigerung von knapp 40% von 2008 bis 2020: Tabelle 2.4.2-3: Industriekundenstrompreise in Leitszenario 2/2020 nach Ansatz III)

< 20 MWh 255 €/MWh 20 MWh – 500 MWh 178 €/MWh 500 MWh-2 GWh 150 €/MWh 2 GWh – 20 GWh 134 €/MWh 20 GWh – 70 GWh 125 €/MWh Zusammenführung der Ansätze Zusammenfassend wird davon ausgegangen, dass die Preiszunahme nominal 28 % gegen- über 2008 beträgt, und die Entwicklung des nominalen Strompreises damit nur geringfügig die mit 20% erwartete Inflation von 2008 bis 2020 übertrifft. Diese Annahme verhält sich weitgehend konform mit den oben dargestellten Preisannahmen für die Haushaltskunden- preise. Es ist damit zu rechnen, dass die Industriekundenstrompreise (Mittelspannungsebe- ne) nicht stärker ansteigen werden als die Strompreise für Haushaltskunden.Je nach weiterer Abhängigkeit von fossilen Energieträgern kann nach 2020 mit einer deutlichen Verteue- rung der Energiepreise und damit der Endkundenpreise gerechnet werden (vgl. [b]). Dieser angenommene Preisanstieg von nominal 28 % wird in der folgenden Tabelle auf die für 2008 ermittelten Preise angewendet.

Tabelle 2.4.2-4: Industriekundenstrompreise in Leitszenario 2/2020 nach Zusammenführung der Ansätze Preisanstieg (nomi- Jahr Jahr nal) um 28% 2008 2020 < 20 MWh 183 €/MWh 234 €/MWh 20 MWh – 500 MWh 128 €/MWh 164 €/MWh 500 MWh-2 GWh 108 €/MWh 138 €/MWh 2 GWh – 20 GWh 96 €/MWh 123 €/MWh 20 GWh – 70 GWh 90 €/MWh 115 €/MWh

[8] Mittelspannungskunden - Leitszenario 2 – Modellregion Harz Aufgrund der Liberalisierung des Strommarktes werden für die Modellregion Harz die gleichen mittleren Strompreise angenommen wie bundesweit.

RegModHarz-Leitszenarien Seite 58 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

2.4.3 EEX Day Ahead Spotmarkt – Marktpreise [9a] EEX-Day-Ahead-Großhandelsstrompreise – Leitszenario 1 - 2008 28 % des Stromverbrauchs in Deutschland wurden im Jahr 2008 über den EEX-Spotmarkt (jetzt EPEX Paris) gehandelt [zg]. Die folgende Grafik zeigt die Entwicklung der monatsmitt- leren Preise in den Jahren 2003 bis Anfang 2009.

Abbildung 2.4.3-1: Entwicklung der Spotmarktpreise an der Strombörse EEX: Phelix Month Base (Monatsmittel des Phelix Day Base). Für das Jahr 2008 lassen sich für den Day-Ahead-Spotmarkt der EEX die stündlichen Mar- ket-Clearing-Preise und die täglichen Indexwerte des Phelix Day Base folgenderweise charakterisieren [f]: Tabelle 2.4.3-1: Charakteristika der EEX-Day-Ahead-Spotmarktpreise im Jahr 2008 Stündlicher Täglicher Market Clearing Price Phelix Day Base Jahresmittelwert 65,76 €/MWh Jahresmittelwert 65,76 €/MWh Min 2008 -101,52 €/MWh Min 2008 21,03 €/MWh Max 2008 494,26 €/MWh Max 2008 131,40 €/MWh 5%-Quantil 27,01 €/MWh 5%-Quantil 36,40 €/MWh 95%-Quantil 117,55 €/MWh 95%-Quantil 97,58 €/MWh Zur Begrifflichkeit der Quantile: Quantile sind ein Streuungsmaß in der Statistik. Ein Quantil definiert einen bestimmten Teil einer Datenmenge, das heißt, ein Quantil legt fest, wie viele Werte einer Verteilung über oder unter einer bestimmten Grenze liegen. Hier sagt das 5%- Quantil aus, dass sich 5% der Werte unterhalb der ermittelten Grenze befinden. Das 95%- Quantil sagt aus, dass sich 5% der Werte oberhalb der dafür ermittelten Grenze befinden. Zwischen dem 5%-Quantil und dem 95% Quantil befinden sich somit 90% aller Werte. Ein

RegModHarz-Leitszenarien Seite 59 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

besonderes Quantil ist das 50%-Quantil, auch Median genannt: die Hälfte der Werte liegen oberhalb, die andere Hälfte unterhalb des 50%-Quantil-Wertes. Die Werte des Jahres 2008 unterscheiden sich deutlich von denen des Jahres 2007, wie die folgende Tabelle zeigt. Im Jahr 2007 lag das Jahresmittel der Spotmarktpreise (Base) noch bei 37,99 €/MWh. Das Handelsvolumen am Stromspotmarkt der EEX war im Jahr 2008 um 24,8% größer als im Jahr 2007. Es wuchs von 123,7 TWh auf 154,4 TWh.

Tabelle 2.4.3-2: Monatliche Preisindizes für den EEX-Spotmarkt in den Jahren 2007 und 2008 Phelix Phelix Phelix Phelix Base Peak Base Peak Month Month Month Month Jahr 2007 €/MWh €/MWh Jahr 2008 €/MWh €/MWh Januar 31,85 46,71 Januar 56,00 74,10 Februar 31,65 42,71 Februar 59,47 74,00 März 25,84 32,57 März 53,34 68,39 April 31,06 42,41 April 67,46 88,91 Mai 32,82 47,58 Mai 56,24 75,38 Juni 36,25 58,01 Juni 73,24 103,00 Juli 29,57 43,09 Juli 69,94 92,35 August 29,31 38,95 August 61,76 79,48 September 34,52 49,07 September 88,30 116,46 Oktober 56,88 82,84 Oktober 85,62 118,35 November 64,91 107,84 November 63,72 91,85 Dezember 51,68 81,92 Dezember 54,55 73,42 Mittelwert 38,03 56,14 Mittelwert 65,83 85,21 Aufgrund der Wirtschaftskrise sind die Spotpreise in 2009 und 2010 auf deutlich niedrigerem Niveau gewesen als im Jahr 2008. Im März 2011 lag der Base Preis im Mittel wieder bei 55 €/MWh.

[9b] Day-Ahead-Prognose-Zeitreihe für die EEX-Spotpreise Day-Ahead 2008 Für den Handel an den Spotmärkten sind Day-Ahead-Prognosen der Spotpreise hilfreich, die für jede Handelsstunde des zu handelnden Tages die prognostizierten Spotpreise enthalten. Zwei kommerzielle Prognoseanbieter stellten uns für das Jahr 2008 stündliche Prognosen zur Verfügung, die über den folgenden Handelstag hinaus Vorhersagen über die künftigen Tage leisten (siehe Arbeitspaketbericht AP 3.4.2 „Evaluation von Preisprognosen für den Day-Ahead Spotmarkt der EEX“ aus AP 3.4.2, als Zusammenfassung auf der RegModHarz- Homepage und in der Langfassung aus Gründen der Vertraulichkeit im internen RegModHarz-Repository unter RMH_AP3.4.2_D0089_V01.pdf). Jede Handelsstunde wird bis zu 7 Tage im Voraus prognostiziert. Die für RegModHarz erstellte Prognosezeitreihe wurde aus zwei verschiedenen Prognosen kombiniert. Die Prognose stammt von für 1.1.2008 bis einschließlich für 7.2.2008 von Anbieter 4 und für 8.2.2008 bis Jahresende von Anbieter 2. Dies deshalb, da die Prognosequalität von Anbieter 2 insgesamt eine bessere Güte aufwies, für den Beginn des Jahres aber noch keine Prognose von Anbieter 2 vorlag. An den Tagen 18.7. bis einschließlich 22.7. konnten bei Anbieter 2 keine Prognosen für die Folgetage errechnet werden. Die resultierenden Lücken wurden durch die Prognose von Anbieter 4 gefüllt.

RegModHarz-Leitszenarien Seite 60 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Die somit mit einem Vorlauf von 1 bis 7 Tagen für eine bestimmte Handelsstunde vorliegenden Prognosezeitreihen in der dieses Dokument begleitenden excel-Zeitreihenzusammen- stellung weisen folgende Prognosequalität auf: Mittlerer absoluter Fehler: 1 Tag vorab: 7,39 €/MWh 2 Tage vorab: 8,16 €/MWh 3 Tage vorab: 8,75 €/MWh 4 Tage vorab 9,36 €/MWh 5 Tage vorab 9,88 €/MWh 6 Tage vorab 10,41 €/MWh 6 Tage vorab 10,89 €/MWh

Dabei ist festzustellen, dass nicht für jede Handelsstunde gilt, dass diese einen Tag im Vo- raus besser prognostiziert wird, als 7 Tage im Voraus. Für etwa 1/3 der Handelsstunden gilt sogar, dass der 7 Tage im Voraus angegebene Prognosewert näher am Handelspreis lag, als der 1 Tag im Voraus angegebene Prognosewert. Bei etwa 10 % der Handelstunden lag der 7 Tage im Voraus angegebene Prognosewert dabei sogar um 5 €/MWh näher am Han- delspreis lag, als der 1 Tag im Voraus angegebene Prognosewert. Hierin zeigt sich, dass die Prognosen aufgrund der vielen Einflussfaktoren oftmals noch schwer zu erstellen sind. Um das Preisrisiko bei Verwendung der Day-Ahead-Prognose (1 Tag vorab) einschätzen zu können, hier folgende Kennzahlen: 10 % der Fehler sind absolut gesehen größer als 15 €/MWh 5 % der Fehler sind absolut gesehen größer als 20 €/MWh 47 % aller Prognosen haben tags zuvor einen Fehler, der absolut gesehen geringer als 5 €/MWh ist.

2.4.4 Minutenreservemarkt [10] Minutenreservemarkt Leitszenario 1 Der Minutenreservemarkt besteht aus einem Markt für positive Minutenreserve und einem Markt für negative Minutenreserve. Es existieren jeweils Leistungspreise für die Leistungs- vorhaltung [€/MW] und Arbeitspreise für den Fall des tatsächlichen Regelenergie-Abrufs [€/MWh]. Im Folgenden werden die Leistungspreise für das Jahr 2008 beleuchtet. Die Minutenreserve-Ausschreibung findet gemäß den 2008 geltenden Rahmenbedingungen (siehe Ergebnisdokument aus Arbeitspaket 2.7.1 zu den Marktbedingungen) arbeitstäglich für den nächsten Arbeitstag statt. Dabei wird jeder Tag beginnend von 0 Uhr in sechs 4- Stunden-Zeitscheiben aufgeteilt, für die jeweils gehandelt wird. Die Vergabe von Zuschlägen erfolgt nach dem Gebotspreisverfahren: Der Zuschlag erfolgt allein an Hand des gebotenen Leistungspreises. Die Zuschlagserteilung erfolgt pro Zeitscheibe beginnend mit dem Angebot mit dem niedrigsten Leistungspreis in aufsteigender Reihenfolge so lange, bis der Gesamt- vorhaltebedarf der ÜNB an Minutenreserve gedeckt ist. Daraus ergibt sich eine gemeinsame Zuschlagsliste, nach dem Leistungspreis geordnet (merit order- bzw. Angebotsliste). Jedes bezuschlagte Gebot wird mit seinen individuellen Gebotspreisen vergütet (Pay as Bid Auction). Deshalb gibt es keinen einheitlichen Leistungspreis für eine Zeitscheibe. Die Angabe der Leistungspreise erfolgt hier in Form des Grenzleistungspreises, des mittleren Leistungspreises sowie des niedrigsten Leistungspreises, der sich für jeden gehandelten 4-Stunden-Block ermitteln lässt. Dabei ist der Grenzleistungspreis der höchste Leistungs- preis, der für einen 4-Stunden-Block noch einen Zuschlag erhalten hat. Der mittlere Leis- tungspreis ist der auf die gesamte bezuschlagte Leistung gerechnete Durchschnittspreis

RegModHarz-Leitszenarien Seite 61 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

eines 4-Stunden-Blocks. Der niedrigste Leistungspreis entspricht dem niedrigsten Gebot für einen 4-Stunden-Block. Die Leistungspreise sind von Wochentag und Zeitscheibe abhängig, wobei in 2008 mitunter deutliche Schwankungen und Preisspitzen zu beobachten sind.

Leistungspreise Positive Minutenreserve Als Jahresmittel lässt sich für die Leistungspreise der positiven Minutenreserve beziffern: Grenzleistungspreise: 27,52 €/MW Mittlere Leistungspreise: 21,35 €/MW niedrigste Leistungspreise: 14,06 €/MW Wäre im Jahr 2008 kontinuierlich eine Leistung von 1 MW auf dem positiven Minutenreser- vemarkt zum mittleren Leistungspreis gehandelt worden, so hätte dies eine Leistungspreis- vergütung von 12.595 € erbracht. Die Handelspreise unterscheiden sich jedoch sehr deutllich je nach Monat und täglichem Zeitblock. Wie die folgende Tabelle zeigt, variiert der mittlere Leistungspreis im Monatsmittel zwischen 9,49 €/MW im März und 47,48 €/MW im Juni. Im Juni und Oktober werden auch die höchs- ten Grenzleistungspreise erzielt. Auch die niedrigsten Leistungspreise folgen diesen monatli- chen Variationen, was zeigt, dass die erzielbaren Preise am Markt bekannt sind. Tabelle 2.4.4-1: Leistungspreise Positive Minutenreserve 2008 Positive Minutenreserve Grenzleistungspreise Mittlere Leistungspreise Niedrigste Leistungspreise Monatsmittel [€/MW] Monatsmittel [€/MW] Monatsmittel [€/MW] Januar 19,90 16,93 12,53 Februar 18,91 17,17 14,08 März 10,63 9,49 7,22 April 37,72 30,59 21,60 Mai 16,91 15,18 11,29 Juni 62,57 47,48 27,54 Juli 26,96 22,37 15,05 August 14,31 12,42 8,16 September 31,47 28,14 22,00 Oktober 61,38 33,17 17,06 November 16,51 12,96 6,78 Dezember 13,69 11,12 6,14

Jahresmittel 27,52 21,35 14,06

Gemäß dem tageszeitlichen Bedarf an positiver Minutenreserve sind die Preise je nach Zeit- scheibe sehr charakteristisch. Die höchsten Preise für positive Minutenreserve werden in den Peak-Zeiten zwischen 8 und 12 Uhr sowie 16 und 20 Uhr erzielt, wie die unten stehende Tabelle verdeutlicht.

RegModHarz-Leitszenarien Seite 62 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Tabelle 2.4.4-2: Leistungspreise Positive Minutenreserve 2008 nach Zeitscheiben Positive Minutenreserve

Grenzleistungspreise positive Minutenreserve getrennt nach Zeitscheiben für das Jahr 2008 [€/MW] 1) 00-04h 2) 04-08h 3) 08-12h 4) 12-16h 5) 16-20h 6) 20-24h Min 0,41 1,16 2,27 2,47 3,76 2,07 5%-Quantil 0,74 1,42 4,66 5,33 5,72 3,22

MEDIAN 4,11 7,89 26,00 18,13 23,60 8,88 95%-Quantil 12,15 48,00 208,70 147,36 113,28 50,32 Max 23,33 3000,00 470,52 300,00 245,00 115,00

Mittlere Leistungspreise positive Minutenreserve getrennt nach Zeitscheiben für das Jahr 2008 [€/MW] 1) 00-04h 2) 04-08h 3) 08-12h 4) 12-16h 5) 16-20h 6) 20-24h Min 0,34 1,01 1,83 1,96 3,36 1,74 5%-Quantil 0,62 1,16 3,87 4,62 4,79 2,67 MEDIAN 3,50 7,13 22,81 16,07 20,24 7,66 95%-Quantil 9,82 38,45 165,52 105,85 85,90 42,48 Max 19,00 101,98 343,85 193,09 186,72 88,79

Niedrigste Leistungspreise positive Minutenreserve getrennt nach Zeitscheiben für das Jahr 2008 [€/MW] 1) 00-04h 2) 04-08h 3) 08-12h 4) 12-16h 5) 16-20h 6) 20-24h Min 0,08 0,10 0,35 0,80 0,00 0,00 5%-Quantil 0,30 0,70 1,92 2,00 2,05 1,10 MEDIAN 2,40 5,00 15,00 11,70 14,72 5,00 95%-Quantil 7,44 27,18 90,00 68,00 50,00 28,00 Max 15,00 65,00 180,00 170,00 110,00 50,40

Hohe Leistungspreise ergeben sich zu Peak-Zeiten sowie bei geringer Reservekapazität verfügbarer Kraftwerke. Stochastische Preisausreißer sind geprägt durch Kraftwerksverfügbarkeiten und Windein- speisung, insbesondere zu Off-Peak-Zeiten.

RegModHarz-Leitszenarien Seite 63 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Bezuschlagte Leistung positive Minutenreserve Die bezuschlagte Leistung liegt im Jahresmittel 2008 bei 3.204 MW je Vierstundenblock. Im Jahresverlauf und auch zwischen den Zeitscheiben im Tagesverlauf gibt es nur geringfü- gige Unterschiede, wie die folgenden Tabellen verdeutlichen.

Tabelle 2.4.4-3: Bezuschlagte Leistung positive Minutenreserve Positive Minutenreserve Bezuschlagte Leistung MR+ Monatsmittel Januar 3238 MW Februar 3228 MW März 3230 MW April 3219 MW Mai 3251 MW Juni 3256 MW Juli 3152 MW August 3224 MW September 3245 MW Oktober 3190 MW November 3174 MW Dezember 3049 MW

Jahresmittel 3204 MW

Tabelle 2.4.4-4: Bezuschlagte Leistung positive Minutenreserve nach Zeitscheiben im Jahr 2008

[MW] 1) 00-04h 2) 04-08h 3) 08-12h 4) 12-16h 5) 16-20h 6) 20-24h Min 2676 2669 2668 2689 2677 2671 5%-Quantil 2995 2996 2993 2997 2994 2996 MEDIAN 3214 3219 3220 3214 3216 3221 95%-Quantil 3403 3408 3404 3411 3404 3406 Max 3466 3482 3477 3499 3449 3490

RegModHarz-Leitszenarien Seite 64 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Leistungspreise Negative Minutenreserve Als Jahresmittel lässt sich für die Leistungspreise der negativen Minutenreserve beziffern: Grenzleistungspreise: 13,05 €/MW Mittlere Leistungspreise: 10,40 €/MW niedrigste Leistungspreise: 6,82 €/MW Wäre im Jahr 2008 kontinuierlich eine Leistung von 1 MW auf dem positiven Minutenreser- vemarkt zum mittleren Leistungspreis gehandelt worden, so hätte dies eine Leistungspreis- vergütung von 10.879,23 € erbracht. Die Handelspreise unterscheiden sich wie die der positiven Minutenreserve sehr deutllich je nach Monat und täglichem Zeitblock. Wie die folgende Tabelle zeigt, variiert der mittlere Leistungspreis im Monatsmittel zwischen 4,85 €/MW im September und 19,60 €/MW im August. Im August und November werden die höchsten Grenzleistungspreise erzielt.

Tabelle 2.4.4-5: Leistungspreise Negative Minutenreserve 2008 Negative Minutenreserve Grenzleistungspreise Mittlere Leistungspreise Niedrigste Leistungspreise Monatsmittel [€/MW] Monatsmittel [€/MW] Monatsmittel [€/MW] Januar 15,96 14,62 12,62 Februar 11,05 10,35 9,38 März 17,32 12,71 9,09 April 8,67 7,92 6,69 Mai 9,62 7,78 5,52 Juni 7,11 6,49 4,59 Juli 7,43 5,69 3,37 August 24,43 19,60 10,90 September 5,76 4,85 3,49 Oktober 10,74 7,64 4,33 November 20,62 14,91 6,27 Dezember 17,42 12,05 5,52

Jahresmittel 13,05 10,40 6,82

Gemäß dem tageszeitlichen Bedarf an negativer Minutenreserve sind die Preise je nach Zeitscheibe sehr charakteristisch. Die höchsten Preise für negative Minutenreserve werden in der Offpeak-Zeit zwischen 00 Uhr und 08 Uhr erzielt, wie die unten stehende Tabelle verdeutlicht. Allerdings variieren die Preise sehr stark innerhalb der Zeitscheiben 1 und 2 (0-4 Uhr und 4-8 Uhr).

RegModHarz-Leitszenarien Seite 65 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Tabelle 2.4.4-6: Leistungspreise Negative Minutenreserve 2008 nach Zeitscheiben Negative Minutenreserve

Grenzleistungspreise negative Minutenreserve nach Zeitscheiben 1) 00- 2) 04- 3) 08- 4) 12- 5) 16- 6) 20- [€/MW] 04h 08h 12h 16h 20h 24h Min 3,69 3,69 0,22 0,22 0,23 0,47 5%-Quantil 6,13 5,78 0,35 0,33 0,33 0,61

MEDIAN 20,78 21,02 1,20 1,20 1,17 1,90 95%-Quantil 99,19 110,09 5,38 5,16 5,21 6,58 Max 181,29 200,00 11,86 25,00 31,54 30,00

Mittlere Leistungspreise negative Minutenreserve nach Zeitscheiben 1) 00- 2) 04- 3) 08- 4) 12- 5) 16- 6) 20- [€/MW] 04h 08h 12h 16h 20h 24h Min 3,36 3,12 0,19 0,19 0,21 0,36 5%-Quantil 5,31 5,12 0,31 0,29 0,30 0,52 MEDIAN 17,28 17,38 1,02 1,00 0,97 1,60 95%-Quantil 75,23 77,60 4,06 3,90 3,81 5,04 Max 145,09 135,52 8,22 14,91 21,82 20,59

Niedrigste Leistungspreise negative Minutenreserve nach Zeitscheiben 1) 00- 2) 04- 3) 08- 4) 12- 5) 16- 6) 20- [€/MW] 04h 08h 12h 16h 20h 24h Min 1,00 1,00 0,00 0,10 0,14 0,00 5%-Quantil 3,00 3,00 0,15 0,15 0,20 0,22 MEDIAN 12,49 12,27 0,70 0,70 0,70 1,19 95%-Quantil 50,00 50,82 2,80 2,00 2,00 2,75 Max 80,00 90,00 4,29 8,00 5,50 7,00

Hohe Leistungspreise ergeben sich zu Off-Peak-Zeiten sowie bei Systemlast im Bereich der Grund- lastkraftwerke. Stochastische Preisausreißer sind geprägt durch Kraftwerksverfügbarkeiten und Wind- einspeisung, insbesondere zu Off-Peak-Zeiten.

RegModHarz-Leitszenarien Seite 66 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Bezuschlagte Leistung negative Minutenreserve Die bezuschlagte Leistung liegt im Jahresmittel 2008 bei 1.919 MW je Vierstundenblock. Im Jahresverlauf und auch zwischen den Zeitscheiben im Tagesverlauf gibt es nur geringfü- gige Unterschiede, wie die folgenden Tabellen verdeutlichen.

Tabelle 2.4.4-7: Bezuschlagte Leistung negativer Minutenreserve im Jahr 2008 Negative Minutenreserve Bezuschlagte Leistung MR neg Monatsmittel Januar 1895 MW Februar 1891 MW März 1895 MW April 1898 MW Mai 1968 MW Juni 1970 MW Juli 1970 MW August 1967 MW September 1981 MW Oktober 1902 MW November 1900 MW Dezember 1792 MW

Jahresmittel 1919 MW

Tabelle 2.4.4-8: Bezuschlagte Leistung negativer Minutenreserve nach Zeitscheiben im Jahr 2008

[MW] 1) 00-04h 2) 04-08h 3) 08-12h 4) 12-16h 5) 16-20h 6) 20-24h Min 1562 1560 1567 1567 1562 1567 5%-Quantil 1804 1802 1800 1803 1805 1804 MEDIAN 1914 1912 1914 1914 1915 1912 95%-Quantil 2094 2093 2090 2090 2090 2090 Max 2129 2154 2232 2167 2132 2127

RegModHarz-Leitszenarien Seite 67 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Arbeitspreise positive Minutenreserve Bei einem Abruf von positiver Minutenreserve zahlt der Übertragungsnetzbetreiber den Ar- beitspreis an den Anbieter der abgerufenen Minutenreserve. Alle bezugschlagten Minuten- reserveangebote des jeweiligen 4-Stunden-Blocks werden nach Arbeitspreis sortiert, beginnend mit dem niedrigsten Arbeitspreis. Dies erfolgt anhand einer gemeinsamen Liste für alle vier Regelzonen. Je nach Bedarf in einer bestimmten Viertelstunde wird nach dieser Reihen- folge abgerufen. Der niedrigste Arbeitspreis entspricht also dem ersten und niedrigsten Ge- bot, dass bei einem Abruf garantiert abgerufen wird. Der maximale Arbeitspreis entspricht dem höchsten Arbeitspreis, der in dieser Viertelstunde noch zu einem Abruf kam. Je größer die Abrufleistung innerhalb einer Viertelstunde, umso höher somit auch der mögliche maximale Arbeitspreis. Der mittlere Arbeitspreis soll einen Anhaltspunkt für einen typischen Ar- beitspreis darstellen. Er errechnet sich Mittel der abgerufenen Arbeitspreise, gewichtetet anhand der jeweils abgerufenen Leistungsanteile. Vorgehensweise bei der Berechnung der Arbeitspreise:

1. Je Viertelstunde wird den Wert für den Gesamtabruf aller Regelzonen errechnet, und zwar per Addition der Einzelwerte der Regelzonen. (aus den vier Werten der 4 ÜNB). Bsp: 29.3.2008 19.15 bis 19.30 Uhr: Abruf MR Pos. EON 400 MW + VET 195 MW = 595 MW.

2. In der Angebots/Ergebnistabelle aus www.regelleistung.net werden die Angebote mit Zuschlag nach Arbeitspreis sortiert. Nun wird je 4-Stundenblock der niedrigste Arbeits- preis abgelesen. Je Viertelstunde ergibt sich der höchste Arbeitpreis, indem die Ange- bots/Ergebnistabelle um eine weitere Spalte mit kumulativen Leistungen über alle Re- gelzonen ergänzt wird. Somit kann der höchste Arbeitspreis je Viertelstunde direkt abgelesen werden. Der mittlere Arbeitspreis errechnet sich wie bei den mittleren Leistungs- preis auch, gewichtet nach den abgerufenen Leistungen je bezuschlagtem Angebot in der nach Arbeitspreis sortierten Tabelle. Bsp: 29.3.2008 19.15 bis 19.30 Uhr: mittlerer Arbeitspreis= (32 MW * 110 €/MW + 360 MW * 120 €/MW + 203 MW * 180 €/MW)/595 = 139,93 €/MWh.

Die Arbeitspreise in der Zeitreihen-Tabelle sind jeweils auf 0,1 €/MWh genau gerundet. Besonderheit bei den in der Zeitreihen-Tabelle angegebenen Arbeitspreisen: Bei der Be- rechnung der mittleren Arbeitspreise wurde beim letzten abgerufenen Angebot das gesamte Angebot mit eingerechnet und nicht nur noch die verbleibende anteilige Abrufleistung.

Abrufwahrscheinlichkeit In der Summe aller Regelzonen gab es im Jahr 2008 in 1.904 von 35140 Viertelstunden Ab- rufe der positiven Minutenreserve. In der Vattenfall-Regelzone wurden davon lediglich in 87 von 1.904 Viertelstunde Abrufe registriert. 59 dieser 87 Viertelstunden verteilen sich auf lediglich zwei Tage Anfang Juli. Die minimale Abrufleistung in der VET-Regelzone lag bei 130 MW, die höchste bei 397 MW. Der Mittelwert lag bei 243 MW, der Median bei 200. In der Summe aller Regelzonen lag der geringste Abruf bei 15 MW, der höchste bei bundesweit 1.467 MW. Der Mittelwert lag bundesweit bei 315 MW, der Median bei 248 MW.

RegModHarz-Leitszenarien Seite 68 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Arbeitspreise zu Zeiten des Abrufs in der VET-Regelzone (spätere 50Hertz-Regelzone) Berücksichtigt man ausschließlich die Zeiten, zu denen in der VET-Regelzone Abrufe erfolg- ten, so lag der durchschnittliche mittlere Arbeitspreis bei 233 €/MWh. Der mittlere Arbeits- preis bewegte sich zwischen 144 €/MWh im 5%-Quantil und 301 €/MWh im 95%-Quantil. Die maximalen Arbeitspreise lagen im Durchschnitt der Abrufe in der VET-Regelzone bei 280 €/MWh, die minimalen bei 214 €/MWh. Anders als die Durchschnittswerte, liegen die Me- dianwerte für niedrigsten, mittleren und maximalen Arbeitspreis nahe beieinander, und zwar bei 220,00 €/MWh, 234,70 €/MWh sowie 235 €/MWh

Arbeitspreise negative Minutenreserve Bei einem Abruf von negativer Minutenreserve zahlt der Anbieter den Arbeitspreis an den Übertragungsnetzbetreiber. Alle bezugschlagten Minutenreserveangebote des jeweiligen 4- Stunden-Blocks werden nach Arbeitspreis sortiert, beginnend mit dem höchsten Arbeitspreis, den ein Anbieter zu zahlen bereit ist. Dies erfolgt anhand einer gemeinsamen Liste für alle vier Regelzonen. Je nach Bedarf in einer bestimmten Viertelstunde wird nach dieser Reihen- folge abgerufen. Der maximale Arbeitspreis entspricht also dem ersten und höchsten Gebot, dass bei einem Abruf garantiert abgerufen wird. Der niedrigste Arbeitspreis entspricht dem geringsten Arbeitspreis, der in dieser Viertelstunde noch zu einem Abruf kam. Je größer die Abrufleistung innerhalb einer Viertelstunde, umso niedriger somit auch der mögliche niedrigste Arbeitspreis. Der mittlere Arbeitspreis soll einen Anhaltspunkt für einen typischen Ar- beitspreis darstellen. Er errechnet sich Mittel der abgerufenen Arbeitspreise, gewichtetet anhand der jeweils abgerufenen Leistungsanteile. Die Arbeitspreise in der Zeitreihen-Tabelle sind jeweils auf 0,1 €/MWh genau gerundet.

Abrufwahrscheinlichkeit In der Summe aller Regelzonen gab es im Jahr 2008 in 3.293 von 35.140 Viertelstunden Abrufe der negativen Minutenreserve. In der Vattenfall-Regelzone wurden davon in 890 der 3.293 Viertelstunden Abrufe registriert. Die minimale Abrufleistung in der VET-Regelzone lag bei 45 MW, die höchste bei 555 MW. Der Mittelwert lag bei 236 MW, der Median bei 200. In der Summe aller Regelzonen lag der geringste Abruf bei 30 MW, der höchste bei bundesweit 2.229 MW. Der Mittelwert lag bundesweit bei 444 MW, der Median bei 348 MW.

Arbeitspreise zu Zeiten des Abrufs in der VET-Regelzone Berücksichtigt man ausschließlich die Zeiten, zu denen in der VET-Regelzone Abrufe erfolg- ten, so lag der durchschnittliche mittlere Arbeitspreis bei 0,60 €/MWh. Der mittlere Arbeits- preis bewegte sich zwischen 0,- €/MWh im 5%-Quantil und 5,- €/MWh im 95%-Quantil. Die maximalen Arbeitspreise lagen im Durchschnitt der Abrufe in der VET-Regelzone bei 1,10 €/MWh, die minimalen bei 0,2 €/MWh. Die Medianwerte für niedrigsten, mittleren und maximalen Arbeitspreis liegen bei 0,- €/MWh, 0,- €/MWh sowie 0,60 €/MWh.

RegModHarz-Leitszenarien Seite 69 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

2.4.5 Ausgleichsenergiepreise [11] Ausgleichsenergiepreise Leitszenario 1 Der Ausgleichsenergiebedarf der Bilanzkreise ergibt sich aus der Summe der Abweichungen zwischen den gemeldeten Fahrplänen und dem tatsächlichen Kundenverbrauch bzw. der tatsächlichen Einspeisung durch die Kraftwerke. Er wird zu jeder ¼-Stunde als mittlerer Leis- tungswert durch den Regelzonensaldo erfasst. Die Abrechnung mit den Bilanzkreisen erfolgt viertelstündlich auf Basis der Arbeitspreise für Regelenergie. [zh] Der Ausgleichsenergiepreis ergibt sich je Viertelstunde aus den Arbeitskosten für die Regel- energie (Sekundärregelreserve und Minutenreserve) dividiert durch den abrechnungsrele- vanten Saldo der Regelenergiemenge, wobei der Betrag des Ausgleichsenergiepreises auf den Arbeitspreis des teuersten in der betroffenen Viertelstunde eingesetzten Regelenergie- angebotes (Sekundärregelreserve und Minutenreserve) begrenzt ist. Ein kleiner Regelzo- nensaldo deutet nicht zwangsläufig auf eine geringe Menge eingesetzter Regelenergie, und somit auf geringe Kosten und Preise hin, da auch innerhalb einer Viertelstunde ein Wechsel zwischen positiver und negativer Regelenergie nötig sein kann.[zh] Zahlungsrichtung bei der BK-Abrechnung [zi]: - Positiver Ausgleichsenergiepreis: 1. unterdeckter BK bezahlt Geld; 2. überdeckter BK erhält Geld - Negativer Ausgleichsenergiepreis: 1. überdeckter BK bezahlt Geld; 2. unterdeckter BK erhält Geld Im Mai 2009 schlossen sich drei ÜNB zum Netzregelverbund zusammen. Die drei ÜNB EnBW Transportnetze AG, transpower stromübertragungs gmbh und Vattenfall Europe Transmission GmbH haben sich im Rahmen des Netzregelverbundes (NRV) zur Einführung eines regelzonenübergreifenden einheitlichen Bilanzausgleichsenergiepreises (reBAP) ent- schlossen. Damit gilt ab Mai 2009 in den drei derzeit am NRV beteiligten Regelzonen je 1/4h derselbe Ausgleichsenergiepreis. Der reBAP wird grundsätzlich als Division aller in den drei Regelzonen anfallenden Regelarbeitskosten und der dazugehörigen anfallenden Regelar- beitsmengen je 1/4h berechnet.[zi] Dieser Regelverbund wurde zum 1.5.2010 auf alle 4 Regelzonen ausgeweitet [zj]. Im Jahr 2008 verhielt sich dies noch anders: Ausgleichsenergiepreise wurden je Regelzone berechnet. Da sich der Landkreis Harz vollständig in der damaligen Vattenfall-Regelzone befindet sind hier ausschließlich die Ausgleichsenergiepreise der VET-Regelzone wiedergegeben [q]. In ca. 2/3 der Viertelstunden im Jahr 2008 lag ein Bedarf an negativer Ausgleichsenergie vor, an ca. 1/3 der Viertelstunden ein Bedarf an positiver Ausgleichsenergie (23.613 zu 11.523 Viertelstunden). Die Ausgleichsenergiepreise je Viertelstunde unterscheiden sich danach, ob in der Regelzo- ne ein Bedarf an positiver oder negativer Ausgleichsenergie besteht.

RegModHarz-Leitszenarien Seite 70 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Tabelle 2.4.5-1: Mittlere Ausgleichsenergiepreise im Jahr 2008 in der VET-Regelzone Zeiten mit Bedarf an negativer Zeiten mit Bedarf an posi- Arbeitspreis [€/MWh] Ausgleichsleistung tiver Ausgleichsleistung Min 0,00 97,00 5%-Quantil 0,00 116,00 MEDIAN 1,00 160,00 95%-Quantil 2,75 160,00 Max 13,00 501,00 Die Ausgleichsenergiepreise in Zeiten mit Bedarf an positiver Ausgleichsenergie sind im Jah- resverlauf 2008 gestiegen: lag der mittlere Preis im 1. Hj noch bei 144 €, waren es im 2. Hj 161 €. Berechnet man einen mittleren Preis für die Ausgleichsenergie aller Viertelstunden, so be- trägt dieser 50,44 €/MWh für das Jahr 2008 (siehe folgende Tabelle): Tabelle 2.4.5-2: Mittlere Ausgleichsenergiepreise in den Monaten 2008 in der VET-Regelzone Mittlerer Arbeits- preis aller Viertel- Zeitraum stunden [€/MWh] Januar 31,97 Februar 39,24 März 59,17 April 89,41 Mai 52,18 Juni 50,68 Juli 69,09 August 43,78 September 54,65 Oktober 42,32 November 55,95 Dezember 16,80

Jahresmittelwert 50,44

[11b] Day-Ahead-Prognose der Ausgleichsenergiepreise 2008 Die energiewirtschaftliche Optimierungsstrategie ist so angelegt, dass grundsätzlich Bilanz- kreisabweichungen vermieden werden und damit Ausgleichsenergiekosten minimiert werden. Insofern sind mit den übrig bleibenden Bilanzkreisabweichungen zwar Ausgleichsener- giekosten verbunden, diese haben aber keinerlei Einfluss auf die vom Energiemanagement erzeugten Fahrpläne und Entscheidungen. Deshalb ist keine Prognosezeitreihe für Aus- gleichsenergie notwendig, sondern es können die tatsächlich entstehenden Kosten aus den Bilanzkreisabweichungen im Nachgang in die Kalkulationen einbezogen werden. Die Einpreisung der Kosten kann anhand der zu einem späteren Zeitpunkt bekannten tat- sächlichen Preise erfolgen. Um vorab die Kosten einschätzen zu können, ist sicherlich hilfreich, die Funktionalitäten zu kennen. Diese waren 2008 allerdings noch sehr anders als

RegModHarz-Leitszenarien Seite 71 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

bereits nach November 2009, seitdem der regelzonenübergreifende Verbund mit einheitlichen Ausgleichsenergiepreisen besteht. Bemerkenswert ist die Abhängigkeit von der Windeinspeisung hinsichtlich der Wahrschein- lichkeit, mit der es 2008 in der VET-Regelzone zu positiver oder negativer Regelzonenbilanz kam. Die mittleren Preise über einen längeren Zeitraum betrachtet unterscheiden sich demnach je nach Windeinspeisung. Die Preise für negative Ausgleichsenergie betrugen 2008 im Median 1 €/MWh. Bei extrem niedriger Windenergieeinspeisung ist die Wahrscheinlichkeit höher, dass in der Regelzone ein positiver Ausgleichsenergiebedarf besteht. Die Preise für positive Ausgleichsenergie betrugen 2008 im Median 160 €/MWh. Die Ausgleichsenergie- preise entstehen aufgrund der Kosten, die in der Regelzone bzw. zukünftig im Regelzonen- verbund für die Regelenergie anfallen und werden viertelstündig auf jede MWh Bilanzabwei- chung eines Bilanzkreises umgelegt. Bei hoher Windenergieeinspeisung ist die Wahrschein- lichkeit höher, dass in der Regelzone ein negativer Ausgleichsenergiebedarf entsteht, da bei gleichzeitig heruntergefahrenen konventionellen Kraftwerken die Kapazitäten für negative Regelung eingeschränkt sind. Die folgende Tabelle zeigt Beziehungen zwischen Windenergieeinspeisungen sowie Spot- preis auf die mittleren VET-Ausgleichsenergiepreise in 2008:

Tabelle 2.4.5-3: Beziehungen zwischen Windenergieeinspeisungen sowie Spotpreis auf die mittleren VET-Ausgleichsenergiepreise in 2008 Anteil bundesweite VET- EEX-Day Ahead VET- EEG-Wind- Ausgleichs- Spotmarkt Ausgleichs- einspeisung am energiepreise stündlicher Mar- energiepreise Nettostromverbrauch im Mittel 2008 ket Clearing Price im Mittel 2008 2008 [€/MWh] (2008) [€/MWh] [€/MWh] (BDEW; UCTE)

36 -38 % 0,62 <0 0,63 31 -35 % 22,21 0-12,5 11,16 21 -30 % 29,70 12,5 -25 30,61 11 -20 % 42,10 25 -50 42,46 6-10 % 48,59 50 -75 48,57 0-5 % 58,45 75 -100 55,97 100 -150 73,68 > 150 99,36 In der Tabelle oben legt der Bezug zu den Preisen 2008 nahe, die Windenergieeinspeisung in der VET-Regelzone heranzuziehen. Im Hinblick auf den von der Bundesnetzagentur in 2009 bereits umgesetzten bundesweiten Regelverbund ist jedoch der bundesweite Blick vor- teilhaft. Ebenso wird deutlich, dass in 2008 die Ausgleichsenergiepreise im Mittel für diejenigen Vier- telstunden hoch sind, zu denen die Spotmarktpreise hoch liegen. Dies gründet sich auf einen vergleichbaren Zusammenhang: hohe Spotmarktpreise gründen sich teils auf Kraftwerksaus- fällen mit dem Bedarf an positiver Regelenergie. Je mehr Windeinspeisung, desto geringer werden die Spotmarktpreise und desto höher wird die Wahrscheinlichkeit, dass negative Ausgleichsenergie benötigt wird und somit der Preis häufiger in der Größenordnung von 1 € als bei 130-160 € liegt. Es ist nicht möglich, vorherzusagen, ob die Gesamtbilanz in der Regelzone positiv oder negativ sein wird.

RegModHarz-Leitszenarien Seite 72 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

2.4.6 Sekundärregelleistung Marktpreise [12] Preise für Sekundärregelleistung in Leitszenario 1 Wie auch bei der Minutenreserve wird getrennt nach positivem und negativen Regelenergie- bedarf ausgeschrieben. Die Ausschreibung fand 2008 noch monatlich für den jeweils nächs- ten Monat statt. Es wird für zwei Blöcke geboten: HT-Zeit (Montag bis Freitag 8.00-20.00 Uhr) und NT-Zeit (restliche Zeit). Die Angabe der Leistungspreise erfolgt hier in Form des Grenzleistungspreises, des mittleren Leistungspreises sowie des niedrigsten Leistungspreises, der sich für jeden gehandelten Monat ermitteln lässt. Dabei ist der Grenzleistungspreis der höchste Leistungspreis, der für einen Monat noch einen Zuschlag erhalten hat. Der mittlere Leistungspreis ist der auf die gesamte bezuschlagte Leistung gerechnete Durchschnittspreis eines Monats. Der niedrigste Leistungspreis entspricht dem niedrigsten Gebot für einen Monat. Datenquelle: [r]

Tabelle 2.4.6-1: Monatliche Leistungspreise Positive Sekundärregelung 2008 Positive Sekundärregelleistung Niedrigste Leis- Mittlere Leis- tungspreise tungspreise Monatsmittelwert Monatsmittelwert Grenzleistungspreise [€/MW] [€/MW] Monatsmittel [€/MW] Zeitraum 2008 Gesamtmenge [MW] HT NT HT NT HT NT Januar 3.050 4.290 2.878 5.393 3.511 5.977 3.942 Februar 3.050 5.189 3.301 5.574 3.497 5.875 3.800 März 3.050 5.190 3.298 5.608 3.537 5.821 3.800 April 3.050 5.562 3.290 5.744 3.476 6.200 3.614 Mai 3.010 5.594 3.311 5.674 3.517 5.750 3.600 Juni 3.010 5.630 3.411 5.724 3.554 5.948 3.639 Juli 3.000 5.630 3.409 6.778 3.536 12.608 3.729 August 3.000 5.139 3.352 6.009 3.488 9.500 3.536 September 3.000 5.300 3.343 5.733 3.456 6.200 3.489 Oktober 2.860 5.550 3.395 5.689 3.430 5.900 3.473 November 2.860 5.530 3.092 5.677 3.356 5.885 3.699 Dezember 2.860 5.400 3.099 5.524 3.362 5.698 3.395 Jahresmittelwert 2.983 5.334 3.265 5.761 3.477 6.780 3.643

RegModHarz-Leitszenarien Seite 73 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Tabelle 2.4.6-2: Monatliche Leistungspreise Negative Sekundärregelung 2008 Negative Sekundärregelleistung Niedrigste Leis- Mittlere Leis- tungspreise tungspreise Monatsmittelwert Monatsmittelwert Grenzleistungspreise [€/MW] [€/MW] Monatsmittel [€/MW] Zeitraum 2008 Gesamtmenge [MW] HT NT HT NT HT NT Januar 2.470 900 2.200 1.139 2.576 1.388 4.444 Februar 2.470 990 2.589 1.083 2.932 1.281 4.701 März 2.470 959 2.702 1.062 3.334 1.181 4.802 April 2.470 990 2.930 1.080 3.411 1.181 4.905 Mai 2.400 994 3.031 1.055 3.521 1.125 4.979 Juni 2.400 984 3.150 1.058 3.721 1.148 5.479 Juli 2.380 985 3.345 1.047 3.983 1.149 8.865 August 2.380 992 3.496 1.044 4.073 1.080 8.433 September 2.380 996 3.694 1.044 4.205 1.070 8.527 Oktober 2.340 998 3.411 1.027 4.527 1.070 8.689 November 2.340 998 4.229 1.035 4.936 1.085 6.700 Dezember 2.340 998 4.250 1.014 5.186 1.050 6.700 Jahresmittelwert 2.403 982 3.252 1.057 3.867 1.151 6.435

RegModHarz-Leitszenarien Seite 74 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

2.4.7 Primärregelleistung Marktpreise [13] Preise für Primärregelung Die Primärregelung wird als symmetrisches Leistungsband angefragt, d.h. es erfolgt keine getrennte Ausschreibung von positiver und negativer Regelleistung. Primärregelung ist nur mit einem Leistungspreis behaftet, nicht mit einem Arbeitspreis. Die Ausschreibung fand im Jahr 2008 noch monatlich jeweils für den nächsten Monat statt. Die Angabe der Leistungspreise erfolgt hier in Form des Grenzleistungspreises, des mittleren Leistungspreises sowie des niedrigsten Leistungspreises, der sich für jeden gehandelten Monat ermitteln lässt. Dabei ist der Grenzleistungspreis der höchste Leistungspreis, der für einen Monat noch einen Zuschlag erhalten hat. Der mittlere Leistungspreis ist der auf die gesamte bezuschlagte Leistung gerechnete Durchschnittspreis eines Monats. Der niedrigste Leistungspreis entspricht dem niedrigsten Gebot für einen Monat. Datenquelle: [r]

Abbildung 2.4.7-1: Leistungspreise Primärregelung Januar 2008 – August 2010 Tabelle 2.4.7-1: Monatliche Leistungspreise Primärregelung in 2008 Gesamt- Niedrigster Mittlerer Grenz- menge Leistungspreis Leistungspreis Leistungspreis Zeitraum [MW] [€/MW] [€/MW] [€/MW] 01.01. - 31.01.2008 664 11.200,00 12.087,20 14.133,00 01.02. - 29.02.2008 663 11.000,00 12.408,82 13.637,00 01.03. - 31.03.2008 663 10.498,00 12.587,21 13.475,75 01.04. - 30.04.2008 663 10.800,00 12.809,49 13.888,00 01.05. - 31.05.2008 663 11.000,00 12.857,64 14.436,00 01.06. - 30.06.2008 663 12.799,00 13.618,51 16.615,00 01.07. - 31.07.2008 668 13.500,00 14.875,96 22.500,00 01.08. - 31.08.2008 663 13.650,00 16.460,94 20.737,00 01.09. - 30.09.2008 663 14.000,00 16.925,72 22.957,00 01.10. - 31.10.2008 664 14.000,00 17.687,49 24.100,00 01.11. - 30.11.2008 664 15.875,00 18.438,47 25.241,00 01.12. - 31.12.2008 664 16.000,00 18.532,66 24.800,00 Jahresmittelwert 663,75 12.860,17 14.940,84 18.876,65

RegModHarz-Leitszenarien Seite 75 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Tabelle 2.4.7-2: Monatliche Leistungspreise Primärregelung in 2009 bis Aug 2010 Niedrigster Mittlerer Leistungspreis Leistungspreis Grenzleistungs- Zeitraum [€/MW] [€/MW] preis [€/MW] Jan 09 16.287 17.848 19.781 Feb 09 16.287 17.759 21.300 Mrz 09 15.794 17.262 18.920 Apr 09 16.124 17.194 18.588 Mai 09 16.500 17.118 17.800 Jun 09 16.388 17.020 17.550 Jul 09 16.500 16.890 17.199 Aug 09 16.100 16.504 16.887 Sep 09 15.494 16.326 16.472 Okt 09 14.824 15.891 16.460 Nov 09 14.946 16.460 24.000 Dez 09 15.599 16.140 17.087 Jan 10 15.498 15.891 16.150 Feb 10 13.899 15.579 15.990 Mrz 10 13.899 15.124 15.397 Apr 10 13.899 14.648 14.887 Mai 10 13.620 14.187 14.689 Jun 10 13.587 14.100 14.650 Jul 10 13.600 14.155 14.598 Aug 10 13.800 14.151 14.500

RegModHarz-Leitszenarien Seite 76 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

2.4.8 EEX-Intradayhandel - Marktpreise

[14] EEX-Intraday-Stromhandelspreise Die Kennwerte des Intraday-Stromhandel der EEX im Jahr 2008 lassen den folgenden Ta- bellen entnehmen (vergleiche [f]): Tabelle 2.4.8-1: EEX-Intradayhandel Average Preis und Handelsvolumen 2008

Average Price Handelsvolumen Jahresmittelwert 63,50 €/MWh Jahresmittelwert 260,9 MW Min 2008 -22,65 €/MWh Min 2008 0,0 MW Max 2008 389,80 €/MWh Max 2008 1732,0 MW 5%-Quantil 16,80 €/MWh 5%-Quantil 15,0 MW 95%-Quantil 115,10 €/MWh 95%-Quantil 685,0 MW

Tabelle 2.4.8-2: Monatliche Mittelwerte für den EEX-Intradaystromhandel 2008

Volume Average MW LowPrice High Price Last Price Price Jahr 2008 €/MWh €/MWh €/MWh €/MWh Januar 215,9 47,60 62,50 54,90 55,30 Februar 186,0 49,60 59,70 53,40 55,00 März 226,3 46,40 60,20 52,90 53,60 April 265,7 57,30 72,90 64,30 65,10 Mai 288,0 48,11 62,03 55,20 55,00 Juni 292,5 61,29 81,74 69,58 70,43 Juli 297,6 59,64 76,42 68,00 68,05 August 263,5 50,87 65,20 56,41 58,32 September 270,4 73,22 92,50 82,42 83,15 Oktober 253,3 72,09 92,40 80,55 81,80 November 311,1 54,27 74,43 64,78 64,68 Dezember 258,8 42,92 60,43 50,75 52,18

Mittelwert 260,9 55,24 71,68 62,74 63,52

RegModHarz-Leitszenarien Seite 77 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

2.4.9 Terminmarkt EEX- Marktpreise

[15] Terminmarkt EEX Am Terminmarkt werden finanzielle Terminkontrakte (Futures) gehandelt. Diese Futures beinhalten das Recht und die Pflicht, zu einem bestimmten Zeitpunkt/Zeitraum in der Zukunft eine bestimmte Menge Strom zu einem bei Abschluss des Vertrages festgelegten Preis zu erwerben. Wie auch am Spotmarkt existiert am Terminmarkt ebenfalls die Unterscheidung zwischen Base- und Peakprodukte. Die handelbaren Zeiträume belaufen sich auf die nächs- ten neun Monate, elf Quartale und sechs Jahre. Da zur Bestimmung der Portfoliobewirtschaftungskosten ein Durchschnitt über die in den sechs Jahren, elf Quartalen und neuen Monaten vor 2008 erzielten Preise nicht aussagekräf- tig ist, beschränkt sich die folgende Darstellung auf die im 4. Quartal 2007 erzielten Preise. Neben den im 4. Quartal erzielten Preisen wird für einen weiteren Überblick eine Grafik der Preisentwicklung für Baseload und Peakload für das jeweilige Folgejahr und ihre durchschnittliche Werte in der Zeit vom Januar 2002 bis Oktober 2009 vorgestellt. Die nachfolgenden Grafiken zeigen demnach beispielhaft die Entwicklung der Preise, welche im vierten Quartal 2007 für die Futures erzielt wurden. Wie die Preise am Spotmarkt, sind auch die Preise für die Futures seit September 2007 bis Oktober 2007 gestiegen. Ab dem 20.10.2007 bewegten sich die Preise für den Frontmonat, das Frontquartal bzw. das Front- jahr auf hohem Niveau sehr volatil. Bei diesem Vergleich ist die Volatilität für den Baseload Month Futures Januar 2008 am größten und für den Baseload Year Futures 2008 am geringsten. Die Preiskurven der Monate November und Dezember haben einen ähnlichen Ver- lauf. Die Anstiegsphase zu Beginn des Betrachtungszeitraumes dauert bis Ende Oktober 2007 an, wobei der allmähliche Anstieg in einen steilen Anstieg übergeht und der höchste Preis in dem gesamten Betrachtungszeitraum erzielt wird. Danach ist der Preisverlauf der beiden Futures nur noch eingeschränkt vergleichbar. Der Baseload Month Futures-Preis für Dezember 2007 erreicht Ende Oktober 80 EUR/MWh und fällt Anfang November wieder ab auf ein Niveau von 55 EUR/MWh und nähert sich schließlich einem Preis von ca. 65 EUR/MWh. 6

6 http://www.eex.com/de/document/29402/EEX_market_monitor_Deutsch.pdf

RegModHarz-Leitszenarien Seite 78 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Abbildung 2.4.9-1: Beispielhafte Entwicklung der Futurepreise im 4. Quartal 2007

Um einen weiteren Überblick über die Preisentwicklung auf dem Terminmarkt zu erhalten stellt die nachfolgende Grafik die Preise für Baseload und Peakload für das jeweilige Folge- jahr und ihre durchschnittliche Werte in der Zeit vom Januar 2002 bis Oktober 2009 dar. Da- bei lässt sich zunächst bis zum Jahr 2008 ein stetiger Anstieg der Preise erkennen. Im Jahr 2008 selbst stieg der Preis für Base und Peak jedoch überdurchschnittlich stark auf bis zu 120€/MWh bzw. ca. 83€/MWh an. Wobei dieser im Jahr 2009 wieder unter das Niveau des Jahres 2007 sank.

RegModHarz-Leitszenarien Seite 79 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Abbildung 2.4.9-2: Entwicklung der Preise für Stromlieferungen vom Januar 2002 bis Oktober 2009 an dem EEX-Strom-Terminmarkt Quelle: http://www.vik-online.de/fileadmin/vik/EEX/Terminmarkt.pdf

2.4.10 Gas-Haushaltskundenpreise [16] Gas-Haushaltskundenpreise Leitszenario 1- 2008 An dieser Stelle wird ein Gaspreis angenommen, so wie er für den Betrieb von kleinen fossilen KWK-Anlagen als Endkundenpreis zu zahlen war. Der Gaspreis setzt sich - wie auch der Strompreis - aus Grund- und Arbeitspreis zusammen. Im folgenden werden die Brutto-Arbeitspreise je kWh dargestellt. Die Bruttopreise enthalten die Mehrwertsteuer. Im Jahr 2008 erreichten die Erdgaspreise einen hohen Stand. Das Statistische Bundesamt gibt für Haushaltskunden mit einem Gasverbrauch von 5.555 bis 55.555 kWh/Jahr für das 1. HJ 2008 einen mittleren Bruttopreis von 6,41 ct/kWh an, für das 2. HJ 2008 7,62 ct/kWh. [u]. Ein mittlerer Wert für 2008 läge somit bei ca. 7,0 ct/kWh.

Die Stadtwerke Wernigerode geben in ihrer ab dem 1. Mai 2008 gültigen Preisliste für eine Jahresabnahmen von 25.001-50.009 kWh einen Bruttoarbeitspreis von 5,83 ct/kWh an, ab 50.010 kWh sind es 6,31 ct/kWh (Grundpreis entfällt bei letzterem) [v]. Die Stadtwerke Blankenburg gegen in ihrer ab dem 1.4.2008 gültigen Preisliste für eine Jah- resabnahmen von 13.060-50.000 kWh einen Bruttoarbeitspreis von 6,77 ct/kWh an, bei einer Jahresabnahme von 50.001 – 600.001 kWh von 7,2 ct/kWh [w]. Die Stadtwerke Quedlinburg geben in ihrer ab dem 1.1. 2008 gültigen Preisliste für eine Jah- resabnahmen von 9.875-57.000 kWh einen Bruttoarbeitspreis von 6,71 ct/kWh an, bei einer Jahresabnahme von 57.001 – 188.880 kWh von 6,55 ct/kWh [x].

Zusammenfassend wird angenommen, dass die Arbeitspreise im Landkreis Harz bei einer Jahresabnahme bis 50.000 kWh bei 7 ct/kWh lagen und bei einer Jahresabnahme über 50.000 kWh bei 6,5 ct/kWh. Die bundesweiten Preise lagen 2008 im Mittel in der gleichen Größenordnung: Laut statistischem bundesamt [z] betrug der Durchschnittserlös (Grenzpreis) für Gas im Jahr 2008 4,23 ct/kWh. Der Grenzpreis ist gesetzlich definiert als Durchschnittserlös je Kilowattstunde aus

RegModHarz-Leitszenarien Seite 80 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

den Lieferungen von Gas an alle Letztverbraucher und wird ohne Umsatzsteuer ausgewiesen. Bei der Abgabe an die privaten Haushalte erlösten die Versorgungsunternehmen 2008 im Durchschnitt 5,69 ct/kWh. Inklusive 19% Umsatzsteuer sind dies 6,8 ct/kWh .

Preisbestandteile sind Beschaffungskosten, Verteilungskosten (Ergasnetz), Erdgassteuer, Konzessionsabgabe, Kosten für Abrechnung, Zählung und Beratung. Grundsätzlich unterscheiden sich die regionalen Preise. Der Regelsatz der Erdgassteuer beträgt 3,18 Cent/kWh. Wird Erdgas zum Beheizen von Wohnungen oder auch zur Verstromung verwendet, gilt ein Steuersatz von 0,55 Cent/kWh. Beispielrechnung: Beschaffung für den Lieferanten 3,6 ct/kWh + Verteilung 1,2 ct/kWh + Zählung+Abrechnung+Beratung 0,3 ct/kWh + Erdgassteuer 0,55 ct/kWh + Konzessionsab- gabe 0,03 ct/kWh = 5,7 ct/kWh + 1,1 ct/kWh MWSt = 6,8 ct/kWh. Bei einem Beschafftungspreis von 3,8 ct/kWh läge der Endkundenpreis nach dieser Beispiel- rechnung bei 7 ct/kWh.

Die folgende Grafik des BMWi [m] zeigt die Entwicklung der Preiszusammensetzung des Gaspreises der privaten Haushalte in Deutschland über die vergangenen Jahre in €/MWh.

Abbildung 2.4.10-1 Entwicklung der Preiszusammensetzung des Gaspreises der privaten Haushalte

[19] Gas-Haushaltskundenpreise Annahme für Szenario 2020 Für die Gas-Haushaltskundenpreise im Jahr 2020 wird angenommen, dass die Beschafftungskosten für die Gasvertriebe um den gleichen Betrag in ct/kWh ansteigen, wie die Industriegaskosten (siehe folgendes Kapitel). Für letztere wurde angenommen, dass sie von 4,72 ct/kWh auf 7,0 ct/kWh ansteigen. Dies macht eine Differenz von 2,28 ct/kWh. Fol- gen wir der Beispielrechnung aus [16] und gehen davon aus, dass sich die weiteren Kosten- bestandteile nicht weiter verändern, ergibt sich in Summe folgende Beispielrechung: Beschaffung für den Lieferanten 5,58 ct/kWh + Verteilung 1,2 ct/kWh + Zäh- lung+Abrechnung+Beratung 0,3 ct/kWh + Erdgassteuer 0,55 ct/kWh + Konzessionsabgabe 0,03 ct/kWh = 7,66 ct/kWh + 1,1 ct/kWh MWSt = 9,1 ct/kWh.

RegModHarz-Leitszenarien Seite 81 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Für Abnahmen bis 50.000 kWh kann somit mit 9,4 ct/kWh , für Abnahmen von 50.000- 250.000 kWh mit 8,9 ct/kWh gerechnet werden. Mitunter können die Preise niedriger ausfallen, nachdem im Jahr 2010 der Gaspreis vom Ölpreis zu entkoppeln ist (

2.4.11 Gas-Großhandelspreise [17] Gas-Großhandelspreise Leitszenario 1 - 2008 Grundsätzlich werden die Gasverträge individuell bestimmt und verhandelt. Eine wesentliche den Endkundenpreis im Großhandel bestimmende Größe ist der Beschaffungspreis, dessen grundsätzliche Entwicklung sich im Grenzübergangspreis ausdrückt. Dieser lag im Jahr 2008 im Mittel bei 7.450 €/TJ oder umgerechnet 2,7 ct/kWh. Der tatsächliche Beschaffungspreis für industrielle Kunden bzw. frei Kraftwerk liegt höher. Tabelle 2.4.11-1: Grenzübergangspreise für Erdgas 2008 Preis €/TJ Preis ct/kWh Quelle: [y] ohne Steu- ohne Steu- ern ern Jan 08 6.226 2,2 Feb 08 6.591 2,4 Mrz 08 6.611 2,4 Apr 08 6.806 2,5 Mai 08 7.080 2,5 Jun 08 7.412 2,7 Jul 08 7.775 2,8 Aug 08 7.980 2,9 Sep 08 8.059 2,9 Okt 08 8.560 3,1 Nov 08 8.748 3,1 Dez 08 8.357 3,0 Gesamt Jahr 2008 7.450 2,7

Laut statistischem bundesamt [z] betrug der Durchschnittserlös (Grenzpreis) für Gas im Jahr 2008 4,23 ct/kWh. Der Grenzpreis ist gesetzlich definiert als Durchschnittserlös je Kilowatt- stunde aus den Lieferungen von Gas an alle Letztverbraucher und wird ohne Umsatzsteuer ausgewiesen. Laut statistischem bundesamt [z] belief sich der Durchschnittserlös aus der Gasabgabe an die Industrie im Jahr 2008 auf 3,36 ct/kWh . Es ist davon auszugehen, dass industrielle Abnehmer kleinerer Größe höhere Preise bezahlen Laut Eurostat-Datenbank lagen die mittleren Erdgaspreise für industrielle Verbraucher mittlerer Größe mit einem Jahresverbrauch zwischen 10.000 GJ und 100.000 GJ (2,78 bis 27,78 GWh) in Deutschland im 1. Halbjahr 2008 im Mittel bei 11,28 €/GJ ohne angewandte Steu- ern [zb]. Dies wären 4,06 ct/kWh . Dieser Preis ist als relativer Orientierungswert zu verstehen, da die Beschaffung über unterschiedliche Lieferverträge und –märkte unterschiedlich langfristig erfolgen kann und somit die Möglichkeit besteht, sich zu unterschiedlichen Preisen einzudecken. Hinzukommt die Erdgassteuer für den Einsatz in KWK-Anlagen. Die Erdgas- steuer beträgt zum Zwecke des Verheizens oder zum Antrieb von Gasturbinen und Verbren- nungsmotoren in begünstigten Anlagen 5,50 € für 1 MWh Erdgas und 1 MWh gasförmige Kohlenwasserstoffe [za]. In Summe wären 4,61 ct/kWh ohne Mehrwertsteuer. Das BMWi gibt für industrielle Verbraucher mittlerer Größe mit einem Jahresverbrauch zwischen 10.000 GJ und 100.000 GJ einen durchschnittlichen Erdgaspreis von 4,72 ct/kWh an [zc]. Dieser Wert soll hier angenommen werden.

RegModHarz-Leitszenarien Seite 82 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

[18] Gas-Großhandelspreise Leitszenario 2 - 2020 Die folgende Grafik des BMWi (Quelle: [m]) zeigt die Zusammensetzung der Gaspreise der Industriekunden in Deutschland. Daran lässt sich gut erkennen, dass die Gaskosten selbst der wesentliche preisbestimmende Anteil sind.

Abbildung 2.4.11-1: Entwicklung der Strompreisbestandteile der Gaspreise für Industriekunden Der Gaspreis orientiert sich überwiegend an dem des Heizöls. Seit 1999 lässt sich ein kon- stanter Anstieg des Erdgaspreises beobachten. Das BMU [a2] geht für das Jahr 2020 von einem Importpreis für Gas von 10,67 €2005 /GJ aus. Bei einer jährlichen Inflation von 1,5% läge der Preis dann im Jahr 2020 bei nominal bei 13,34 €2020 /GJ. Umgerechnet auf die kWh wären dies für den Grenzübergangspreis dann 4,8 ct/kWh. Tabelle 2.4.11-2: Fortschreibung der Importpreise für Erdgas

Importpreis

Gas (BMU [a2]) €2005 /GJ €nominal /GJ ct nominal /kWh 2008 7,1 7,42 2,7 2010 7,82 8,42 3,0 2015 9,17 10,64 3,8 2020 10,67 13,34 4,8

Diese vom BMU angenommene Preissteigerung entspricht einer Fortsetzung des steilen Gaspreisanstiegs der Jahre 2004 bis 2009 wie die folgende Grafik zeigt (Quelle der Werte 1991-2009: [y]). Eine lineare Fortschreibung des Preisanstiegs der Jahre 1991-2009 führt zu einem annahmepreis für das Jahr 2020 von 3,1 ct/kWh, eine lineare Fortschreibung der Jah- re 2000-2009 zu einer Annahme von 4,0 ct/kWh und eine lineare Fortschreibung der Jahre 2004-2009 zu einem Annahmepreis für Importgas von 4,9 ct/kWh.

RegModHarz-Leitszenarien Seite 83 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Abbildung 2.4.11-2: Fortschreibung Grenzübergangspreis für Gas Industriekunden Soweit wird also davon ausgegangen, dass im Jahr 2020 der Grenzübergangspreis für Gas 4,8 ct/kWh beträgt. Anders als bei Braunkohle und Steinkohle, deren Preisanstieg zum überwiegenden Teil durch den Preis für CO2-Zertifikate bestimmt wird, sind die Preisanstiege bei Erdgas über- wiegend durch den Brennstoff selbst verursacht [a2]. Trotzdem lassen die Durchschnittswer- te für Gasimportpreise noch keinen Rückschluss auf die in Verträgen ausgehandelten Preise zu. Nimmt man also an, dass die Differenz zwischen Importpreis und mittlerem Einkaufspreis für mittlere industrielle Betriebe im Jahr 2020 gleich bleibt wie 2008 (siehe [17]), so kämen zu den 4,8 ct/kWh weitere 4,06 ct/kWh -2,70 ct/kWh = 1,36 ct/kWh hinzu. Der mittlere Einkaufs- preis läge ohne Steuern somit bei 6,16 ct/kWh. Inklusive der Erdgassteuer, die weiter mit 0,55 ct/kWh angenommen wird, zahlen industrielle Verbraucher mittlerer Größe mit einem Jahresverbrauch zwischen 2,78 GWh bis 27,78 GWh somit 6,71 ct/kWh für Erdgas ohne Umsatzsteuer. Das BMU (Quelle: [a2]) beziffert frei Kraftwerk geringere Kosten für das Jahr 2020. Die folgende Grafik des BMU zeigt den zukünftigen Verlauf der Brennstoffpreise frei Kraftwerke in zwei Energiepreispfaden einschließlich CO 2-Aufschlag. Der Mittelwert dieser beiden Preis- pfade liegt bei etwa 12 €2005 /GJ, also nominal bei 15 €2020 /GJ bei einer jährlichen Inflation von 1,5%. Umgerechnet auf die kWh wären dies 5,4 ct/kWh .

RegModHarz-Leitszenarien Seite 84 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Abbildung 2.4.11-3: Fortschreibung Kosten fossiler Brennstoffe frei Kraftwerk Das BMWi führt die Entwicklung der mittleren Erdgaspreise für industrielle Verbraucher mittlerer Größe mit einem Jahresverbrauch zwischen 10.000 GJ und 100.000 GJ von 1995 bis 2009 auf [zc]. Eine lineare Fortschreibung des Preisanstiegs der Jahre 1991-2009 führt zu einem Annahmepreis für das Jahr 2020 von 6,91 ct/kWh , eine lineare Fortschreibung der Jahre 2000-2009 zu einer Annahme von 7,65 ct/kWh und eine lineare Fortschreibung der Jahre 2004-2009 zu einem Annahmepreis für Importgas von 8,55 ct/kWh , siehe Grafik unten.

Abbildung 2.4.11-4: Fortschreibung Ergaspreise Industrie frei Kraftwerk Mitunter können die Preise niedriger ausfallen, nachdem im Jahr 2010 per Urteil des Bun- desgerichtshofes der Gaspreis vom Ölpreis zu entkoppeln ist [zf] und damit nicht weiter be- gründete ölpreisgekoppelte Gewinnmargen der Gasgroßhändler zukünftig nicht mehr zuläs- sig sind. Ein mittlere Annahme für den Industriegaspreis für das Jahr 2020 kann bei 7,0 ct/kWh liegen .

RegModHarz-Leitszenarien Seite 85 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

2.5 Stromverbrauchswerte und -zeitreihen [1] Nettostromverbrauch Leitszenario 1: Jahr 2008, Landkreis Harz Der Nettostromverbrauch des Landkreises Harz entspricht der Summe der entnommenen Jahresarbeit aus den Verteilnetzen der sechs Netzbetreiber im Landkreis. Die Annahmen zum Nettostromverbrauch sind gemeinsam mit den Lastgängen und der Annahme zur Jah- reshöchstlast zu erstellen, da diese miteinander in Verbindung stehen. Die vier Stadtwerke haben Netzdaten und Lastgangzeitreihen für RegModHarz gemäß den Veröffentlichungspflichten für RegModHarz zusammengestellt. Für die im Landkreis Harz gelegenen Teilnetze von enviaNetz und E.ON Avacon sind Annahmen zu treffen, da keine Messwerte vorliegen. Grundsätzlich wird davon ausgegangen, dass die Lastverläufe der Landkreis-Harz-Gebiete von E.ON Avacon Netz und enviaNetz sehr ähnlich sind. Der im Internet verfügbare Hochspannungslastverlauf für enviaNetz wurde mit Unterstützung von enviaNetz auf den Landkreis Harz herunterskaliert. Dieser Lastgang wurde auch für das Ge- biet von E.ON Avacon im Landkreis Harz verwendet, dabei wiederum skaliert auf die für E.ON Avacon anzunehmende entnommene Jahresarbeit 2008 im Landkreis Harz (s.u.). Bei- de Netzbetreiber haben die Zahlen sowie die zugehörigen Lastgänge als treffende Annahme bestätigt. Die entnommene Jahresarbeit der Stadtwerke betrug 2008 gemäß der für RegModHarz gemachten Angaben der Stadtwerke (Viertelstundenzeitreihen und Jahres- summen) in Summe 498.208 MWh bei einer Zahl von 106.448 der 237.653 versorgter Ein- wohner im Landkreis Harz. Für enviaNetz gehen wir von einer Jahresentnahme von 234.130 MWh aus (siehe Tabelle 1). Diese ergibt sich aus einer Entnahme aus der Hochspannungs- ebene von 325.000 MWh abzüglich der 80.370 MWh Entnahme der Stadtwerke Quedlinburg aus dem envia-Hochspannungsnetz. Für die Stromabgabe der EVU an Letztverbraucher im Landkreis Harz errechnet sich ein Wert von 1.245.358 MWh (siehe Tabelle 2). Daraus folgt, dass die Jahresentnahme aus dem Netz der E.ON Avacon im Landkreis Harz rund 502.020 MWh beträgt. Die Stromabgabe von E.ON Avacon im Landkreis Harz liegt demnach etwa doppelt so hoch wie die von enviaNetz. Dies lässt sich mit den an die Hochspannungsebene angeschlossenen Industriekunden begründen, die unabhängig vom Verhältnis der Einwoh- nerzahl in den Netzgebiet verteilt sind. Tabelle 2.5-1: Entnommene Jahresarbeit Strom in der Modellregion Harz in 2008

Netzbereich Versorgte Einwohner Gesamt kWh

SW Blkbg. 14.786 43.789.043 HalberSW 39.196 149.798.208 SW QLB 21.762 80.370.226 SW WR 30.704 224.250.797 E.ON Avacon 76.535* 502.020.252* enviaNetz 54.670* 245.129.773* Summe Stromabgabe der EVU an Letzverbraucher im 237.653 1.245.358.300 Landkreis Harz Eigenerzeugung der Industrie - // - 14.050.000

Gesamtsumme 237.653 1.259.408.000 * Annahme Aufgrund der Anpassung des Zeitstempels der EVU an den für die Simulationen verwendeten UTC-Zeitstempel entfällt die erste Stunde des Ortszeit-Jahres und für die letzte Stunde des UTC-Jahres wird der letzte bekannte Viertelstundenwert des Ortszeit-Jahres angewendet. Dadurch verändern sich die Jahressummen in der Größenordnung von Rundungs- fehlern.

RegModHarz-Leitszenarien Seite 86 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Tabelle 2.5-2: Berechnung der Jahresstrommengen des Stromverbrauchs (rote Schrift: bekannte Werte, schwarze Schrift: errechnete Werte in dieser Tabelle) Sachsen- Landkreis Anhalt je Harz je Sachsen-Anhalt Einwohner Landkreis Einwohner Stromverbrauch [MWh] [kWh] Quelle / Berechnung Harz [MWh] [kWh] Quelle / Berechnung Addition Stromabga- be EVU+Eigenerzeugun Addition der Span- Stromverbrauch insgesamt 17.538.597 7.363 g Industrie 1.259.408 5.299 nungsebenen Stromverbrauch ge- davon Stromabgabe der EVU an Letztverbraucher samt minus Eigenerz. insgesamt 14.235.000 5.976 [d] 1.245.358 5.240 Industr. davon Stromabgabe der Stadtwerke an Letztver- braucher insgesamt 498.208 Angabe Stadtwerke davon Stromabgabe von E.ON Avacon und Stromabgabe EVU enviaNetz 747.150** minus Stadtwerke (E.ON Avacon+envia) davon Stromabgabe von E.ON Avacon 502.020** minus envia davon Stromabgabe von enviaNetz 245.130** Angabe enviaNetz davon Eigenerzeugung der Industrie 3.303.597 1.387 [e] / [e] 14.050 59 [e] / [e]

Niederspannung (NS) insgesamt 5.359.212 2.250 Tabelle 3 534.719 2.250 Tabelle 3 skaliert nach Einwoh- davon private Haushalte 3.322.000 1.395 [d] 331.344 1.394 nern davon sonstige 2.037.212 855 NS minus Haushalte 203.375 856 NS minus Haushalte

Stromverbrauch Spannungsebenen oberhalb Niederspannung 12.179.385 5.113 gesamt minus NS 724.689 3.049 Industrie plus sonstige davon Industrie 10.236.446 4.298 [e] 530.831 2.234 [e] Spannungsebenen oberhalb NS minus skaliert nach Einwoh- davon Sonstige* 1.942.939 816 Industrie 193.858 816 nern

Einwohner 2.381.872 1 Parameter 12 237.653 1 Parameter 12 davon E.ON Avacon LK Harz 76.535 davon envia Netz 54.670 ** Annahme

RegModHarz-Leitszenarien Seite 87 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

In Tabelle 2.5-2 wird deutlich, dass der Anteil des Industriestromverbrauchs im Landkreis Harz bezogen auf die Einwohnerzahl deutlich geringer ist, als im gesamten Land Sachsen- Anhalt. Für die Niederspannungsebene wurde eine Stromentnahme von 2.250 kWh/Einwohner im Jahr 2008 angenommen. Als Benchmark wurden die Werte verschiedener Netzbetreiber verglichen (Tabelle 2.5-3).

Tabelle 2.5-3: Stromentnahme auf Niederspannungsebene in kWh je Einwohner 2008 gemäß den Internetveröffentlichungen verschiedener Netzbetreiber

Netzbetreiber kWh je Einwohner SW BKBG 2349 SW QLB 2282 SW HBS 2183 SW WR 2243 E.ON Avacon Sachsen-Anhalt k.A. E.ON Mitte 2252 E.ON Avacon. Niedersachsen k.A.

enviaNetz gesamt 2250 E.ON edis 2426 E.ON Hanse 2817

Annahme Landkreis Harz 2250

Der Viertelstunden-Gesamtlastgang für den Landkreis Harz ergibt sich aus der viertelstündi- gen Summe der Lastgänge der sechs Netzbetreiber. Die Verteilung der Nettostromentnahme zwischen den verschiedenen Netzbetreibern in Ta- belle 2.5-1 ist neben der Zahl der versorgten Einwohner v.a. auch stark von den angeschlossenen Industrieunternehmen abhängig. So liegt die Nettostromabgabe des Netzes der Stadtwerke Wernigerode in einer ähnlichen Größenordnung wie die des enviaNetzes und die des E.ON Avacon-Netzes ist etwa doppelt so hoch enviaNetzes.

[1b] Bruttostromverbrauch Leitszenario 1: Jahr 2008, Landkreis Harz Zusätzlich zum Nettostromverbrauch wurde eine Viertelstundenzeitreihe für die Bruttostrom- last (= Nettostromlast + Netzverluste) erstellt, da u.a. Ziel bei RegModHarz ist, zu zeigen, wie der gesamte Strombedarf im Netz über den virtuellen Kraftwerksverbund bereit gestellt werden könnte. Dazu wurde ein Summenlastgang der Netzverluste erstellt, und zwar per Additi- on der Netzverluste-Summenlastgänge der Netzbetreiber. Für die Stadtwerke lagen die Zeit- reihen vor. Für enviaNetz im Landkreis Harz wurde gemeinsam mit dem Betreiber ein Sum- menlastgang der Netzverluste grob abgeschätzt. Da für E.ON Avacon keinerlei Informatio- nen zu den Netzverlusten vorliegen, wurde die enviaNetz-Zeitreihe der viertelstündigen %ualen Netzverluste je Nettostromlast auch für E.ON Avacon übernommen. In der Realität wird dies nicht so sein, etwa weil die Industrieunternehmen im E.ON Avacon-Netz sich anders verhalten, soll aber als Annahme für die Simulationen in RegModHarz vorerst ausrei- chen.

RegModHarz-Leitszenarien Seite 88 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

In der Jahresübersicht für 2008 ergibt sich ein Wert für den Bruttostrombedarf im Landkreis Harz in 2008 von 1.298.552.163 kWh: (siehe auch Kapitel 5.6 Jahreshöchstlast: Tabelle 4.) Aufgrund der Anpassung des Zeitstempels der EVU an den für die Simulationen verwendeten UTC-Zeitstempel entfällt die erste Stunde des Ortszeit-Jahres und für die letzte Stunde des UTC-Jahres wird der letzte bekannte Viertelstundenwert des Ortszeit-Jahres angewendet. Dadurch verändern sich die Jahressummen in der Größenordnung von Rundungs- fehlern. Als Jahressumme für die Bruttoverbrauchslast ergibt sich aus den Zeitreihen somit 1.298.445 MWh, was auf 1,298 TWh abgerundet wird.

[2] Nettostromverbrauch Leitszenario 1: Jahr 2008, BRD Daten zum Nettostromverbrauch der Staaten im ENTSO-Verbund werden im Internet transparent veröffentlicht [h]. Dabei wird über die Ende März 2010 im Internet verfügbaren „hourly load data“ für das Jahr 2008 ein Nettostromverbrauch von rund 496 TWh ohne die Eigen- stromproduktion der Industrie und Teilen der Deutschen Bahn angegeben. Diese Jahres- summe und diese Zeitreihe sind für die Leitszenarien entscheidend. Auch der für den Land- kreis Harz erstellte Nettostromlastgang beinhaltet nicht die Eigenstromproduktion der Indust- rie. Der BDEW gab im Sommer 2009 als vorläufiger Wert für den Nettostromverbrauch der allgemeinen Versorgung 518 TWh an und insgesamt 539 TWh [j]. In RegModHarz sollen die aktuelleren bei ENTSO vorliegenden Werte verwendet werden, auch da hierzu die entsprechende Zeitreihe zu Einsatz kommt. Zu den bei ENTSO abrufbaren Werten: Die absoluten ENTSO-Monatssummen für den Stromverbrauch Deutschlands beinhalten zum einen die stundengenauen Angaben der ÜNB zum Lastgang der allgemeinen Versorgung in den Übertragungsnetzen ohne die Pumparbeit von Pumpspeicherwerken sowie die dezentrale Einspeisung Erneuerbarer Energien in die Verteilnetze. Diese stundengenauen Werte beinhalten hingegen nicht die Eigenstromproduk- tion der Industrie und Teilen der Deutschen Bahn. ENTSO geht davon aus, dass damit erst etwa 91 % des Gesamtstromverbrauchs beschrieben sind, im Jahr 2008 etwa 89%. Deshalb liegt die Jahressumme aus den bei ENTSO abrufbaren Stundenwerten der Netzlast für das Jahr 2008 bei etwa 495 TWh , während die Summe der angegebenen Monatssummen zum Nettostromverbrauch incl. Eigenproduktion der Industrie bei 557 TWh liegt. Der Bruttostromverbrauch betrug in 2008 in der Bundesrepublik 614,8 TWh. (Quelle: [m])

RegModHarz-Leitszenarien Seite 89 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

[3] Nettostromverbrauch Leitszenario 2: Jahr 2020, BRD Ein erster Ansatz der Abschätzung des Nettostromverbrauchs der Bundesrepublik Deutsch- land besteht in der linearen Fortschreibung der Erfahrungswerte aus den vergangenen Jah- ren. Dies erfolgt anhand der von ENTSO im Internet transparent veröffentlichten Werte [h]. Bei dieser Fortschreibung, dargestellt in der Grafik unten, wurde das Jahr 2009 nicht mit be- rücksichtigt – denn begründet durch die Wirtschaftskrise lag der bundesweite Stromver- brauch außerordentlich um etwa 5% niedriger als in den Jahren 2004-2008.

Abbildung 2.5-1: Nettostromverbrauch Deutschland In den Jahren 2004 bis 2008 blieb das Niveau recht gleich. Auch wenn anders als noch im Zeitraum von 1971 bis 1990 sich Wirtschaftsleistung und Stromverbrauch nicht mehr parallel entwickeln, so stieg doch trotzdem der Stromverbrauch von 1991-2008 weiter an, mit jährlich allerdings weniger als 1%, wie der BDEW [j] feststellt. Der Gesamtstromverbrauch verteilte sich laut BDEW [j] im Jahr 2008 zu 47 % auf die Industrie, zu 26 % auf die Haushalte, zu 22 % auf Gewerbe, Handel, Dienstleistungen, zu 3% auf Verkehr und 2 % auf die Landwirt- schaft. Grafik oben zeigt, dass die lineare Fortschreibung des Nettostromverbrauches incl. Eigen- stromproduktion der Industrie aus den Jahren 1996-2008 und aus den Jahren 2004-2008 zu sehr ähnlichen Ergebnissen für das Jahr 2020 führt. Demnach läge der Stromverbrauch im Jahr 2020 um +2,8 % höher als im Jahr 2008. Bezogen auf den Nettostromverbrauch ohne Eigenstromproduktion der Industrie von 495 TWh im Jahr 2008 könnte für das Jahr 2020 ein Nettostromverbrauch von 509 TWh angenommen werden. Auch die Studie von ewi/prognos [k] aus dem Jahr 2005 erhärtet die These eines leichten Anstiegs des Nettostromverbrauchs. Hierin kommt man zu dem Schluss, dass bis zum Jahr 2030 der Endenergieverbrauch in allen Verbrauchssektoren zurück geht, aber die Anteile von Elektrizität und Gasen dabei zunehmen. Weiterhin wird davon ausgegangen, dass die privaten Haushalte bis 2030 rund 14 % weniger Energie verbrauchen als 2002, wegen zu- nehmender Ausstattung mit Elektrogeräten der Stromverbrauch aber erst nach 2020 sinkt. Der Endenergieverbrauch der Industrie verringert sich nach dieser Prognose bis 2030 um 7%, wobei aber der Stromverbrauch wächst. Es wird angenommen, dass der Endenergie- verbrauch von 2.539 TWh im Jahr 2000 auf 2.458 TWh im Jahr 2020 sinkt, wobei der Anteil

RegModHarz-Leitszenarien Seite 90 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

des Stroms dabei von 18,8% im Jahr 2000 auf 21,2% im Jahr 2020 ansteigt. Demnach läge der Anteil des Stroms am Endenergieverbrauch im Jahr 2000 bei 478 TWh, im Jahr 2010 bei 515 TWh und im Jahr 2020 bei 521 TWh. Bei der Erstellung der Zeitreihe ist die UCTE-Zeitreihe aus 2008 skaliert worden auf einen Jahresenergieverbrauch von 509 TWh.

[3b] Bruttostromverbrauch Leitszenario 2: Jahr 2020, BRD Für den Bruttostromverbrauch wird angenommen, dass dieser sich im Jahr 2020 im gleichen Verhältnis zum Nettostromverbrauch befindet wie im Jahr 2008. Es wird zwar einzelne struk- turelle Veränderungen geben, z.B. einen verstärkten Ausbau dezentraler Energieanlagen, aber auch diese müssen zeitweilig ihre Stromproduktion über weite Strecken mit entsprechenden Verlusten transportieren. Im Jahr 2008 betrug der Anteil der Verluste mit 119 TWh bezogen auf den nettostromverbrauch von 496 TWh 24%. Bei einem oben angenommenen Nettostromverbrauch von 509 TWh im Jahr 2020 und demselben Verlustanteil wäre somit ein Bruttostromverbrauch von 631 TWh im Jahr 2020 anzunehmen. Dieser Wert lässt sich auch errechnen, wenn man die in der unten dargestellten Grafik des statistischen Bundes- amtes angenommene Entwicklung des bruttostomverbrauchs von 2000-2009 nimmt, für 2010 einen Wert von 601 TWh annimmt (ausklingende Wirtschaftskrise) und die Jahre 2000- 2010 linear fortschreibt.

Abbildung 2.5-2: Anteil der erneuerbaren Energieträger am Bruttostromverbrauch

RegModHarz-Leitszenarien Seite 91 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

[4a] Nettostromverbrauch Leitszenario2/2020; Landkreis Harz ohne E-KfZ In der Energiestudie 2007 für das Land Sachsen-Anhalt [f] ist zu lesen: „Aufgrund des demo- grafischen Wandels wird der Energiebedarf im Land Sachsen-Anhalt perspektivisch zurück- gehen.“ Für die Bundesrepublik Deutschland wird ein leichtes Ansteigen des Nettostromver- brauchs der allgemeinen Versorgung aus den Netzen von 496 TWh im Jahr 2008 [2] auf 509 TWh im Jahr 2020 [3] angenommen. Für eine Annahme des Nettostromverbrauchs im Jahr 2020 für die Region Harz wurde die Entwicklung der Bevölkerung, ermittelt durch das statistische Landesamt Sachsen-Anhalt, zugrunde gelegt. Demnach werden im Jahr 2020 im LKH statt 237653 im Jahr 2008 nur noch 216000 Menschen leben (siehe Parameter P12). Daraus ergibt sich ein Bevölkerungsfaktor von 0,909 . Der Nettostromverbrauch konnte für das Jahr 2008 in drei verschiedene Ver- brauchsgruppen unterteilt werden. Diese Verbrauchsgruppen sind das Verarbeitende Ge- werbe incl. Bergbau (530831 MWh ), private Haushalte (331344 MWh ) und sonstige Ver- braucher (397233 MWh ). Während davon ausgegangen wird, dass sich der Stromverbrauch beim verarbeitenden Gewerbe incl. Bergbau nicht bevölkerungsabhängig verhält und somit konstant bleibt, werden die anderen Verbrauchergruppen mit dem Bevölkerungsfaktor skaliert. Daraus ergeben sich 530831+331344*0,909+397233*0,909=1193106 MWh. Von dieser Summe wird die in industrieller Eigenerzeugung produzierte Elektroenergie von 14050 MWh abgezogen. Es bleibt ein Nettostromverbrauch im LKH von 1,179 TWh ohne die Berücksich- tigung des bundesdeutschen Trends. Wird dieser mit der Steigerung von 2,8 % (siehe [3]) mit einbezogen, so errechnen sich 1,179 TWh*1,028= 1,212 TWh . Für die Annahme des Bruttostrombedarf wird angenommen, dass die anteiligen Netzverluste sich im Jahr 2020 in der gleichen Größenordnung bewegen wie 2008. Dies waren 54 TWh von 1,245 TWh = 4,34 %. Somit läge der Bruttostrombedarf ohne E-KfZ bei 1,212 TWh * 1,0434 = 1,264 TWh . Die Zeitreihe für den Nettostromverbrauch errechnete sich mittels Skalierung der für Leitsze- nario 1 (2008) vorgelegten anhand des Jahresverbrauchs.

[4b] Nettostromverbrauch Leitszenario2/2020; Landkreis Harz mit E-KfZ Zusätzlich zu dem im 2020 abgeschätzten Nettostromverbrauch (siehe [2]) wurde der E-KFZ Beitrag berücksichtigt. Die geschätzte Anzahl von E-KFZ im LKH im Jahr 2020 beträgt 2780 Fahrzeuge (siehe Parameter P11). Bei der Annahme: • Durchschnittsstrecke 44 km [MiD2008] • 254 Arbeitstage/Jahr (254 Arbeitstage und 303 Werktage im Jahr 2020) ergibt sich der Fahrleistung von 11.176 km jährlich. Bei einem Energieverbrauch von 0,21 kWh/km berechnet sich der jährliche Energiebedarf pro Fahrzeug zu 2,35 MWh/a/auto . Für alle 2780 E-KFZ im LKH im Jahr 2020 entsteht ein Energiebedarf von von 6,53 GWh/a . Dieser Energiebedarf wird zu dem in Punkt [4a] addiert und bildet eine Summe von 1,218 TWh. Für die Annahme des Bruttostrombedarfs wird angenommen, dass die anteiligen Netzverlus- te sich im Jahr 2020 in der gleichen Größenordnung bewegen wie 2008. Dies waren 54 TWh von 1,245 TWh = 4,34 %. Somit läge der Bruttostrombedarf mit E-KfZ bei 1,218 TWh * 1,0434 = 1,271 TWh . Die Zeitreihe errechnete sich anhand der für Leitszenario 2 (2020) angenommenen Zeitreihe mit viertelstündiger Erhöhung der Grundlast um 0,683 MW. Dieses vereinfachte Verfahren wird angewendet, da über das zeitliche Ladeverhalten der E-KfZ derzeit noch keine Erfah- rungen vorliegen.

RegModHarz-Leitszenarien Seite 92 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Für die Berechnung des Netzverfügbarkeit für E-KfZ (siehe Tabelle 2.11-6 / Kapitel 2.11 Marktdurchdringung E-KfZ) wurde angenommen, dass die durchschnittliche Tagesstrecke 44 km beträgt. Diese Annahme stammt aus einer Studie hinsichtlich Mobilität in Deutschland [MiD2008]. Um die getroffenen Annahmen innerhalb des Dokumentes einheitlich zu halten, wurden die oben dargestellten Berechnungen der Netto- und Bruttostromverbrauchs dementsprechend angepasst.

2.6 Jahreshöchstlast [1] Jahreshöchstlast Nettostromverbrauch Leitszenario 1, Landkreis Harz Anhand des in Kapitel 2.5 „Nettostromverbrauch“ ermittelten Viertelstundenlastgangs für den Landkreis Harz kann folgendes Datenblatt zusammengestellt werden: Tabelle 2.6-1: Netzdatenblatt für den Landkreis Harz gesamt im Jahr 2008 Summe Landkreis Harz

Entnommene Jahresarbeit in kWh 1.245.358.275

Jahreshöchstlast in kW 211.566

Volllaststunden in h 5.886

Netzverluste Jahressumme in kWh 52.199.219

Die Jahreshöchstlast wurde dabei als Maximalwert der Lastzeitreihe ermittelt. Die Zahl der Volllaststunden errechnet sich mit „entnommene Jahresarbeit“ [kWh] geteilt durch die Jah- reshöchstlast. Die Jahreshöchstlast ist mit 211.566 kW zu beziffern. In den Jahren zuvor war der Stromver- brauch etwas höher als 2008 und somit auch die Jahreshöchstlast eher im Bereich von knapp 220 MW. Dies zeigt eine einfache Überschlagsrechnung: In den Jahren 2006 und 2007 lag die Stromabgabe der EVU an Letztverbraucher im Land Sachsen-Anhalt bei 14.800 GWh, im Jahr 2008 bei 14.235 GWh. Multipliziert man die Jahreshöchstlast von 211,6 MW mit 14.800/14235, so erhält man genau 220 MW. Da der Industriestromverbrauch im Land- kreis Harz im Verhältnis zum Land Sachsen-Anhalt aber anteilsmäßig etwas geringer ist und gerade in der Industrie die wesentlichen Rückgänge zu verzeichnen gewesen sein dürften, wäre dieser Faktor etwas zu korrigieren, so dass in den Jahren 2006 und 2007 die Jahres- höchstlast von 220 MW nur knapp erreicht worden sein dürfte. Zu Prüfung der angenommenen Jahreshöchstlast auf Plausibilität werden die Volllaststunden der sechs Netzbetreiber miteinander verglichen (siehe Tabelle 2.6-2).

RegModHarz-Leitszenarien Seite 93 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Tabelle 2.6-2: Jahreshöchstlast und Volllaststunden der sechs Netzbetreiber Netzbetreiber Entnommene Jahreshöchst- Volllast- Jahresarbeit last [kW]* stunden [kWh]* [h]**

Stadtwerke Werniger ode 224.250.797 36.281 6.181 Stadtwerke Quedlinburg 80.370.226 15.893 5.05 7 Stadtwerke Blankenburg 43.789.043 8.480 5.164 Halberstadtwerke 149.798. 208 27.081 5.532 enviaNetz Landkrei s Harz 245.129.773 *** 42.310 *** 5.794 *** E.ON Avacon Landkreis Harz 502.020.252 *** 86.650 *** 5.794 *** Gesamt Landkreis Harz 1.245.358.300 211.566 5.886

* Entnommene Jahresarbeit und Jahreshöchstlast ermittelt aus den Viertelstundenzeitreihen der Net- toverbrauchslast als Jahressumme bzw. Maximalwert ** Vollaststunden = Jahresentnahme geteilt durch Jahreshöchstlast *** Annahme

Die Stadtwerke Wernigerode versorgen in ihrem Netzgebiet einen größeren Anteil an Groß- abnehmern für Strom. Deshalb ist es sinnvoll, dass die Zahl der Volllaststunden höher liegt als bei den anderen Stadtwerken, deren Volllaststundenzahl insgesamt niedriger liegt als im gesamten Landkreis Harz, da der Anteil an der Stromabgabe an Haushaltskunden bei den Stadtwerken höher liegt. Für den gesamten Landkreis Harz befindet sich die Volllaststundenzahl von ca. 5.900 in einem realistischen Bereich, wie Tabelle 2.6-3 verdeutlicht. Übernimmt man die in Kapitel 2.5. Nettostromverbrauch, Tabelle 2.5-2 ermittelten Anteile von Haushalten, Industrie und sonsti- gem am Stromverbrauch des Landkreises und stellt diesen die Erwartungswerte für Volllast- stunden gegenüber, so errechnen sich im gewichteten Mittel eben diese 5.900 Volllaststun- den. Bezogen auf eine Entnommene Jahresarbeit von 1.245 GWh errechnet sich eine Jah- reshöchstlast von ca. 211 MW. Die Annahme der Volllaststunden für Haushalte basiert auf dem Standardlastprofil H0 von E.ON edis [b], und ergibt sich, wenn dies gemäß Anleitung [c] auf ein Jahr ausgerollt wird. Das H0-Lastprofil von E.ON edis wurde von der Uni Magdeburg als besonders geeignet für den Landkreis Harz festgestellt.

Tabelle 2.6-3: Plausibilitätsprüfung der Jahreshöchstlast anhand der Volllaststundenzahl Anteil Strom- Annahme Voll- verbrauch [%] laststunden [h] Haushalte 26% 3.200 Industrie 42% 7.500 Sonstige 32% 5.900 Gewichtetes Mittel 100% 5.864

RegModHarz-Leitszenarien Seite 94 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

[1b] Jahreshöchstlast Bruttostromverbrauch Leitszenario 1, Landkreis Harz Bezogen auf den Bruttostromverbrauch und die Viertelstundenzeitreihen der Bruttonetzlast errechnen sich folgende Werte

Tabelle 2.6-4: Jahreshöchstlast und Volllaststunden der sechs Netzbetreiber Netzbetreiber Entnommene Netzverluste Bruttostrom- Jahres- Volllast Jahresarbeit [kWh] bedarf [kWh] höchst- stun- [kWh]*netto last den [kW]* [h]** brutto brutto

Stadtw . Werniger ode 224.250.797 5.860.597 230.111.394 37.262 6.175 Stadtwerke Quedli nburg 80.370.226 4.302.854 84.671.734 16.744 5.057 Stadtw . Blankenburg 43.789.043 2.146.612 45.935.655 8.913 5.821 Halberstadtwerke 149.798.208 7.602.010 157.400.218 29.016 5.425 enviaNetz L K Harz 245.129.773 ** * 10.919.745 *** 256.049.518 *** 43.986 *** 5.154 ***

E.ON Avacon LK Har z 502.020.252 *** 22.363.392 *** 524.383.644 *** 90.083 *** 5.821 *** Gesamt Landkreis Harz 1.245.358.300 53.195.210 1.298.552.163 220.815 5.881

* Entnommene Jahresarbeit und Jahreshöchstlast ermittelt aus den Viertelstundenzeitreihen der brut- tostrombedarfslast als Jahressumme bzw. Maximalwert ** Vollaststunden = Bruttostrombedarf geteilt durch Jahreshöchstlast *** Annahme

[2] Jahreshöchstlast Nettostromverbrauch Leitszenario 2, Landkreis Harz Die Berechnung der Jahreshöchstlast für die Region Harz im Jahr 2020 basiert auf dem ermittelten Nettostromverbrauch für das Jahr 2020. Der Rückgang entspricht einem Faktor von 0,973 im Bezug auf das Jahr 2008. Daher wird auch die Jahreshöchstlast von 211,566 MW mit diesem Faktor multipliziert. Die Jahreshöchstlast für 2020 beträgt demnach 205,9 MW . Diese Zahlen decken sich auch mit dem Bundestrend, wonach der Rückgang auf 96% ge- schätzt wird [a]. Diese Unterschiede von etwas mehr als einem Prozent decken sich auch mit der Entwicklung der Bevölkerung im LKH verglichen mit der bundesweiten Entwicklung.

[3] Jahreshöchstlast Nettostromverbrauch mit E-KfZ Leitszenario 2, Landkreis Harz Zusätzlich zu der im Jahr 2020 abgeschätzten Jahreshöchstlast (siehe Punkt [2]) wurde der Beitrag der E-KFZ aus Kapitel 2.5. Punkt [3] für die Berechnung der Jahreshöchstlast 2020 berücksichtigt. Da es noch keine weiteren Untersuchungen zum Ladeverhalten und die zeitliche Verteilung des Ladeenergiebedarfs über den Tag zur Verfügung stehen, wurde zunächst vereinfachend angenommen, dass die Fahrzeuge insgesamt eine gleichmäßige Leistung aus dem Stromnetz beziehen. Das führt zu einer Erhöhung der Grundlast von 0,683 MW. Diese Leistung muss demzufolge auch zu der Jahreshöchstlast ohne E-KFZ hinzu addiert werden. Die Jahreshöchstlast für das Jahr 2020 mit E-KFZ beträgt somit 206,581 MW .

RegModHarz-Leitszenarien Seite 95 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

2.7 Speicherpotential [1] Erläuterungen zu den Werten für E-KfZ-Speicherpotentiale siehe Kapitel 2.11. Markt- durchdringung E-KfZ. [2] Es wird angenommen, dass bis 2020 keine neuen CAES in Deutschland gebaut werden. Laut [e] und [f] ist zwar eine neue Anlage in Norddeutschland von EnBW geplant. Diese Pressemitteilung ist jedoch von 2006. Jüngere Quellen konnten diesbezüglich nicht ausfindig gemacht werden, sodass davon ausgegangen werden kann, dass das Projekt aufgegeben wurde. Weitere Projekte werden in [e] und [f] nicht genannt. Des Weiteren wird in [e] und [f] berichtet, dass die neue AA-CAES Technologie erst 2015 marktreif sein wird. Hier bestehen also ebenfalls große Unsicherheiten. [3] Die Leistung des Druckluftspeichers orientiert sich am Verhältnis von Leistung zu Energie vom Pumpspeicher Wendefurth [4] Die technischen Potenziale für E-Kfz ergeben sich, indem man die Anzahl der E-Kfz im Landkreis Harz (112022) mit 11,25 kWh multipliziert. 11,25 kWh erhält man, indem man von einer 15 kWh Batterie nur 75% zur Schonung der Batterie nutzt. Diese Angabe weicht ge- ringfügig von dem in Arbeitspaket AP 1.2 ermittelten Potenzial ab, da hier die Pendler < 50km mit einer 20 kWh Batterie ausgestattet wurden. Die geringen Abweichungen von circa 23 MWh im Gesamtpotenzial rechtfertigen, dass hier das einfachere Vorgehen gewählt wird. Die Ladeleistung von 3360,66 MW berechnet sich unter der Annahme einer maximalen La- deleistung der Batterie von 2 C bzw. 30 kW für eine 15 kWh Batterie.

2.8 Lastverlagerungspotential Die unten angegebenen Werte beziehen sich auf teilweise ältere Statistiken. Für die Leitsze- narien 2 (2020) müssen die entsprechenden Werte noch abgeleitet werden. Die kann über die Entwicklung des Energieverbrauches in der BRD erfolgen, wobei Einflüsse wie die rück- gängige Zahl der Nachtspeicheröfen gerade im GHD- und Haushaltsbereich berücksichtigt werden müssen. Gewerbe und Industrie weisen nur geringe verschiedene elektrische Lastanteile auf, bzw. sind diese individuell vom einzelnen Abnehmer abhängig und können daher nicht allgemein angegeben werden [p]. Da das Lastmanagementpotential im Harz bislang nicht ausreichend gut bestimmt worden ist (keine Daten verfügbar), werden anhand von Bevölkerungszahlen grobe Abschätzungen gemacht. Für das Leitszenario 1 werden Bevölkerungszahlen vom LK Harz (siehe Parameter P12), der BRD und die im LK Harz bestimmten Werte des Nettostromverbrauches (siehe Parameter 5) genutzt. Somit liegen Ungenauigkeiten bei der Bestimmung der Lastmanagementpotentiale in der BRD, bei der Dichte von GHD und Industrie im LK Harz im Vergleich zur BRD, der Art von Unternehmen im Harz im Vergleich zur BRD, der rückgängigen Bevölkerung im LK Harz und bei den errechneten Werten des Verbrauches aus Parameter 5. Für die Abschätzung des Lastmanagementpotentials im Landkreis Harz werden die Einwoh- nerzahl der BRD von ca. 82.218.000 [w, P12] und die Anzahl der Einwohner im Landkreis Harz von 237.730 [x] zu Grunde gelegt. Die Zahlen beziehen sich auf den 31.12.2007. Folglich wohnen im LK Harz ca. 0,29% der Bevölkerung der BRD. Daraus wird grob das Lastmanagementpotential im Landkreis Harz auch auf 0,29% von dem der BRD abgeleitet.

RegModHarz-Leitszenarien Seite 96 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

[1] Leitszenario 1: Für das Leitszenario werden die Potentiale für den LK Harz über die Bevölkerungsanteile und dem Nettostromverbrauch des LK Harz (P5) berechnet. Aus dem Stromverbrauch von Sachsen-Anhalt [y] wird über die oben angegebene Bevölke- rungsverteilung für den Landkreis Harz für das Jahr 2006 bestimmt.

Tabelle 2.8-1: Anteiliger Stromverbrauch im LK Harz (P5) Landkreis Harz [MWh] Quelle: Industrie incl. Bergbau 530.831 Statistisches Landesamt GHD, Landwirtschaft, Verkehr 397.233 P5 Haushalte 331.344 Angaben Energieversorger (P5)

Im Vergleich dazu sind die Verbräuche nochmals von den Zahlen der BRD für mehrere Jah- re berechnet worden. Tabelle 2.8-2: Gesamter Stromverbrauch BRD [s] 2006 [TWh] 2007 [TWh] 2008 [TWh]

Bruttoerzeugung 636,8 637,6 639,1

Stromverbrauch einschließlich 617,0 618,4 616,6 Netzverluste

Zum Vergleich zu den bereits oben genannten Daten sind hier nochmals die Stromverbräu- che für den LK Harz mit dem Faktor 0,29% errechnet worden. Tabelle 2.8-3: Überschlagener Stromverbrauch im LK Harz zum Vergleich mit realen Werten 2006 [TWh] 2007 [TWh] 2008 [TWh]

Bruttoerzeugung 1,91 1,91 1,92

Stromverbrauch einschl. Verluste 1,85 1,85 1,85

Industrie: Für die Industrie können folgende Angaben gemacht werden: Nur bestimmte Firmen eignen sich für ein Lastmanagement (z.B. Grundstoff-Chemie, Metall- erzeugung, Papier usw.) und hatten 2005 einen Strombedarf von 64,8 TWh. Der Stromverbrauch in der Industrie lag 2005 in der BRD bei 228664 GWh [u]. Somit lag das verlagerbare Potential von 1.344 GWh abgeleitet von dem Gesamtverbrauch bei 0,59%. Da- raus folgt bei einem Verbrauch der Industrie im LKH von 531 GWh eine verlagerbare Energie von 3,12 GWh. Für den Leistungsshift ergibt sich aus dem Energieverbrauch der BRD von 228664 GWh und dem des LKH von 531 GWh ein Anteil von 0,23% von dem Bundesanteil mit 2.800 MW [r] ein Wert von 6,4 MW.

RegModHarz-Leitszenarien Seite 97 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Tabelle 2.8-4: Verlagerbare Energie und Leistungsshift in der Industrie / Leitszenario 1

Gesamtverbrauch Verlagerbare Energie Max. Leistungsshift [GWh] [GWh] [MW]

Summe Industrie BRD 228.664 1.344 2.800

Summe Industrie LKHarz 531 3,12 6,4

Ein Großteil der Potentiale für ein Lastmanagement in der BRD wird heute schon ausgenutzt, in dem die Leistungen als Minutenreserve angeboten werden [r] (Viele der Potentiale der BRD sind bereits bei dem Virtuellen Kraftwerk der EVONIC eingebunden). Die Analyse der Lastmanagementpotentiales ist mit größeren Unsicherheiten behaftet [r].

GHD: Der Stromverbrauch von GHD liegt in der BRD bei 134.790 GWh (Jahr 2004) [u]. Daraus ergibt sich mit einem Lastmanagementpotential in der BRD im GHD-Bereich von ca. 6.300 GWh ein Anteil von 4,7% bzw. ein Lastmanagementpotential ohne Klimaanlagen und Nacht- speicher von 2,3%. Daraus ergeben sich bei einem Verbrauch im GHD-Bereich im LKH von 397 GWh eine verlagerbare Energie von 18,7 GWh bzw. von 9,1 GWh ohne Klimaanlagen und Nachtspeicher. Für den Leistungsshift ergibt sich aus dem Energieverbrauch der BRD im Bereich GHD von 134.793 GWh und dem des LKH von 397 GWh ein Anteil von 0,29%. Durch den Leistungsshift in der BRD von 10.320 MW bzw. 2.930 MW ([r] S. 79) ergibt sich somit im LKH ein Leistungsshift von 29,9 MW bzw. von 8,5 MW. Lastmanagementpotentiale für GHD in der BRD: Tabelle 2.8-5: Verlagerbare Energie und Leistungsshift bei GHD / Leitszenario 1 Verlagerbare Energie [GWh] Max. Leistungsshift [MW]

Summe GHD BRD (gerundet) ca. 6.300 10.320

Summe GHD BRD ohne Klima- ca. 3.150 2.930 tisierung und Nachspeicher

Summe GHD LKH (gerundet) ca. 18,7 29,9

Summe GHD LKH ohne Klima. ca. 9,1 8,5 und Nachtspeicher

Haushalte: Die Angeben sind von 1999! [r] Es wird unterstellt, dass im LK Harz die gleiche Verteilung von Wärmepumpe und Nachtspeicherheizungen vorliegt, wie in der BRD. Der Energiever- brauch der Haushalte ohne Wärmepumpe und Nachtspeicherheizungen liegt bei 42,4%. Die Angaben des Energieverbrauches der Haushalte wurden aus Parameter 5 entnommen. Der Leistungsshift beträgt anteilsmäßig 77,2% der verlagerbaren Energie und 32,8% ohne Wärmepumpe und Nachtspeicherheizung.

RegModHarz-Leitszenarien Seite 98 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Tabelle 2.8-6: Verlagerbare Energie und Leistungsshift bei den Haushalten / Leitszenario 1 Verlagerbare Energie [GWh] Max. Leistungsshift [MW]

Summe Haushalte BRD ca. 26.660 20.585

Summe Haushalte BRD ohne ca. 11.300 3.705 Wärmepumpe und Nachsp.

Summe Haushalte LKH ca. 331 ca. 226

Summe Haushalte LKH ohne ca. 140 ca. 46 Klima. und Nachtspeicher

Gesamtpotential: In der angegebenen Literatur wird angegeben, dass es sinnvoll erscheint nach Jahreszeiten zu unterscheiden, da im Sommer mehr Leistung für Klimatisierung benötigt wird. Zudem wird angegeben, dass die einzelnen Potentiale nicht einfach addiert werden können, da Lastver- lagerung von verschiedenen Faktoren abhängt, die nicht immer gleichzeitig erfüllt sind ([r] S. 84). Werden die angegebenen Potentiale in der BRD für Sommer und Winter (ohne Wärme- pumpen und Nachtspeicher) zusammenaddiert, ergibt sich ein Gesamtwert der verlagerbaren Energie von ca. 34.750 GWh (19.000 + 15.750 aus Tabelle 2.8-7). Das entspricht ca. der Addition den Einzelwerten aus Tabellen 2.8-4, 2.8-5 und 2.8-6 (1.344 + 6.300 + 26.660 = 34.304) mit Klima-, Kältetechnik, Nachtspeicherheizungen und Wärmepumpen. Damit aus den Werten der BRD ein Wert für den LK Harz errechnet werden kann, wurde aus der Summe der einzelnen Werte ein prozentualer Wert für den Sommer von 55,4% (19.000 / 34.304 = 55,4%) und einer für den Winter von 45,9% (Ohne Nachtsp. und Wärmep.) (15.750 / 34.304 = 45,9%) errechnet. Diese prozentualen Werte werden auf den LK Harz übertragen, sodass sich aus der Gesamtsumme von 353 GWh (3,12+18,7+331, aus Tabellen 2.8-4,2.8-5 und 2.8-6) sich ein Wert für den Sommer von 196 GWh (353 * 55,4% = 196) und den Winter (ohne Nachtsp. u. Wärmep.) von 162 GWh (353 * 45,9% = 162) ergibt. Bei dem Leistungsshift können Lasten sowohl im Sommer als auch im Winter geschaltet werden und können ebenfalls nicht einfach aus den Einzelsummen addiert werden. Auch hier muss das Verhältnis von Energie zur Leistung über eine Prozentangebe errechnet werden. Somit kann im Sommer pro GWh 89,5% und im Winter 60,3% je MW Leistung geshiftet werden. Dieses Verhältnis in der BRD wird rechnerrisch auf den LK Harz übertragen. Somit ergibt sich ein maximaler Leistungsshift von ca. 175 MW (196 GWh * 89,5%) für den Som- mer und ca. 98 MW (162 GWh * 60,3%) für den Winter. Tabelle 2.8-7: Gesamtpotential Verlagerbare Energie und Leistungsshift / Leitszenario 1 Verlagerbare Energie [GWh] Max. Leistungsshift [MW]

Summe BRD Sommer ca. 19.000 17.000

Summe BRD Winter (ohne ca. 15.750 9.500 Wärmep. und Nachsp.)

Summe LKH Sommer ca. 196 175

Summe LKH Winter (ohne ca. 162 98 Wärmep. und Nachsp.)

RegModHarz-Leitszenarien Seite 99 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

[2] Leitszenario 2: Für das Leitszenario 2020 wird der Rückgang der Bevölkerung dem Rückgang der verlagerbaren Energie und dem Leistungsshift für eine Abschätzung gleichgesetzt. Im Landkreis Harz kommt noch der Rückgang Beschäftigtenzahlen aus Industrie und GHD- Betrieben hinzu. Zunächst der Rückgang der Bevölkerung: Bevölkerung 2007 BRD [P12]: 82.218.000 Bevölkerung 2020 BRD: 80.700.000 Das entspricht einem Rückgang von 1,9%. Bevölkerung 2007 LK Harz [x]: 241.500 Bevölkerung 2020 LK Harz [P12]: 216.000 Das entspricht einem Rückgang von 10,6%. Aus den beiden Vergleichen ist abzuleiten, dass die Bevölkerung im LK Harz wesentlich stärker zurückgeht als in der BRD allgemein. Rückgang der Beschäftigten: Im Vergleich zur Bevölkerung wird der Beschäftigungsrückgang im LK Harz in den letzten 12 Jahren (1995 – 2007) errechnet. Dabei ist zu beachten, dass vom Jahr 2006 auf das Jahr 2007 einmalig ein Zuwachs an Beschäftigten zu verzeichnen war [t]. Beschäftigte 1995: 93.600 Beschäftigte 2007: 83.400 Das entspricht einem Rückgang der Beschäftigten von 11%. Aus den Zahlen der Bevölkerung und der Beschäftigten des LK Harz wird ein Rückgang der Industrie und des GHD-Bereiches abgeschätzt. Somit ergeben sich die Zahlen der BRD aus dem Rückgang der Bevölkerung von 1,9% und im LK Harz entsprechend aus dem Rückgang der Bevölkerung und der Beschäftigten von 11%. Diesen Werten steht eine erwartete Erhö- hung des Stromverbrauches (Vergleich Parameter 5.3) von 2,8% gegenüber. Daraus lässt sich für die BRD ein Anstieg des Stromverbrauches von +0,9% und für den LK Harz ein Rückgang von -8,2% abschätzen.

Industrie: Für die Industrie können folgende Angaben gemacht werden ([r] S. 68) und Tabelle 2.8-4: BRD: 1.344 * (100% + 0,9%) = 1.344 * 100,9% = 1.356 GWh 2.800 * (100% + 0,9%) = 2.800 * 100,9% = 2.825 MW LK Harz: 3,12 * (100% - 8,2%) = 3,12 * 91,8% = 2,86GWh 6,4 * (100% - 8,2%) = 6,4 * 91,8% = 5,9 MW

Tabelle 2.8-8: Verlagerbare Energie und Leistungsshift in der Industrie / Leitszenario 2 Verlagerbare Energie [GWh] Max. Leistungsshift [MW]

Summe Industrie BRD 1.356 2.825

Summe Industrie LKHarz 2,86 5,9

RegModHarz-Leitszenarien Seite 100 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Bemerkung: Auch hier sind nur bestimmt Firmen für ein Lastmanagement (z.B. Grundstoff- Chemie, Metallerzeugung, Papier usw.) geeignet und hatten 2005 einen Strombedarf von 64,8 TWh. Ob sich diese Verteilung im Harz in der Zukunft verändert, kann nur schwer beur- teilt werden.

GHD: Lastmanagementpotentiale für GHD in der BRD im Jahr 2020 ([r] S. 79) und Tabelle 2.8-5: Auch hier ein Anstieg +0,9% für die BRD und eine Abschwächung von -8,2% im LK Harz. Tabelle 2.8-9: Verlagerbare Energie und Leistungsshift in GHD / Leitszenario 2 Verlagerbare Energie [GWh] Max. Leistungsshift [MW] Im Jahr 2020 Im Jahr 2020

Summe GHD BRD (gerundet) ca. 6.360 10.200

Summe GHD BRD ohne Klima- ca. 3.130 2.900 tisierung und Nachspeicher

Summe GHD LKH (gerundet) ca. 17,2 29,3

Summe GHD LKH ohne Klima. ca. 8,4 7,8 und Nachtspeicher

Bei der Rechnung ist zu beachten, dass vermutlich die Klimatisierung von Gebäuden zunehmen wird, wobei die Anzahl der Nachtspeicheröfen abnehmen wird.

Haushalt: Die Angaben sind von 1999! ([r] S. 84 und Tabelle 2.8-6): Auch hier ein Anstieg +0,9% für die BRD und eine Abschwächung von -8,2% im LK Harz.

Tabelle 2.8-10: Verlagerbare Energie und Leistungsshift bei den Haushalten / Leitszenario 2 Verlagerbare Energie [GWh] Max. Leistungsshift [MW]

Summe Haushalte BRD ca. 26.900 20.770

Summe Haushalte BRD ohne ca. 11.805 3.740 Wärmepumpe und Nachsp.

Summe Haushalte LKH ca. 304 207

Summe Haushalte LKH ohne ca. 129 42 Klima. und Nachtspeicher

Gesamtpotential : ([r] S. 85 und Tabelle 2.8-7): Die unter Leitszenario 1 errechneten Werte werden mit dem errechneten Faktor des Bevöl- kerungsrückganges und der Steigerung des Bedarfs an elektrischer Energie überarbeitet,

RegModHarz-Leitszenarien Seite 101 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

sodass die hier angegebenen Prognosewerte nach dem gleichen Schemata ermittelt werden können, wie es bereits für die einzelnen Untergruppen (siehe oben) bereits gemacht wurde (+0,9% für die BRD und eine Abschwächung von -8,2% im LK Harz).

Tabelle 2.8-11: Gesamtlastverlagerungspotential Leitszenario 2 Verlagerbare Energie [GWh] Max. Leistungsshift [MW]

Summe BRD Sommer ca. 19.170 17.150

Summe BRD Winter (ohne ca. 15.590 9.400 Wärmep. und Nachsp.)

Summe LKH Sommer ca. 180 161

Summe LKH Winter (ohne ca. 149 90 Wärmep. und Nachtsp.)

2.9 Erzeugungsverlagerungspotential Erzeugungsverlagerungspotenzial soll folgendermaßen definiert werden: Im Modellprojekt soll lediglich die Erzeugung der KWK und regelbaren Biogasanlagen für das Erzeugungsverlagerungspotenzial herangezogen werden. Konventionelle Erzeuger werden im Projekt nicht berücksichtigt. Die Erzeugung aus dargebotsabhängigen erneuerbaren Energien wird im Projekt vorerst nicht als verlagerbar betrachtet. Das Angebot aus dargebotsabhängigen erneuerbaren Energien soll dabei zu jederzeit voll ausgenutzt werden. In dieser Betrachtungsweise bleibt also die KWK-Erzeugung (fossil und biogen) sowie regel- bare Biogas- oder Biomasseanlagen mit oder ohne Wärmeauskopplung als zu betrachtende Erzeugung mit Potenzial zur Verlagerung. KWK-Erzeugung in der üblichen Betriebsweise (wärmegeführt) ist natürlich abhängig von dem jeweiligen Wärmebedarf. Diese Abhängigkeiten sind zu entkoppeln. Dies kann durch Wärmespeicher erreicht werden. Hier ist das Potenzial für den Einsatz von Wärmespeichern zu untersuchen und anhand der Wärmespeicherkapazität dieser Wärmespeicher die entsprechende Flexibilität der Stromerzeugung zu benennen. Beschrieben werden muss, welche Leistung über eine bestimmte Zeit zur Verfügung stehen kann. Hier wird die Einheit kWh betrachtet. Zur Entwicklung dieser Kennzahl wird die Zunahme der KWK-Erzeugung betrachtet, sowie das Potenzial des Ausbaus von thermischen Speichern. Letzteres ist schlecht einzuschät- zen, da das Bewusstsein für die Notwendigkeit von thermischen Speichern auf dem deutschen Energiemarkt noch nicht weit verbreitet ist und es keine geeigneten Studien gibt. Der Vorteil für KWK- und Biogasanlagen durch Erzeugungsverlagerung kann in der Vermark- tung am Energiemarkt und/oder dem Ausgleich innerhalb eines VK liegen. Dieser Vorteil muss quantifiziert werden, um eine Aussage über den Ausbau der Flexibilität von Anlagen durch Verwendung von Speichern zu treffen. Um einen Anhaltspunkt zu erreichen, wurde die MASSIG Studie [a] herangezogen, die unter anderen die optimale Wärmespeicher-Größe für eine 4 MW KWK-Anlage (mit einem elektrischen Wirkungsgrad von 47%) zur Teilnahme an der EEX Strombörse untersucht hat. Hier wird eine optimale Größe von 650 m³ ermittelt. Dies entspricht einer Wärmespeicherkapazi- tät von 30 MWh. Bei einer thermischen Leistung von 3,4 MW ermöglicht das eine Verlage- rung der Stromerzeugung von 8,8 Stunden.

RegModHarz-Leitszenarien Seite 102 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

[1] Für die Betrachtung des Erzeugungsverlagerungspotenzials wird angenommen, dass ein Anteil der Leistung der Anlagen und des Anlagenparks durch entsprechende Entkopplung von Wärmebedarf, Lieferverpflichtungen und Abhängigkeiten von Brennstofflieferungen zur Verfügung steht. Biogasanlagen können schon heute Ihre Stromerzeugung um bis zu vier Stunden verlagern. Für KWK-Anlagen wird der gleiche Zeitraum angenommen. Dies entspricht auch dem Zeitraum für die Blöcke am Regelenergiemarkt. Für Deutschland und den Harz wird eine anteilige KWK-Leistung zur Verlagerung berücksichtigt. Die installierte Leis- tung der Anlagen wurde den entsprechenden Parametern der Leitszenarien entnommen. [2] Auch in der Harzregion wird eine mögliche Verlagerung von vier Stunden angenommen. Hier werden lediglich die Biogasanlagen und fossile KWK berücksichtigt. Biomasseanlagen, mit Ausnahme der Pflanzenölanlagen, haben in ihrer Regelung nicht diese Flexibilität. Die installierte Leistung von Biogasanlagen und fossiler KWK entsprechen der RegModHarz Er- zeugerliste [b].Weiterhin wird angenommen, dass fossil betriebene KWK Anlagen bis zu einer Leistung von 50 kW zu 80% in ihrer Erzeugung flexibel sind. Anlagen zwischen 50-2000 kW werden zu 30% und Großanlagen zu 10% als flexibel angesehen. Bei den Biogasanla- gen wird für das erste Szenario, unabhängig der Leistungsklasse, eine Flexibilität von 30% erwartet. Die installierten Pflanzenölanlagen werden zu 60% ihrer Leistung als flexibel angesehen. [3] Hier wird der Ausbau der KWK in Deutschland berücksichtigt. Außerdem wird davon ausgegangen, dass alle KWK-Anlagen mit entsprechenden wirtschaftlichen Wärmespeichern nach [a] ausgestattet sind. Somit ist eine Erzeugungsverlagerung über acht Stunden mög- lich. [4] Analog zur Bundesrepublik wird für die Harz Region der entsprechende Ausbau von KWK und Biogas berücksichtigt. Auch hier ist durch Speicher eine Erzeugungsverlagerung von acht Stunden möglich. Die gesamte KWK Erzeugung setzt sich aus 41% regenerativer und 59% fossiler Erzeugung zusammen. Der Anteil der Biogasanlagen an der regenerativen Er- zeugung wird mit 67,3% angenommen. Die restlichen 32,7% sind Pflanzenölanlagen sowie unflexible Biomasseanlagen. Weiterhin wird angenommen, dass fossile Kleinanlagen (<50 kW) zu 80%, mittlere und große Anlagen jeweils zu 60% flexibel sind. Sämtliche Biogasanla- gen werden in ihrer Erzeugungsverlagerung zu 100% flexibel angesehen. Auch hier wird angenommen, dass die berücksichtigten Pflanzenölanlagen ihre Erzeugung zu 60% verlagern können. [5] Für die Erzeugungsverlagerung im Harz für das Szenario 4 wird vom Maximalszenario für die KWK-Erzeugung ausgegangen. Es wird angenommen, dass bei allen Anlagen Speicher für die Erzeugungsverlagerung von bis zu 16 Stunden vorhanden sind. Die fossilen KWK Anlagen werden zu 100% durch Biomasseanlagen mit KWK Nutzung ersetzt. [6] Die Zuwachsrate von Biogas ergibt sich aus der Leitstudie 2009 des BMU. Hierin wird davon ausgegangen, dass sich die erzeugte Energie aus Biogasanlagen 2008 bis 2020 um den Faktor 2,668 zunimmt und die installierte Leistung um den Faktor 2,397. Die Werte für 2008 der Leitstudie wurden durch die aktualisierten Werte aus dem Zwischenbericht „Ent- wicklung der Stromerzeugung aus Biomasse 2008“ des DBFZ ersetzt. Zur Bestimmung des Wachstums der restlichen Biomasse wurde das Wachstum der installierten Pflanzenölanla- gen Leistung, der festen und der Klär- und Deponiegase getrennt betrachtet. Die installierte Anlagenleistung von flüssiger Biomasse in Deutschland erhöht sich nach der Leitstudie von 2008 auf 2020 um den Faktor 1,523 und die erzeugte elektrische Energie um den Faktor 1,525. Die installierte Anlagenleistung fester Biomasse sowie Deponie- und Klärgas erhöht sich von 2008 bis 2020 um den Faktor 1,728 und die erzeugte Energie um den Faktor 1,695]. Die installierte Anlagenleistung und die erzeugte Energie im Landkreis Harz im Jahr 2020 wurde ausgehend von dem Anlagenbestand von 2008 entsprechend der für Deutsch- land verwendeten Wachstumsrate berechnet.

RegModHarz-Leitszenarien Seite 103 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Zur weiteren Erklärung sind im Folgenden die berücksichtigten Daten noch einmal aufge- führt:

Tabelle 2.9-1: Erzeugungsverlagerungspotentiale KWK Erzeu- 2008 2020 Maximales Potential gung Studie Bun- Leitstudie desverband BMU [c] KWK [d]

Deutsch- Harz Deutschland Harz Deutschland Harz land

KWK fossil GW 19,3 0,0147 23,5 0,0234 - - 0,0057 0,0276 Biogas GW 1,4 [f] [b] 3,08 [g] 0,0137[6] [5]

Biomasse 0,0035 0,0023 (Pflanzenöl) GW 0,272 [b] 0,3 [6] 0,0737

Zeitspanne der Verlage- rung h 4 4 8 8 16 16

Erzeugungs- 0,0279 1,621 verlagerungs- GW potenzial h 83,6 [2] 214,08 0,2408 [4] -

GW davon fossil h 77,2 0,0155 188,0 0,1143 - - davon regene- GW rativ h 6,4 0,0124 26,08 0,1265 [4] 1,621

2.10 Marktdurchdringung Smart Meter [1] Interne Recherchen haben aktuelle Pilotprojekte (Stand Ende 2008) mit einer Gesamt- zahl von ca. 200.000 Smart Metern für Deutschland identifiziert. [2] Der Gesamtbestand der Stromzähler (Ferraris-Zähler) beläuft sich dabei in Deutschland auf ca. 44 Mio. Zähler. [3] Da das Leitszenario 1 den Stand am 31.12.2008 widerspiegelt, werden die laufenden Pilotprojekte der Stadtwerke Halberstadt mit 50 Smart Metern und der Stadtwerke Blankenburg mit 150 Smart Metern nicht mit einbezogen. [4] Der Wert der leistungsgemessenen Zähler wurde an Hand der im Landkreis Harz angemeldeten Gewerbebetriebe ermittelt. Dabei wurde angenommen, dass 1/3 der Gewerbebe- triebe als leistungsgemessene Kunden gelten. Daraus ergibt sich eine Anzahl von ca. 500 leistungsgemessenen Kunden.

RegModHarz-Leitszenarien Seite 104 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Gewerbeanzeigenstatistik 2008 Gewerbeanmeldung insgesamt Harz 1517 [5] Im Rahmen der Veranstaltung am 12.03.2009 in Bonn: Intelligente Zähler – Ausgangs- punkt für Innovationen in den Netzen, Chancen für Wettbewerb und Beschäftigung, wurde vom Präsidenten der BNetzA Herrn Matthias Kurth an Hand einer Studie von AT. Kerarny eine Marktdurchdringung der heutigen Anzahl an Zähler von 50 % bis 2015 benannt. Aus unserer Sicht stellt sich die Erreichung dieses Wertes bis 2015 jedoch als ein extrem ehrgei- ziges Ziel dar, weshalb wir den 50 %-Wert realistischerweise auf das Jahr 2020 übertragen haben. An dieser Stelle ist Herr Dr. Schäffler, EnCT (Spezialist im Bereich intelligente Zähler) gleicher Meinung. Somit ergibt sich bei einer heutigen Zähleranzahl der Stromversorgung von 44 Mio. einen Wert von 22 Mio. [6] Im Bereich des Landkreis Harz bietet sich das gleiche Vorgehen wie im Punkt [5] an, wobei das in Leitszenario 4 beschriebenen technischen Potenzials als Datengrundlage dient (50 % der Zähler und somit ca. 64.500 Smart Meter). [7] Das technische Potenzial ergibt sich aus der Gesamtanzahl an Zählern im Landkreis Harz. Dabei wurden alle Wohnungsanmeldungen mit der Anzahl der Gewerbeanmeldung aus dem Landkreis summiert und auf 129.000 aufgerundet.

Wohnungsbestandsfortschreibung 2008 Wohnungen insgesamt Harz 127398

Gewerbeanzeigenstatistik 2008 Gewerbeanmeldung insgesamt Harz 1517

2.11 Marktdurchdringung E-KfZ Das Leitszenario 1 soll gemäß der Vorgabe den Betrieb im Jahr 2011 kennzeichnen. Für den Bestand an Elektrofahrzeugen werden in der Literatur jedoch erst ab dem Jahr 2012 Zahlen angegeben, die an dieser Stelle verwendet werden. Die Werte für die Modell Region Harz im Leitszenario 1 entsprechend der bundesweiten Entwicklung, ohne Berücksichtigung einer bereits in den nächsten Jahren, in Folge von in der Region durchgeführten E-Mobility-Forschungsprojekten, möglicherweise höheren Zahl von Elektrofahrzeugen in der Modellregion. Als Maximalszenario für den Bestand an Elektrofahrzeugen wird angenommen, dass die gesamte Zahl der im Landkreis Harz angemeldeten Pkw Elektrofahrzeuge sind.

Für die Entwicklung der Zahlen von Elektrofahrzeugen existieren mehrere Szenarien.

Die Bundesregierung strebt gemäß dem Nationalen Entwicklungsplan Elektromobilität an, bis 2020 innerhalb des gesamten Fahrzeugbestandes eine Million Elektrofahrzeuge zu haben [a], wobei in einer Pressemitteilung spezifiziert wird, dass es sich dabei sowohl um reine Elektrofahrzeuge als auch Plugin-Hybrids handeln wird [b]. Dagegen schätzt Shell in seiner 25. Fassung der Pkw-Szenarien [c] ein, dass auch unter Zugrundelegung eines „Alternativ- szenarios Auto-Mobilität im Wandel“ mit einem erhöhten Anteil auch der Elektromobilität „der

RegModHarz-Leitszenarien Seite 105 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Bestand der Elektrofahrzeuge im Jahr 2020 trotzdem noch deutlich unter 1 Million Fahrzeuge liegen wird“. Optimistischer als die Voraussagen des BMVBS sind die des Vehrkehrsclub Deutschland (VCD) mit 2,0 Millionen Fahrzeugen, RWE mit 2,4 Millionen Fahrzeugen und Siemens (Prof. Gernot Spiegelberg) mit 4,5 Millionen Fahrzeugen [d]. In Abbildung 2.11- sind diese Zahlen zusammengefasst und näherungsweise bis 2030 hochgerechnet.

Abbildung 2.11-1: Unterschiedliche Szenarien der bundesweiten Entwicklung des Bestan- des an Elektrofahrzeugen, aus [e], mit Prognosen für 2020 und einer näherungsweisen Hoch- rechnung bis 2030

Für die folgenden Betrachtungen werden die von RWE genannten Prognosen zu Grunde gelegt, die etwa in der Mitte der unterschiedlichen Voraussagen liegen. In [f] werden die prognostizierten Zahlen von 2,5 Millionen Elektrofahrzeugen im Jahr 2020 in 1 Million reine Elektrofahrzeuge und 1,5 Million Plugin-Hybrids (PEHV) unterteilt, siehe Tabelle 2.11-1. Da- bei wird davon ausgegangen, dass in den ersten Jahren der Elektromobilität zunächst die Zahl von PEHV wesentlich größer sein wird als die von reinen Elektrofahrzeugen.

Tabelle 2.11-1: Erwarteter Markthochlauf von Elektrofahrzeugen in Deutschland [a] Deutschland

Marktanteil Neuzulas- Zusätzlicher Bestand EV und PH-Kfz sung Strombedarf Bezugsjahr EV PHEV EV PHEV ∑ in Prozent des Fahr- [TWh] in Stück zeugbestandes 2012 <1 <1 5.000 20.000 25.000 0.1 2015 2 2 100.000 150.000 250.000 0.6 2020 16 8 1.000.000 1.500.000 2.500.000 4.1 2025 38 15 3.000.000 6.000.000 9.000.000 15.8 2030 46 18 4.000.000 11.000.000 15.000.000 26.3

Um aus den bundesweiten Voraussagen hinsichtlich der Marktentwicklung die für die Modell Region Harz zu erwartenden Zahlen der Marktdurchdringung zu ermitteln, wurden Umrech- nungsfaktoren untersucht, die nach folgenden Methoden ermittelt wurden:

RegModHarz-Leitszenarien Seite 106 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

1. Aktuelles Verhältnis der Bevölkerung der Modellregion zur Bevölkerung des Bundes- gebietes [g] 2. Verhältnis der Fläche der Modellregion zur Fläche des Bundesgebietes 3. Aktuelles Verhältnis der Kfz-Zulassungszahlen in der Modellregion und im Bundes- gebiet

Methode 1 – Berechnung gemäß Anteil der Bevölkerung

Bei dieser Methode wurde der Anteil der Elektrofahrzeuge in der Modellregion anhand des Verhältnisses der Bevölkerung der Modellregion zur gesamten Bevölkerung der Bundesre- publik berechnet. Ein bis 2025 prognostizierter Rückgang der Bevölkerung in der Modellregi- on wurde in einem späteren Schritt berücksichtigt.

Tabelle 2.11-2: Marktdurchdringung von Elektrofahrzeugen im Bevölkerungsverhältnis Region Harz – Umrechnungsfaktor: Bevölkerung Zusätzlicher Bestand EV und PH-Kfz Strombedarf Bezugsjahr EV PHEV ∑ [MWh] [-] 2012 15 60 74 0,30 2015 298 446 744 1,79 2020 2975 4463 7438 13,69 2025 8925 17850 26775 47,01 2030 11900 32725 44626 78,24

Methode 2 – Berechnung gemäß dem Flächenanteil des Landkreises

Bei dieser Methode wurde der Anteil der Elektrofahrzeuge in der Modellregion anhand des Verhältnisses der Fläche der Modellregion zur gesamten Fläche der Bundesrepublik berechnet.

Tabelle 2.11-3: Marktdurchdringung von E-Kfz bzgl. Fläche Verhältnis Region Harz – Umrechnungsfaktor: Fläche Zusätzlicher Bestand EV und PH-Kfz Strombedarf Bezugsjahr EV PHEV ∑ [MWh] [-] 2012 29 118 147 0,59 2015 589 884 1473 3,54 2020 5892 8838 14730 27,10 2025 17676 35351 53027 93,09 2030 23567 64810 88378 154,96

RegModHarz-Leitszenarien Seite 107 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Methode 3 – Verhältnis der Zulassungszahlen

Bei dieser Betrachtung wurde davon ausgegangen, dass die Anzahl der PKWs in Deutsch- land 46,5 Mio beträgt (2008, Statistisches Bundesamt). Eine in [c] prognostizierte Entwick- lung (Shell geht von einer nur noch leichten Erhöhung des Pkw-Bestandes auf 49,7 Mio Pkw bis zum Jahr 2020 und nachfolgender Sättigung aus) wurde nicht berücksichtigt.

Tabelle 2.11-4: Marktdurchdringung von E-Kfz bzgl. Zulassung Verhältnis Region Harz – Umrechnungsfaktor: Kfz Neuzulassung Zusätzlicher Bestand EV und PH-Kfz Strombedarf Bezugsjahr EV PHEV ∑ [TWh] [-] 2012 13 50 63 0,25 2015 250 375 625 1,50 2020 2500 3750 6250 11,50 2025 7500 15000 22500 39,50 2030 10000 27500 37500 65,75

Vergleich der Hochrechnungen

Die Ergebnisse der unterschiedlichen Berechnungsmethoden sind in Abbildung 2.11-2 und Abbildung 2.11-3 dargestellt

Abbildung 2.11-2: Vergleich der aufgrund der Methoden 1 bis 3 berechneten Anzahl von Elektrofahrzeugen (nur EV) in der Modellregion

RegModHarz-Leitszenarien Seite 108 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Abbildung 2.11-3: Vergleich der aufgrund der Methoden 1 bis 3 berechneten Anzahl von Elektrofahrzeugen (EV + PHEV) in der Modellregion

Von der Hochrechnung der Zahlen ausgehend kann das Speicherpotenzial abgeschätzt werden, wobei die Abschätzung an die zu erwartende Batteriekapazität von Elektrofahrzeu- gen gebunden ist, die in PHEV niedriger liegen wird als in reinen Elektrofahrzeugen (EV). Deshalb werden der Abschätzung die Zahlen aus Abbildung 2.11-2 (nur reine Elektrofahr- zeuge) zu Grunde gelegt.

Die auf Grund des Flächenverhältnisses berechneten Zahlen weichen stark von den beiden anderen ab. Die Ursache liegt darin begründet, dass die Modellregion eine Pkw-Dichte aufweist, die unter dem Bundesdurchschnitt liegt, woran sich voraussichtlich nichts ändern wird. Dagegen liegen die gemäß Anteil der Bevölkerung und gemäß der aktuellen Zulassungszah- len berechneten Werte dicht beieinander. Die Shell Pkw-Szenarien gehen davon aus, dass sich die Zahlen des Pkw-Bestandes etwa proportional zur Zahl der Bevölkerung, genauer zu der im fahrfähigen Alter ist. Für den Landkreis Harz ist wird in [h] eine Verringerung der Be- völkerung von 247.490 im Jahr 2005 auf 209.149 im Jahr 2025 erfolgt. Da keine Zwischen- werte angegeben werden, wird an dieser Stelle näherungsweise von einer linearen Entwick- lung ausgegangen und die berechneten Kfz-Zahlen um den Faktor des Bevölkerungsrück- ganges gegenüber dem aktuellen Stand korrigiert (Abbildung 2.11-4).

RegModHarz-Leitszenarien Seite 109 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Abbildung 2.11-4: nach Bevölkerungsentwicklung korrigierte Prognose der Zahl der Elekt- rofahrzeuge in der Modellregion

Für die durchschnittliche Batteriekapazität der Elektrofahrzeuge kann man nach gegenwärti- gen Schätzungen etwa 15 kWh erwarten. Diese Kapazität wird zur Erbringung von für Netz- dienstleistungen aus Gründen der Batterielebensdauer zu höchstens 75% ausgenutzt werden können, d.h. 11,25 kWh Speicherkapazität je Elektrofahrzeug stehen zur Verfügung. Näherungsweise ergeben sich damit die in Tabelle 2.11-5 angegebenen Zahlen für die maximal (als Summe aller Elektrofahrzeuge) verfügbare Speicherkapazität.

Bei der Ladung und Entladung der Batterien von Elektrofahrzeugen, sowohl betriebsmäßig als auch zur Erbringung von Netzdienstleistungen, hängen die bereit zu stellende als auch die bereitgestellte Leistung von der Lade-/Entladerate der Batterie ab. Als Entladerate wird dabei der Ladestrom bezogen auf die Batteriekapazität in Amperestunden (Ah) bezeichnet. Die Ladung/Entladung mit 1 C entspricht beispielsweise der Ladung/Entladung einer 100-Ah- Batterie mit einem Strom von 100 A.

Moderne LiFePO4-Batterien können durchaus mit 3 bis 5 C geladen und mit bis zu 10 C ent- laden werden. Im Sinne einer hohen Lebensdauer sollten diese hohen Ströme aber nicht dauerhaft genutzt werden. Für die Abschätzung der Leistung wird hier von einer halbstündi- gen Ladung/Entladung ausgegangen, was 2 C entspricht. Die Werte für das Potential an Speicherkapazität und Lade/-Entladeleistung sind unter Annahme einer durchschnittlichen Batteriegröße von 15 kWh und einer maximalen Entladetiefe von 75% in Tabelle 2.11-5 angegeben. 2 C entsprechen bei der angegebenen Batteriegröße von 15 kWh einer Lade- /Entladeleistung von 30 kW.

RegModHarz-Leitszenarien Seite 110 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Tabelle 2.11-5: Maximal in der Modellregion zur Verfügung stehendes Potential an Speicherka- pazität und Lade-/Entladeleistung von Elektrofahrzeugen

Leistung bei La- Jahr Zahl der EV Speicherkapazität dung/Entladung mit 2 C

2012 15 169 kWh 0,45 MW

2015 291 3.270 kWh 8,7 MW

2020 2.780 31.275 kWh 83,4 MW

2025 7.975 89.716 kWh 293,3 MW

2030 10.146 114.139 kWh 304,4 MW

Die oben in Tabelle 2.11- dargestellten Werte des Speicherpotentials der Elektrofahrzeuge gelten für den Fall, dass alle zur Verfügung stehenden Fahrzeuge zu jedem Zeitpunkt an das Netz angeschlossen sind. In der Tat ist das Speicherpotential stark vom Nutzerprofil abhän- gig. Durch das das Nutzerprofil wird definiert, wann das Fahrzeug an das Netz angeschlossen ist. Die in Tabelle 2.11-5 dargestellten Werte sind durch die Fahrzeugverfügbarkeit korrigiert worden. Der Korrekturfaktor berücksichtigt die Zeit, in der das Fahrzeug für Mobilitäts- zwecke benutzt wurde. Die in [MiD 2008] angegebene Anzahl der Wege pro mobiler Person am Tag beträgt 3,8 Wege. Die durchschnittliche Wegelänge beträgt 11,5 km [MiD 2008]. Daraus ergibt sich eine Tagesfahrleistung von etwa 44,8 km/Tag. Mit der Annahme einer durchschnittlichen Geschwindigkeit eines Elektrofahrzeugs von 30 km/h lässt sich die Tages- fahrzeit berechnen, die in diesem Fall 1,45 h (89,7 min) beträgt. Der Bezugswert für die Ver- fügbarkeitsberechnung ist ein ganzer Tag (24 h). Davon abgeleitet steht das Fahrzeug zu 93.7% dem Netz zur Verfügung. Tabelle 2.11-6 stellt die Speicherkapazität der Fahrzeuge mit Berücksichtigung der Netzverfügbarkeit dar.

Tabelle 2.11-6: Maximal in der Modellregion zur Verfügung stehendes Potential an Speicherka- pazität und Lade-/Entladeleistung von Elektrofahrzeugen unter Berücksichtigung der Netzverfügbarkeit

Leistung bei La- Jahr Zahl der EV Speicherkapazität dung/Entladung mit 2 C

2012 15 158 kWh 0,42 MW

2015 291 3.064 kWh 8,15 MW

2020 2.780 29.305 kWh 78,15 MW

2025 7.975 84.064 kWh 274,82 MW

2030 10.146 106.948 kWh 285,22 MW

RegModHarz-Leitszenarien Seite 111 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

2.12 Bevölkerungsentwicklung Dieses Kapitel gliedert sich in folgende Unterkapitel: 2.12.1 Einwohnerzahlen im Landkreis Harz in 2008 2.12.2 Gemeinden im Landkreis Harz in 2008 2.12.3 Postleitzahlen im Landkreis Harz in 2008 2.12.4 Haushalte im Landkreis Harz in 2008

2.12.1 Einwohnerzahlen im Landkreis Harz [1] Dem Internetauftritt des Statistischen Bundesamtes [a] entnimmt man eine Einwohner- zahl für die Bundesrepublik Deutschland für Ende 2007 von 82,218 Mio. Einwohner. Seit 1996 bewegt sich die Zahl der Bürger etwa zwischen 82,000 Mio und 82,500 Mio. Einwoh- nern, wobei die Zahl bis 2003 leicht anstieg und seitdem leicht rückläufig ist. In der Bevölke- rungsprognose des Statistischen Bundesamtes wird davon ausgegangen, dass sich dieser rückläufige Trend bis 2050 fortsetzen wird. Für Berechnungen, die Leitszenario 1 zugrunde legen, kann vereinfachend die Zahl von 82 Mio. Einwohnern verwendet werden. Für das Land Sachsen-Anhalt kann die veröffentlichte Zahl des Statistischen Landesamtes von 2.381.872 Einwohnern verwendet werden [j]. [2] Dem Internetauftritt des Landkreises Harz [b] sind Bevölkerungszahlen mit Stand vom 30.06.2008 zu entnehmen: 239.562 Einwohner, 117.146 Männer, 122.416 Frauen, 114 Ein- wohner/km2. Der Stand für den 31.12.2008 wird vom Statistischen Landesamt genannt [e] und wird mit 237.653 Einwohnern beziffert. [3]: In Bevölkerungsprognose Statistische Bundesamtes [c, Tabelle A8] wird die Entwicklung der Bevölkerung in Deutschland von 2006 bis 2050 als Variante „mittlere Bevölkerung, Un- tergrenze“ und „mittlere Bevölkerung, Obergrenze“ dargestellt. Die Bevölkerungsannahmen für das Jahr 2020 sind 80,057 Mio. bzw. 81,328 Mio Bürger. Für die RegModHarz- Leitszenarien wird ein gerundeter Mittelwert der beiden Werte angesetzt, dies wären dann 80,7 Mio. Einwohner . [4] Das statistische Landesamt veröffentlicht im Internet eine regionalisierte Bevölkerungs- prognose [d]. Die Tabelle wird hier verkürzt wiedergegeben. Tabelle 2.12.1-1: Bevölkerungsprognose Landkreis Harz Bevölkerung

Jahr insgesamt

Basisjahr 2005 247 490 Prognosejahre 2006 245 470 2007 243 464 2008 241 488 2009 239 559 2010 237 675 2011 235 936 2012 234 280

RegModHarz-Leitszenarien Seite 112 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

2013 232 669 2014 231 042 2015 229 385 2016 227 674 2017 225 885 2018 224 019 2019 222 066 2020 220 034 2021 217 930 2022 215 779 2023 213 591 2024 211 380 2025 209 149 Es fällt auf, dass die im Jahr 2005 prognostizierte Einwohnerzahl für das Jahr 2010 bereits 2008 erreicht wurde, der Bevölkerungsrückgang also stärker verlief als prognostiziert. An dieser Stelle soll angenommen werden, dass der Bevölkerungsrückgang von Jahr zu Jahr wie in der Prognose des statistischen Landesamts verläuft, aber die im Jahr 2005 prognostizierten Bevölkerungszahlen jeweils zwei Jahre vorher eintreten. Dementsprechend wird als Erwartungswert für das Jahr 2020 der in der Tabelle für das Jahr 2022 genannte Wert von 215.779, gerundet auf 216.000 Einwohner angenommen. [5] Auf den Internetseiten der Stadtwerke ist die Zahl der im jeweiligen Netzgebiet versorgten Bürger mit Stand 31.12. des vergangenen Jahres veröffentlicht [f], .im Jahr 2009 für 2008. Die Zahl der versorgten Einwohner in den Netzgebieten von E.ON Avacon und envia-Netz im Landkreis Harz konnte auf folgende Weise berechnet werden: Die von E.ON Avacon versorgte Fläche im Landkreis Harz wurde als deckungsgleich mit den Altlandkreisen Halberstadt und Wernigerode angenommen. Die von enviaNetz versorgte Fläche im Landkreis Harz wurde als deckungsgleich mit den Altlandkreisen Quedlinburg und dem Anteil des Altlandkreises Aschersleben angenommen. Innerhalb der Flächen der Alt- landkreise wird ein Teil der Bevölkerung von den Stadtwerken versorgt und die übrigen Bür- ger von E.ON Avacon bzw. enviaNetz. Die Einwohnerzahlen für die Altlandkreise sind für das Jahr 2005 in [g] angegeben. Diese werden anhand der Bevölkerungsentwicklung des neuen Landkreises Harz von 2005 bis 2008 linear auf das Jahr angepasst, unter der An- nahme, dass die Bevölkerungsentwicklung in allen Teilen des Landkreises Harz gleich ver- läuft. Im Altlandkreis Wernigerode liegen die Netzgebiete der Stadtwerke Wernigerode und Blankenburg. Die folgende Tabelle veranschaulicht die Herleitung.

Tabelle 2.12.1-2: Versorgte Einwohner je Netzbetreiber im Landkreis Harz Jahr 2008 Alt-LK HBS Alt-LK WR Alt-LK QLB Alt-LK ASL Einwohnerzahl 72.875 88.346 70.332 6.100 durch Stadtwerke (SW) versorgte Einwohner - 39.196 45.490 21.762 0 nicht durch Stadtwerke versorgte Einwohner = 33.679 42.856 48.570 6.100 durch E.ON Avacon versorgte Einwohner + 76.535 durch enviaNetz versorgte Einwohner = 54.670

RegModHarz-Leitszenarien Seite 113 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

[6] Zur Hochrechnung der je Netzgebiet versorgten Bürger im Jahr 2020 wird die prognostizierte Bevölkerungsentwicklung für den Landkreis Harz von 2008 bis 2020 linear angewendet, unter der Annahme, dass die Bevölkerungsentwicklung in allen Netzgebieten des Land- kreises Harz gleich verläuft. Zudem wird angenommen, dass sich von 2008 bis 2020 die Versorgungsstruktur im Netzbereich nicht verändert. Konzessionsverträge werden im Jahr 2010 neu geschlossen. Hier wird angenommen, dass die versorgten Flächen und Bevölke- rungsanteile sich nicht verändern.

2.12.2 Gemeinden im Landkreis Harz Die folgende Tabelle enthält eine Aufstellung aller Gemeinden und der jeweiligen Einwoh- nerzahl. Die Gemeindenamen stimmen vielfach mit Ortsnamen überein, Verwechslungen sollten ausgeschlossen werden. Im Rahmen der Gemeindegebietsstrukturreform werden (Jahr 2009) Einheitsgemeinden gebildet. Dieser Prozess war 2009 nicht abgeschlossen. Tabelle 2.12.2-1: Übersicht über die Gemeinden im Landkreis Harz mit PLZ, Einwohnerzahl und vorgelagertem Netz EINWOHNER EINHEITS-GEMEINDE neu GEMEINDE zum Stand 1.1.2010 (Quelle: [i]) (nicht Ort) 31.12.2008 VORGELAGER- (Quelle:h) PLZ TES_NETZ 50Hertz Transmissi- Nordharz Abbenrode 927 38871 on GmbH 50Hertz Transmissi- Stadt Oberharz, Änderung Allrode 643 06507 on GmbH erwartet 50Hertz Transmissi- Stadt Thale Altenbrak 337 38889 on GmbH Anderbeck 50Hertz Transmissi- Stadt Halberstadt Aspenstedt 519 38822 on GmbH 50Hertz Transmissi- Stadt Halberstadt Athenstedt 408 38822 on GmbH 50Hertz Transmissi- ? Aue-Fallstein 5095 38835 on GmbH 50Hertz Transmissi- Verwaltungsgemeinschaft Bad Suderode 1801 06507 on GmbH bis endgültige Entscheidung 50Hertz Transmissi- Stadt Ballenstedt Ballenstedt 7605 06493 on GmbH Benneckenstein, 50Hertz Transmissi- Stadt Oberharz am Brocken Stadt 2159 38877 on GmbH 50Hertz Transmissi- Stadt Osterwieck Berßel 706 38835 on GmbH Blankenburg, Stadt 15012 38889 E.ON Avacon AG Stadt Blankenburg 50Hertz Transmissi- Stadt Osterwieck Bühne 553 38835 on GmbH 50Hertz Transmissi- Stadt Blankenburg Cattenstedt 711 38889 on GmbH 50Hertz Transmissi- Stadt Harzgerode Dankerode 783 06493 on GmbH 50Hertz Transmissi- Nordharz Danstedt 539 38855 on GmbH 50Hertz Transmissi- Stadt Ilsenburg Darlingerode 2386 38871 on GmbH 50Hertz Transmissi- Stadt Blankenburg Derenburg, Stadt 2609 38895 on GmbH 50Hertz Transmissi- Verbandsgemeinde Vorharz Ditfurt 1708 06484 on GmbH

RegModHarz-Leitszenarien Seite 114 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

50Hertz Transmissi- Stadt Ilsenburg Drübeck 1487 38871 on GmbH 50Hertz Transmissi- Stadt Oberharz am Brocken Elbingerode, Stadt 5317 38875 on GmbH 50Hertz Transmissi- Stadt Oberharz am Brocken Elend 429 38875 on GmbH 50Hertz Transmissi- Stadt Falkenstein Falkenstein, Stadt 5942 06463 on GmbH 50Hertz Transmissi- Stadt Thale Friedrichsbrunn 1054 06507 on GmbH VG Gernrode/Harz bis zu 50Hertz Transmissi- einer endgültigen Entschei- Gernrode, Stadt 3765 06507 on GmbH dung 50Hertz Transmissi- Verbandsgemeinde Vorharz Groß Quenstedt 1014 38822 on GmbH Güntersberge, 50Hertz Transmissi- Stadt Harzgerode Stadt 847 06507 on GmbH Halberstadt, Stadt 39531 38820 E.ON Avacon AG Stadt Halberstadt 50Hertz Transmissi- Verbandsgemeinde Vorharz Harsleben 2253 38829 on GmbH 50Hertz Transmissi- Stadt Harzgerode Harzgerode, Stadt 4047 06493 on GmbH 50Hertz Transmissi- Stadt Oberharz am Brocken Hasselfelde, Stadt 2904 38899 on GmbH 50Hertz Transmissi- Verbandsgemeinde Vorharz Hausneindorf 784 06458 on GmbH 50Hertz Transmissi- Verbandsgemeinde Vorharz Hedersleben 1603 06458 on GmbH 50Hertz Transmissi- Stadt Blankenburg Heimburg 908 38889 on GmbH 50Hertz Transmissi- Verbandsgemeinde Vorharz Heteborn 379 06458 on GmbH 50Hertz Transmissi- Nordharz Heudeber 1228 38855 on GmbH 50Hertz Transmissi- Stadt Blankenburg Hüttenrode 1156 38889 on GmbH 50Hertz Transmissi- Huy Huy 8133 38836 on GmbH 50Hertz Transmissi- Stadt Ilsenburg Ilsenburg, Stadt 6032 38871 on GmbH 50Hertz Transmissi- Stadt Harzgerode Königerode 787 06493 on GmbH 50Hertz Transmissi- Nordharz Langeln 1088 38871 on GmbH 50Hertz Transmissi- Stadt Halberstadt Langenstein 1886 38895 on GmbH 50Hertz Transmissi- Stadt Osterwieck Lüttgenrode 720 38835 on GmbH 50Hertz Transmissi- Stadt Thale Neinstedt 1916 06502 on GmbH Stadt Harzgerode bis zu 50Hertz Transmissi- einer endgültigen Entschei- Neudorf 680 06493 on GmbH dung 50Hertz Transmissi- Verbandsgemeinde Vorharz Nienhagen 415 39397 on GmbH 50Hertz Transmissi- Stadt Osterwieck Osterwieck, Stadt 3735 38835 on GmbH envia Verteilnetz Stadt Quedlinburg Quedlinburg, Stadt 21500 06484 GmbH

RegModHarz-Leitszenarien Seite 115 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

50Hertz Transmissi- Stadt Ballenstedt Radisleben 453 06463 on GmbH 50Hertz Transmissi- Stadt Wernigerode Reddeber 880 38855 on GmbH 50Hertz Transmissi- Stadt Osterwieck Rhoden 454 38835 on GmbH VG Gernrode/Harz bis zu 50Hertz Transmissi- einer endgültigen Entschei- Rieder 1906 06507 on GmbH dung 50Hertz Transmissi- Stadt Halberstadt Sargstedt 723 38822 on GmbH 50Hertz Transmissi- Stadt Osterwieck Schauen 529 38835 on GmbH 50Hertz Transmissi- Stadt Harzgerode Schielo 533 06493 on GmbH 50Hertz Transmissi- Stadt Wernigerode Schierke 681 38879 on GmbH 50Hertz Transmissi- Nordharz Schmatzfeld 348 38855 on GmbH Schwanebeck, 50Hertz Transmissi- Verbandsgemeinde Vorharz Stadt 2279 39397 on GmbH 50Hertz Transmissi- Stadt Harzgerode Siptenfelde 582 06507 on GmbH 50Hertz Transmissi- Stadt Oberharz am Brocken Sorge 115 38875 on GmbH 50Hertz Transmissi- Nordharz Stapelburg 1412 38871 on GmbH 50Hertz Transmissi- Stadt Thale Stecklenberg 633 06507 on GmbH 50Hertz Transmissi- Stadt Oberharz am Brocken Stiege 1084 38899 on GmbH 50Hertz Transmissi- Stadt Harzgerode Straßberg 733 06493 on GmbH 50Hertz Transmissi- Stadt Halberstadt Ströbeck 1157 38822 on GmbH 50Hertz Transmissi- Stadt Oberharz am Brocken Tanne 630 38875 on GmbH 50Hertz Transmissi- Stadt Thale Thale, Stadt 11935 06502 on GmbH 50Hertz Transmissi- Stadt Blankenburg Timmenrode 1044 06502 on GmbH 50Hertz Transmissi- Stadt Thale Treseburg 99 38889 on GmbH 50Hertz Transmissi- Nordharz Veckenstedt 1453 38871 on GmbH 50Hertz Transmissi- Nordharz Wasserleben 1480 38871 on GmbH 50Hertz Transmissi- Stadt Thale Weddersleben 1040 06502 on GmbH 50Hertz Transmissi- Verbandsgemeinde Vorharz Wedderstedt 448 06458 on GmbH 50Hertz Transmissi- Verbandsgemeinde Vorharz Wegeleben, Stadt 2919 38828 on GmbH Wernigerode, Stadt Wernigerode Stadt 33480 38855 E.ON Avacon AG 50Hertz Transmissi- Stadt Thale bis zu einer Westerhausen 2105 06484 on GmbH endgültigen Entscheidung 50Hertz Transmissi- Stadt Blankenburg Wienrode 911 38889 on GmbH

RegModHarz-Leitszenarien Seite 116 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

50Hertz Transmissi- Stadt Osterwieck Wülperode 556 38835 on GmbH INSGESAMT 237.653 Einwohner Landkreis Harz Mitgliedsgemeinden der Verbandsgemeinde Vorharz: Ditfurt, Groß Quenstedt, Harsleben, Hedersleben, Schwanebeck (mit Nienhagen), Selke-Aue (mit Hausneindorf, Heteborn und Wedderstedt), Wegeleben (mit Rodersdorf)

Tabelle 2.12.2-2: Einheitsgemeinden mit Stand 1.1.2010 (Quelle: [i]) Einheitsgemeinden Ortsteile

1. Falkenstein, Stadt Endorf, Ermsleben, Meisdorf, Neuplatendorf, Pansfelde, Reinstedt, Wieserode 2. Halberstadt, Stadt Emersleben, Klein Quenstedt, Aspenstedt, Athenstedt, Langenstein, Sargstedt, Schachdorf Ströbeck 3. Harzgerode, Stadt Dankerode, Güntersberge, Königerode, Harzgerode, Schielo, Siptenfelde, Straßberg 4. Huy Aderstedt, Anderbeck, Badersleben, Dedeleben, Dingelstedt am Huy, Eilenstedt, Eilsdorf, Huy- Neinstedt, Pabstorf, Schlanstedt, Vogelsdorf 5. llsenburg, Stadt Darlingerode, Drübeck

6. Quedlinburg, Stadt

7. Wernigerode, Stadt Benzingerode, Minsleben, Silstedt, Schierke, Reddeber 8. Ballenstedt, Stadt Badeborn, Radisleben

9. Blankenburg, Stadt Börnecke, Cattenstedt, Heimburg, Hüttenrode, Timmenrode, Wienrode, Derenburg 10. Oberharz am Brocken, Elbingerode, Königshütte, Rübeland, Trautenstein, Stadt Hasselfelde, Benneckenstein, Elend, Sorge, Stiege, Tanne 11. Nordharz Abbenrode, Heudeber, Langeln, Schmatzfeld, Sta- pelburg, Veckenstedt, Wasserleben, Danstedt 12. Osterwieck, Stadt Berßel, Bühne, Lüttgenrode, Osterwieck, Rhoden, Schauen, Wülperode, Dardesheim, Deersheim, Hessen, Osterode am Fallstein, Rohrsheim, Veltheim, Zilly 13. Thale, Stadt Warnstedt, Neinstedt, Weddersleben, Altenbrak, Treseburg, Friedrichsbrunn, Stecklenberg

Tabelle 2.12.2-3: Verbandsgemeinde im Landkreis Harz Verbandsgemeinde Ortsteile 1. Vorharz Mitgliedsgemeinden der Ver- bandsgemeinde:

RegModHarz-Leitszenarien Seite 117 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Ditfurt Groß Quenstedt Harsleben Hedersleben Schwanebeck Nienhagen Selke-Aue Hausneindorf, Heteborn, Wedderstedt Wegeleben Rodersdorf

Tabelle 2.12.2-4: Verwaltungsgemeinschaft, bis zu einer endgültigen Entscheidung Verwaltungsgemeinschaft Anmerkungen: Ortsteile VG Gernrode/Harz VG Gernrode/Harz bis zu einer endgültigen Ent- scheidung Bad Suderode Gernrode Rieder

Tabelle 2.12.2-5: Gemeinden, in denen die Gebietsreform noch nicht abgeschlossen war: Allrode Die Gemeinde Allrode wird gemäß § 2 Abs. 5 GemNeuglGrG durch die Stadt Oberharz am Brocken bis zur gesetzlichen Zuordnung verwaltet.

Neudorf Die Gemeinde Neudorf wird gemäß § 2 Abs. 5 GemNeuglGrG durch die Stadt Harzgerode bis zur gesetzlichen Zuordnung verwaltet.

Westerhausen Die Gemeinde Westerhausen wird gemäß § 2 Abs. 5 GemNeuglGrG durch die Stadt Thale bis zur gesetzlichen Zuordnung verwaltet.

2.12.3 Postleitzahlen im Landkreis Harz In der folgenden Übersicht werden alle im Landkreis Harz vorkommenden Postleitzahlen (ohne Postfach-Postleitzahlen) dargestellt. Drei Postleitzahlbereiche sind aufgrund der Kreisstrukturreform landkreisübergreifend.

Tabelle 2.12.3-1: Postleitzahlen im Landkreis Harz 06333 landkreisübergreifend 06458 06463 06484 06493 06502 06507 06543 landkreisübergreifend 38820 38822 38828 38829 38835

RegModHarz-Leitszenarien Seite 118 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

38836 38838 38855 38871 38875 38877 38879 38889 38895 38899 39397 landkreisübergreifend

2.12.4 Haushalte im Landkreis Harz in 2008 Laut [e] lebten im Lk Harz am 31.12.2008 237.653 Menschen. Über die Verteilung dieser Personen auf die einzelnen Haushaltsgruppen (1, 2, 3, 4 und ab 5-Personen Haushalte) konnten auf Kreisebene keine Angaben gefunden werden. Deshalb werden für die prozentuale Verteilung der Haushaltsgruppen Daten aus [l] verwendet, die für das Land Sachsen- Anhalt und das Jahr 2008 gelten. Für die Berechnung der Haushaltsgruppengröße im Lk Harz wird neben der prozentualen Verteilung der Haushalte auch die durchschnittliche Personenanzahl in Haushalten mit 5 und mehr Personen benötigt. Diese kann indirekt [2] entnommen werden und beträgt 5,37 für Sachsen-Anhalt 7. Die Anzahl der Haushaltsgruppen wird durch die folgenden Schritte ermittelt: - Bestimmung des Anteils der Haushaltsgruppen an allen Haushalten in Sachsen-Anhalt [2] - Bestimmung der Gesamtpersonenzahl in den einzelnen Haushaltsgruppen in Sachsen- Anhalt, indem z.B. die Anzahl der Haushalte mit drei Personen mit drei multipliziert wird. - Bestimmung der Personen in den einzelnen Haushaltsgruppen im Lk Harz, indem die Gesamtbevölkerung des Landkreises Harz mit dem aus Sachsen-Anhalt ermittelten Verhältnis von Personen pro Haushaltsgruppe zu Gesamtbevölkerung multipliziert wird. - Bestimmung der Haushalte pro Haushaltsgruppe im Lk Harz, indem die Anzahl der Personen pro Haushaltgruppe durch die jeweilige Haushaltsgröße geteilt wird. Dadurch ergibt sich die folgende Verteilung auf die einzelnen Haushaltsgruppen im LK Harz:

7 Die durchschnittliche Personenanzahl in 5+ Haushalten ergibt sich, indem die Anzahl aller Personen, die in 5+ Haushalten lebt, durch die Anzahl der 5+ Haushalte geteilt wird. Die Anzahl aller Personen in 5+ Haushalten ergibt sich, indem von der Bevölkerung in Sachsen-Anhalt die Anzahl der Personen in den 1-,2-,3- und 4-Personen Haushalten abgezogen wird.

RegModHarz-Leitszenarien Seite 119 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Tabelle 2.12.4-1: Anteil und Verteilung der Personen auf die einzelnen Haushaltsgruppen im Lk Harz

Haushalte mit … Person(en) gesamt 1 2 3 4 5+

Anteil an Haushalten [%] 38,0 37,4 16,0 6,9 1,6 Anzahl Haushalte 45817 45120 19323 8367 1893 120519 Personen 45817 90240 57969 33467 10160 237653

Wohnungsbestand im Landkreis Harz 2008: Dem statistischen Landesamt zufolge [k] gibt es am 31.12.2008 im Landkreis Harz 127.398 Wohnungen (siehe Tabellen unten). Auf diese Anzahl von Wohnungen verteilen sich die 237.653 Einwohner in Haushalte. Tabelle 2.12.4-2: Wohnungsbestand im Landkreis Harz 2008 Jahr 2008 Wohngebäude Wohnungen 1) Wohnfläche

Anzahl 100m² Landkreis Harz 59 081 127 398 97 801

Blankenburg Stadt 2 880 8 771 6 451 Halberstadt Stadt 6 455 21 640 15 059 Quedlinburg Stadt 3 848 13 201 8 841 Wernigerode Stadt 6 399 18 343 13 222

1) Wohnungen in Wohn- und Nichtwohngebäuden Dies das statistische Landesamt Sachsen-Anhalt beziffert für den Landkreis Harz den Woh- nungsbestand nach Wohnräumen (Quelle: [k]), siehe Grafik unten. Im Gegensatz zur Bevölkerungszahl hat sich die Wohnungszahl seit der Wende vergrößert: Tabelle 2.12.4-3: Entwicklung des Wohnungsbestands im Landkreis Harz bis 2008 Jahr Wohngebäude Wohnungen 1) Wohnfläche (Quelle: [k]) Anzahl 100m² 2008 59 081 127 398 97 801 2007 58 900 127 229 97 550 2006 58 693 126 911 97 177 2005 58 462 125 903 96 975 2000 56 468 125 838 94 833 1995 52 673 117 756 87 668

1) Wohnungen in Wohn- und Nichtwohngebäuden

RegModHarz-Leitszenarien Seite 120 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

2.13 Netzausbau - Siehe Quellenangaben -

2.14 IKT-Ausbau Im Rahmen der Initiative Zukunft Breitband [c] werden Zahlen zur aktuellen Verfügbarkeit von Breitbandanschlüssen ermittelt und veröffentlicht. Für das Bundesland Sachsen-Anhalt ergibt sich dabei folgende Situation:

RegModHarz-Leitszenarien Seite 121 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Abbildung 2.14-1: Breitbandverfügbarkeit in Sachsen-Anhalt Die Grafik zeigt eine hohe regionale Schwankungsbreite der Versorgung einschließlich eini- ger weißer Flecken.

RegModHarz-Leitszenarien Seite 122 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Zum Ausbau der Breitbandversorgung in Deutschland veröffentlicht auch der Branchenver- band BITCOM regelmäßig aktualisierte Statistiken. Danach waren 2008 in Deutschland 58% der Haushalte in Deutschland mit einem Breitbandanschluss erreichbar. In Sachsen-Anhalt lag dieser Prozentsatz lediglich bei 42%. Zu beachten ist, dass diese Zahlen nicht das An- schlusspotenzial widerspiegeln, sondern die Zahl der tatsächlich vorhandenen Anschlüsse.

Abbildung 2.14-2: Breitband-Anschlüsse in Deutschland Die Grafik zeigt eine stetige Zunahme der Anschlüsse in den vergangenen Jahren. Darüber hinaus existieren zurzeit mehrere Initiativen (z.B. auch auf Bundesebene im Rahmen des Konjunkturprogramms), die einen forcierten Ausbau der Breitbandversorgung fordern. Im ländlichen gebiet sollen hierfür auch vermehrt drahtlose Anschlusstechnologien eingesetzt werden, um trotz der niedrigen Bevölkerungsdichte einen Anschluss bei vertretbaren Investi- tionskosten zu ermöglichen. Hierzu spielt auch die sogenannte „Digitale Dividende“ eine entscheidende Rolle, d.h. die Frequenzen, die durch die Umstellung des terrestrischen Fernsehens auf digitale Ausstrah- lung (DVB-T) frei werden. Diese Frequenzen eignen sich hervorragend für eine breitflächige Versorgung im ländlichen bereich. Im Land Brandenburg laufen hierzu z.B. schon entsprechende Pilotversuche. Auch die Bundesregierung hat mit ihrem Beschluss zum Breitbandausbau in Deutschland ein Signal gesetzt. Bis Ende 2010 sollen flächendeckend leistungsfähige Breitbandanschlüsse zur Verfügung stehen, bis 2014 sollen 75 % der Haushalte und bis 2018 alle Haushalte Zu- gang zu Hochgeschwindigkeitsnetzen (>= 50MBit/s) haben [b]. Wir schätzen bis zum Jahr 2020 eine Breitbandversorgung in Deutschland (tatsächliche An- schlüsse) von etwa 90%. Im Landkreis Harz wird diese Zahl noch signifikant niedriger liegen, aber auch schon ein Niveau von etwa 80% erreicht haben. Die starke regionale Schwankung der Versorgung wird sich besonders auch durch den Einsatz drahtloser Verfahren stark reduzieren und nur in funktechnisch schwer erreichbaren Gebieten erhalten bleiben. Das technische Potenzial des IKT-Ausbaus liegt bei nahe 100%. Dieses Potenzial wird aber nicht in allen Fällen wirtschaftlich realisierbar sein. Durch den Einsatz auch drahtloser Kom- munikationstechniken wird auch die Anbindung von Anlagen fernab der sonstigen Infrastruk- tur (z.B. Windparks) mit Breitbandanschlüssen zu vertretbaren Preisen möglich sein. Die nachfolgende Grafik zeigt den Vergleich von Deutschland mit anderen Ländern weltweit. Es ist zu erkennen, dass besonders in Ländern mit hoher Anschlussdurchdringung die Ver- wendung von anderen Technologien neben DSL eine große Rolle spielt.

RegModHarz-Leitszenarien Seite 123 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Abbildung 2.14-3: Breitband-Anschlüsse je 100 Haushalte 2006

2.15 Konventioneller Kraftwerkspark Siehe Quellenangaben

2.16 Lufttemperatur Die Lufttemperaturen sind bedeutsam, um den Wärmebedarf zu ermitteln und darauf basierend Fahrpläne für BHKW zu erstellen. In RegModHarz stammen die Temperaturdaten für die Höhe 2 m über Grund vom DWD und werden dem Fraunhofer IWES geliefert [a]. Dazu zählen zum einen Reanalysedaten und zum anderen Prognosedaten. Die Reanalysedaten sind keine Messwerte, sondern auf Basis von Messwerten auf die Fläche interpolierte Werte, die in einem Raster von 7 x 7 km für jeden Rasterknotenpunkt zur Verfügung stehen. Im RegModHarz-excel-Zeitreihendokument auf dem RegModHarz-Repository werden Tem- peraturzeitreihen für die Orte Halberstadt, Quedlinburg, Wernigerode und Elbingerode zusammengestellt. In Halberstadt, Quedlinburg und Wernigerode befinden sich größere

RegModHarz-Leitszenarien Seite 124 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

BHKW, für die der Wärmebedarf zu ermitteln ist. Elbingerode steht im Gegensatz zu den anderen 3 Orten für die höher gelegene Ebene des Harzes oberhalb des Harzanstiegs. Für den Wärmebedarf von kleinen BHKW kann so vereinfacht der Wert für Elbingerode für die Harzhöhe und ein gemittelter Wert der anderen drei Orte für das Harzvorland verwendet werden. Zur Extraktion und Interpolation der Temperaturreanalysedaten: Falls für den gewünschten Ort keine stündliche Zeitreihe aus Messungen direkt an diesen Koordinaten vorliegt, kann aus DWD-Reanalysedaten, die im räumlichen Raster von jeweils 1/16 ° geografischer Breite und Länge 8 vorliegen, mittels bilinearer (flächengewichteter) Interpolation aus den Werten an den benachbarten Gitterpunkten eine stündliche Zeitreihe für den gewünschten Ort erzeugt werden. (Dies kann mittels des von CUBE dazu erstellten Delphi-Programms ExtrAnal_pr.exe bewerkstelligt werden.) Das heißt, die Temperatur wird in jeder einzelnen Koordinate (Länge, Breite) linear interpoliert. In Formeln: Seien ( λ, φ) die geografischen Koordinaten des gewünschten Ortes und ( λ0, φ0), ( λ1, φ0), (λ1, φ1), ( λ0, φ1) die Koordinaten der benachbarten Gitterpunkte (vom südwestlichen Nach- barn ausgehend gegen den Uhrzeigersinn) und T00, T10, T11, T01 die zugehörigen Tempe- raturen. Dann ist die bilinear interpolierte Temperatur Tblip am gewünschten Ort

(2)

8 Dies entspricht in unseren Breiten etwa 7 km in Nord-Süd-Richtung und 4,3 km in Ost-West- Richtung.

RegModHarz-Leitszenarien Seite 125 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

3 100%EE-Szenario - Annahmen und Folgerungen zu Leit- szenario 3

Zur Definition des Leitszenario 3 (100%EE-Szenario) siehe Kapitel 1.3, Seite 7f Im Folgenden werden die Annahmen dargestellt. Die Folgerungen finden sich im Arbeitspa- ketbericht zu AP 2.7.2 Modellierung und Simulation, sowie als Kurzfassung im RegModHarz- Abschlussbericht.

3.1 Annahmen Im Rahmen der Ausarbeitung des Szenarios wurden vereinfachte Annahmen getroffen. Der Ausbau von IKT und Smart Meter wird als flächendeckend, variable bzw. dynamische Tarife werden als Standard angenommen. Der Wärmebedarf und die Bevölkerungszahl entsprechen denen für Leitszenario 2. Für den jährlichen Strombedarf wird das gleiche Niveau wie im Jahr 2008 angenommen und beträgt ca. 1.300 GWh/a. Es wird berücksichtigt, dass der herkömmliche Stromverbrauch aufgrund von Effizienzsteigerungen abnimmt. Aufgrund von neuen Verbrauchern, wie z.B. durch den vermehrten Einsatz von elektrischen Wärmepum- pen und Kältemaschinen wird die Effizienzsteigerung kompensiert.

3.1.1 Bereitszustellende Strommenge Der Landkreis Harz wird als Teil der 100%EE-Versorgung der BRD betrachtet. Dabei hat er einen angemessenen Anteil EE-Strom zu erzeugen. Die Führungsgröße für die Strombereit- stellung ist die bundesweite residuale Last. Die Strommenge, die vom Landkreis Harz insgesamt im Modelljahr zu erzeugen ist, beträgt 2.920 GWh, dies ist das 2.25-fache des eigenen Strombedarfs der Modellregion. Der hier angenommene Wert wird vereinfacht anhand des Nettostromverbrauchs der BRD und einem Flächenfaktor errechnet. Dabei ist der Flächen- faktor = Fläche LK Harz/Fläche BRD = 0,59%. Begründung: Je mehr Fläche einem Land- kreis zur Verfügung steht, desto mehr Strom aus erneuerbaren Energien kann erzeugt werden. Diese Strommenge fließt als Jahresmenge in die Berechnung ein, nicht als Viertelstun- denzeitreihe von Leistungsmittelwerten, da ein Gegeneinanderregeln der verschiedenen Landkreise vermieden werden soll und genutzt werden soll, dass in einigen Landstrichen zur gleichen Zeit mehr Wind weht als in anderen. Wesentlich ist hier also die Jahresbilanz. Es erfolgt keine stundengenaue Bereitstellung des mit dem Flächenfaktor multiplizierten BRD- Strombedarfs, keine viertelstündige Bilanzierung, da die unterschiedlichen Regionen in der BRD unterschiedliche installierte Leistungen je Anlagentypen aufweisen und nicht gegenei- nander regeln sollen, um die viertelstündigen Stromverbrauchsanteile passend bereitzustel- len (Bsp: Wenn in der BRD eine negative residuale Last herrscht, zeitgleich jedoch die Windeinspeisung im LKH zu gering ist, um den LKH-Anteil am BRD-Strombedarf zu decken, ist Import von Strom aus anderen Regionen sinnvoll, nicht aber ein Ausspeisen von Strom aus Stromspeichern). Die Jahresmenge des Nettostromverbrauchs der BRD wird auf Basis der ENTSO-E Nettostromverbrauchszeitreihe bzw. Gesamtlastprofil für das Jahr 2008 errechnet.

RegModHarz-Leitszenarien Seite 126 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

3.1.2 Teilszenario A: Installierte Leistungen, Jahresenergiemengen und Zeitreihen In diesem Kapitel wird beschrieben, welche Annahmen für die Ausgestaltung des ersten 100%-EE-Teilszenarios, Teilszenario A gelten. Die Konzeption und Ausgestaltung von Teil- szenario A erfolgte durch CUBE Engineering in Zusammenarbeit mit Fraunhofer IWES. Die für Teilszenario A erarbeiteten Einspeisezeitreihen zu wurden an Uni Magdeburg übermittelt, um die Netzverträglichkeit zu prüfen. Hierzu wurden die Zeitreihen in den Netzsimulator eingespielt. Das später aufbauend auf Teilszenario A weiterentwickelte Teilszenario B unterscheidet sich von Teilszenario A dadurch, dass verstärkt die Infrastrukturen Strom-, Wärme/Kälte- und bedingt Gasversorgung miteinander gekoppelt wurden und ein Energiemanagement zur He- bung von Effizienzpotenialen und zur verbesserten Integration der fluktuierenden EE- einspeisung eingeführt wurde (siehe Kap. 3.1.3 zu Teilszenario B).

Tabelle 3.1.2-1: Leitszenario 3: Installierte Leistungen & Jahresenergiemengen Teilszenario A Anlagentyp Angenommene Jahresenergiemenge gemäß Klima- installierte Leistung jahr 2008 Summe 1.549,4 MW; (100 %) 2.920.033 MWh; (100%) PV 708 MW (46 %) 671.091 MWh; (23 %) (max. ¼-Stunden Leistungswert: (bei 4.263 Betriebsstunden gleich 568 MW) 48,5 % der jährlichen Stunden) Wind Onshore 630 MW (41%) 1.404.426 MWh; (48 %) max. ¼-Stunden Leistungswert: (bei 8.546 Betriebsstunden, gleich 619 MW) 97,3 % der jährlichen Stunden) Lauf- und Speicherwas- 8,8 MW (1%) 27.047 MWh; (1 %) ser max. ¼-Stunden Leistungswert: (bei 8.784 Betriebsstunden gleich 7,9 MW) 100 % der jährlichen Stunden) Biogasanlagen < 500 25,8 MW (2%) 113.275 MWh; (4 %) kW mit Vor-Ort- max. ¼-Stunden Leistungswert: (bei 7.108 Betriebsstunden gleich Verstromung 25,8 MW) 80,9 % der jährlichen Stunden) BHKW flexibel mit Be- 176,8 MW (11%) 704.194 MWh; (24 %) trieb aus Gasnetz max. ¼-Stunden Leistungswert: (bei 3.983 Betriebsstunden = 45,3 % mit Gas auf Basis von 176,8 MW) der jährlichen Stunden) Biogasfermentern ≥ 500°kW sowie Biomas- seanlagen Wind Offshore 0 0 Kann LK Harz nicht bereitstellen Geothermie 0 0 Ist für LK Harz nicht vorgesehen

Da sich eine 100%EE-Stromversorgung u.a. durch einen Stromerzeugungsmix mit verschiedenen Verhältnissen zwischen den fluktuierenden Erzeugern und dadurch bedingt mit jeweils unterschiedlichem Speicher- und Netzausbaubedarf realisieren lässt, wurde ein Erzeu- gungsmix für das Leitszenario 3 definiert, der auf Grundannahmen in Anlehnung an die UBA- Studie [1] aufbaut. In der UBA-Studie wird ein möglicher Erzeugungsmix für eine 100% re-

RegModHarz-Leitszenarien Seite 127 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

generative Stromversorgung der gesamten Bundesrepublik Deutschland angegeben, welcher als Orientierung für die installierten Leistungen im Erzeugungsmix der Modellregion genutzt werden kann. Die aus dieser Studie abgeleiteten Werte wurden mit den technischen Potentialen der Modellregion so verschnitten, dass wie oben beschrieben die in der UBA- Studie angenommene installierte Leistung je regeneratver Energiequelle mit einem Flächen- bezugsfaktor von 0,59% multipliziert wurde, um die installierte Leistung in der Modellregion zu ermitteln, sofern das technische Potential diese flächenskalierte Leistung zuließ. War dies nicht der Fall, wurde der mit für das technische Potential angegebene Wert gesetzt. In Tabel- le 3.1.2-2 sind die Erzeugungsleistungen gemäß der technischen Potentiale für die Modell- region sowie die flächenskalierte Erzeugungsleistung aufgeführt. Tabelle 3.1.2-2: Technisches Potential in der Modellregion und Flächenskalierung

Für die Simulationen in RegModHarz wurde das Wetterjahr 2008 herangezogen. Die Erzeu- gungszeitreihen der fluktuierenden Erzeugungsformen Wind, PV und Laufwasser wurden durch das Hochskalieren der Einspeisezeitreihen aus dem Klimajahr 2008 generiert. Für das 100%EE-Szenario wurde ferner angenommen, dass die Windkraftanlagen eine durchschnittliche Volllaststundenzahl von 2.250 Stunden haben (siehe Tabelle 3.1.2-4). Für das Verhält- nis von maximaler Einspeisung zur installierten Leistung wurde für die PV-Anlagen 80% und bei den Laufwasserkraftwerken 90% angenommen. Um insgesamt die genannte zu erzeugende Jahresenergiemenge durch den Erzeugungsmix der Modellregion zu treffen, wurde erst für die verschiedenen Anlagentypen die installierten Leistung festgelegt und die damit bereitgestellte Strommenge berechnet. Anschließend wurde die installierte Leistung für Wind so weit nach oben justiert, bis die geforderte Jahresmen- ge erzeugt wurde. Dies war möglich, da die Energiequelle Wind ein größeres technisches Potential als die flächenskalierte Leistung aufweist. Das Szenario gilt damit beispielhaft für das Wetterjahr 2008. Für den Simulationsprozess wurden Freiheitsgrade zugelassen, die es ermöglichen, den jeweils aktuellen Kenntnisstand zu nutzen, um die Parameterwerte zu variieren und ein 100%EE-Szenario mit besserer Umsetzbarkeit zu entwickeln. Die Parameterwerte stellen zusammen mit der Beschreibung der Vor- und Nachteile des Szenarios das Ergebnis der Simulationen dar. Aus diesem Grund sind für die Simulationen im Rahmen dieser Arbeit er- weiterte Annahmen getroffen worden, die sich ebenfalls an der UBA-Studie orientieren sowie durch eigene Überlegungen ergänzt wurden. Diese erweiterten Annahmen werden im folgenden Absatz beschrieben. In Tabelle 3.1.2-3 sind im Detail die Annahmen dokumentiert, die zur Festlegung der installierten Leistungen geführt hatten. Die installierte Leistung je Anlagentyp ist bereits Ergebnis von Simulationsrechnungen.

RegModHarz-Leitszenarien Seite 128 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Tabelle 3.1.2-3: Annahmen zur installierten Leistung in Leitszenario 3 Annahmen zur Installierten Leistung Generell Installierte Leistung je Einzelanlage eines Anlagentyps: siehe Erzeugerliste für 100%-Szenario. PV Orientiert sich an UBA Energieziel 2050. 708 MW = 120 GW PV bundesweit x 0,59 % (Flächenbezugsfaktor = Fläche LKH/Fläche BRD zur Ab- schätzung des Anteils, den der LK Harz für die BRD liefert). Liegt innerhalb der Potentiale des LK Harz von 946 MW ohne Freiflächenanlagen, deren Potentiale hinzukämen. Wind Die Windleistung wird nach Festlegung der anderen Werte zur installierten Leistung von Anlagentypen so skaliert, dass insgesamt im Landkreis Harz 2.920°GWh EE-Strom produziert werden. Dies ist die Strommenge, den der Landkreis Harz anteilig zur BRD-Versorgung bereitstellt. (siehe Kap. 3.1.1 „Bereitzustellende Strommenge“). Die technischen Potentiale Wind Onshore für den LK Harz liegen gemäß Leitszenariendokument bei 5.886 MW. Lauf- und Speicher- Das technische Potential der Modellregion begrenzt die installierte Leis- wasser tung auf 8,8 MW. Der Anteil des LK Harz gemäß dem BRD-Wert von 5,2 GW (Energieziel 2050) wären 31 MW. Biogasanlagen Die installierte Leistung der BHKW wird zum einen aus dem technischen < 500 kW Potential für Biogaserzeugung aus den Fermentern und zum anderen aus mit Vor-Ort- den Anforderungen zur Flexibilisierung der Einspeisung bestimmt. Das Verstromung Potential kleiner/mittlerer Biogasanlagen beträgt gemäß Leitszenarien- dokument 12,92 MW. Zur Flexibilisierung wurde die doppelte BHKW- Leistung bei gleichbleibender Jahresstromerzeugung angenommen mit 25,8 MW. BHKW flexibel mit Be- In Summe wird eine installierte elektrische Leistung flexibler BHKW von trieb aus Gasnetz 176,8 MW angenommen. mit Gas auf Basis von Dies setzt sich zusammen aus: Biogasfermentern ≥ 500 kW sowie Biomas- a) Biogasfermenter >=500 kW: seanlagen Es wird angenommen, dass das Biogas aufbereitet und ins Gasnetz eingespeist wird. Die installierte Leistung der BHKW wird zur Flexibilisierung gegenüber dem technischen Potential für die Produktion von Biogas verdoppelt. Grundlage ist das Potential aus der Gasproduktion großer Biogasanlagen gemäß Leitszenariendokument mit: 14,68 MW x 2 = 29,4 MW. b) Biomasseanlagen (gemäß Potential im Bericht zu AP 1.2): Summe: 73,65 MW Biomasse bei Bandeinspeisung. Wir gehen zum Zwe- cke eine flexiblen Stromeinspeisung von der doppelten installierten BHKW- Leistung aus = 147,3 MW Von den 73,65 MW : Strohvergasung: 44,55 MW BHKW-Bandleistung zu 100% flexibel einsetzbar aus Gasnetz Restholzvergasung: 13,6 MW BHKW-Bandleistung zu 100% flexibel einsetzbar aus Gasnetz Pflanzenöl-Vergasung: 7,5 MW BHKW-Bandleistung zu 100% flexibel einsetzbar aus Gasnetz Pflanzenöl-BHKW: 8 MW BHKW-Bandleistung, zu100% flexibel einsetzbar aus Pflanzenöltank (im Modell vereinfacht wie Gasbetriebene BHKW eingesetzt)

RegModHarz-Leitszenarien Seite 129 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Tabelle 3.1.2-4 beschreibt die darüberhinausgehenden Annahmen zur Erstellung der Erzeu- gungszeitreihen. Tabelle 3.1.2-4: Annahmen zur Erstellung der Erzeugungszeitreihen PV Für die PV-Einspeisezeitreihen im Landkreis Harz wurde der Ausbau in der BRD für das 100%EE-Szenario aus der UBA-Studie wie oben beschrieben (Tabelle 3.1.2-3, PV) zugrunde gelegt. Dazu wurde der Zubau in Form der installierten Leistung und Jahresenergie berücksichtigt (siehe In diesem Kapitel wird beschrieben, welche Annahmen für die Ausgestal- tung des ersten 100%-EE-Teilszenarios, Teilszenario A gelten. Die Konzeption und Ausgestaltung von Teilszenario A erfolgte durch CUBE Engineering in Zusammenarbeit mit Fraunhofer IWES. Die für Teilszenario A erarbeiteten Einspeisezeitreihen zu wurden an Uni Magdeburg übermittelt, um die Netzverträg- lichkeit zu prüfen. Hierzu wurden die Zeitreihen in den Netzsi- mulator eingespielt. Das später aufbauend auf Teilszenario A weiterentwickelte Teilsze- nario B unterscheidet sich von Teilszenario A dadurch, dass ver- stärkt die Infrastrukturen Strom-, Wärme/Kälte- und bedingt Gasver- sorgung miteinander gekoppelt wurden und ein Energiemanage- ment zur Hebung von Effizienzpotenialen und zur verbesserten In- tegration der fluktuierenden EE-einspeisung eingeführt wurde (siehe Kap. 3.1.3 zu Teilszenario B).

Tabelle 3.1.2-1) und Faktoren für den Ausbau der PV – Anlagen gegen- über dem Jahr 2008 bestimmt. Anschließend wurden die Zeitreihen aus 2008 gemäß dem Faktor für die vorgegebene Jahresenergie entsprechend hochskaliert. Dabei blieb die Zeitreihe der Freiflächenanlage in Halberstadt mit 3.8°MW installierter Leistung unberücksichtigt, unter der Annahme, dass diese Anlage im 100%-Szenario die gleiche installierte Leistung und Jahresenergiemenge aufweisen wird (entsprechend den Berechnungen zu Leitszenario 2, Ausbauziel 2020). Es werden keine Ost-West- Ausrichtungen berücksichtigt. Wind Für die Windparks, die bereits für das Leitszenario 2 (EE-Ausbau Jahr 2020) bestimmt wurden, wurden die installierte Leistung und Jahresenergie berechnet. Die Anlagen wurden auf den ausgewiesenen Vorrangflächen mit einer direkten räumlichen Ausweitung platziert. Die Anlagen an den Standorten haben mindestens 1000°m Abstand zu der n ächsten Wohnbe- bauung. Zusätzlich wurde ein weiterer Standort hinzugefügt. Dieser wurde ausgesucht, da dies ein Standort ist, der ebenfalls wie auch die anderen Standorte hohe Windgeschwindigkeiten aufweist (siehe Fehler! Verweis- quelle konnte nicht gefunden werden. ). Detailliertere Ausschlussbedin- gungen zu Avifauna, Schall und Schattenwurf wurden nicht berücksichtigt. Die installierten Leistung und Jahresenergiemenge der Gesamteinspei- sung dieser Windparks wurden mit einer 'Vorsimulation' mit energyPRO ermittelt, mit dem Ziel eines energetischen Ausgleichs der EE-Einspeisung und des Verbrauchs (siehe Kap. 3.1.1 Bereitzustellende Strommenge). In einer weiteren 'Vorsimulation' wurden mit WindPRO die Jahresenergien mit dem in Arbeitspaket AP 1.1 erstellten Windatlas der einzelnen Windparks ermittelt, basierend auf folgenden Vorgaben: 84 WEA mit: 7,5 MW, 130°m Rotordurchmesser und 140°m Nabenhöhe, 2.250 Vollast stunden (VLS) pro Jahr, mit 97% Verfügbarkeit, 2,5% Netzverluste, und einem resultierenden mittleren Parkwirkungsgrad von 94.1%. Mittels dieser Werte für die installierten Leistungen und Jahresenergien konnte der Hochrechnungsalgo- rithmus aus AP 2.4 für die Erzeugung der Windeinspeisezeitreihen für das

RegModHarz-Leitszenarien Seite 130 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

100% Szenario verwendet werden. Dabei werden auf Basis der vorhandenen realen Messdaten der Windparks Druiberg und Schwanebeck die Zeit- reihen der restlichen Windparks (inklusive der Hochrechnung dieser beiden Windparks deren Parameter sich ebenfalls verändert haben) und somit die Gesamteinspeisung im Landkreis Harz bestimmt (siehe Arbeitspaketbe- richt AP 2.4). Ein Vorteil gegenüber generisch erzeugten Zeitreihen ist, dass hierbei mögliche Ausfälle der Anlagen indirekt berücksichtigt werden. Des Weiteren ergibt sich nach dieser Berechnung eine minimale Abwei- chung bzgl. der Volllaststunden, die nun bei 2.229 VLS liegen. Weiterhin wurde für die Generierung der Zeitreihen angenommen, dass es sich bei den installierten Anlagen um pitch geregelte Anlagen handelt, bei denen die maximale Leistungsspitze 1% über der installierten Nennleistung liegen kann. Nach Abzug der Netzverluste und der Verfügbarkeit berechnet sich somit eine maximale Einspeisung von 98% der installierten Nennleistung. Zur Berechnung der maximalen Einspeiseleistung wurden die Einspeisespitzen des realen Einspeiseprofils, die oberhalb 98% der installierten Nennleistung liegen, gekappt. Unter der Annahme einer steileren Leistungskurve wurden die gekappten Energiemengen mit Hilfe eines Kor- rekturfaktors auf die Leistungsklassen unterhalb der Nennleistung verteilt.

RegModHarz-Leitszenarien Seite 131 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Fortsetzung Tabelle 3.1.2-4: Annahmen zur Erstellung der Erzeugungszeitreihen Lauf- und Speicher- Die Summeneinspeisezeitreihe für Wasserstrom aus Leitszenario 1 wird wasser derart skaliert, dass die maximale Einspeiseleistung 90% der installierten Leistung von 8,8 MW beträgt (wg. räumlichen Effekten, wie in Leitszena- rio°1). Hierdurch berechnet sich die in in Tabelle 3.1.2-1 angegebene Jah- resenergiemenge von 27.047 MWh. Aufgrund der zuvor beschriebenen Vorgehensweise bei der Generierung der Zeitreihen liegt die Einspeisung für das 100% Szenario um 2.052 MWh unterhalb der Angaben aus Ar- beitspaketbericht AP 1.2 Biogasanlagen Die Verstromung erfolgt vor Ort beim Fermenter. Ein Gasspeicher ermög- < 500 kW licht eine Erzeugungsverlagerung von 12 Stunden. Für kleinere/mittlere mit Vor-Ort- Biogasanlagen wird angenommen, dass sie – soweit das Speicherpotential Verstromung des Gasspeichers dies zulässt – nur bei positiver residualer Last in der BRD gefahren werden. Flexible Anlagen und Für große biogasbetriebene BHKW wird angenommen, dass sie nur bei Speicher allgemein positiver residualer Last in der BRD gefahren werden dürfen, denn für das 100%EE-Szenario wird vorausgesetzt, dass der Spotpreis annähernd der residualen Last der BRD folgt. Als Führungsgröße verwenden wir somit die Zeitreihe der residualen Last der BRD, berechnet aus der ENTSO-E Netto- stromverbrauchszeitreihe für die BRD 2008 und die EE-Summen- einspeisezeitreihe von Wind Onshore+Offshore, PV, Laufwasser und Geo- thermie aus der UBA-Studie Energieziel 2050, Szenario „Regionen- verbund“. Begründung1: Die Modellregion Harz ist in die gesamte 100%EE-Stromversorgung der BRD eingebunden. Begründung2: Im 100%-Szenario folgen die Strompreise der residualen Last der BRD zu großen Anteilen. BHKW flexibel mit Be- Für Teilszenario A ohne Energiemanagement und differenzierte Vernet- trieb aus Gasnetz zung der Infrastrukturen Strom-, Wärme- und Gasversorgung gilt (im Ge- mit Gas auf Basis von gensatz zum später weiterentwickelten Teilszenario B): Einzelanlagen sind Biogasfermentern ≥ ein- oder ausgeschaltet. Keine modulierende Fahrweise angenommen. Die 500 kW sowie Biomas- Anlagen fahren gemäß BRD-Residualer Last, woraus sich eine Jahres- seanlagen summe an Gasverbrauch errechnet, die aus dem Gasnetz entnommen wird. Diese kann somit kleiner oder größer sein, als die aus den Fermen- tern in das Gasnetz eingespeiste Gasenergiemenge.

Wesentlich für die Erstellung der Erzeugungszeitreihen war zudem, wie die Anlagen räumlich innerhalb der Modellregion verteilt sind. Die Festlegungen hierzu sind in Tabelle 3.1.2-5 dargestellt.

RegModHarz-Leitszenarien Seite 132 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Tabelle 3.1.2-5: Annahmen zur Anlagenverteilung innerhalb der Modellregion Allgemein Die Anlagenverteilung erfolgt gemäß Erzeugungsanlagenliste für das 100%-Szenario, in der je Anlage die Koordinaten aufgeführt sind. Erläuterungen je Anlagentyp siehe unten. PV Die Anlagenverteilung wurde wie für das Leitszenario 2 (EE-Ausbau Jahr 2020) entsprechend dem Anlagenbestand aus Leitszenario 1 (Jahr 2008) verwendet und entsprechend der vorgegebenen installierten Leistung für das 100% Szenario hochskaliert, wobei die 3,8 MW Freiflächenanlage nicht in die Skalierung miteinbezogen wurde. Dies hat den einfachen Grund, dass die Anlagen bereits gleichmäßig über den Landkreis verteilt sind und eine erneute koordinatenscharfe Bestandsaufnah- me/Anlagenverteilung den Aufwand nicht rechtfertigen würde. Wind Die Anlagenverteilung wurde mit der Software windPRO derart ermittelt, dass an ertragreichen Standorten neue Anlagen platziert werden. Berück- sichtigt sind Parkwirkungsgrad, Verfügbarkeit (97%) und Windparknetzver- luste(2%). Nicht berücksichtigt wurden naturschutzfachliche Beschränkun- gen, weshalb eine tatsächliche Anlagenerrichtung nur an Teilbereichen der gegenüber dem Leitszenario 1 (Jahr 2008) neuen Anlagenstandorten realistisch umsetzbar sein dürfte. Lauf- und Speicher- Da bereits im Leitszenario 2 das Potential für Lauf- und Speicherwasseran- wasser lagen ausgeschöpft ist, erfolgt die Anlagenverteilung laut Erzeugerliste 2008 zuzüglich der genannten Standorte in der Potentialanalyse aus AP 1.2 Biogas < 500 kW Hier wurden die Standorte aus der Erzeugerliste 2020 beibehalten und die installierte Leistung entsprechend der getroffenen Annahmen hochskaliert. BHKW flexibel mit Be- Analog zur Anlagenverteilung der Biogasanlagen <500 kW wurden die trieb aus Gasnetz Standorte und Leistungen für große Biogasanlagen und Anlagen mit fester mit Gas auf Basis von Biomasse laut Erzeugerliste 2020 beibehalten. Die zusätzlich installierte Biogasfermentern ≥ Leistung wurde auf die Ballungsräume des Landkreises verteilt. Hierfür 500 kW sowie Biomas- wurden die 10 Standorte mit der höchsten installierten KWK Leistung aus seanlagen Leitszenario 2 verwendet. Die Leistungen wurden entsprechend der anteiligen Verteilung aus Leitszenario 2 hochskaliert.

RegModHarz-Leitszenarien Seite 133 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

3.1.3 Teilszenario B: Vernetzung der Infrastrukturen und erweitertes Energiemanagement Das weiterentwickelte Teilszenario B baut auf Teilszenario A auf und unterscheidet sich von Teilszenario A dadurch, dass verstärkt die Infrastrukturen Strom-, Wärme/Kälte- und bedingt Gasversorgung miteinander gekoppelt wurden und ein entsprechendes Energiemanagement zur Hebung von Effizienzpotenialen und zur verbesserten Integration der fluktuierenden EE- einspeisung eingeführt wurde (siehe zum Vergleich Kap. 3.2.2 zu Teilszenario A). Teilszena- rio B wurde im Rahmen einer Masterarbeit, die in RegModHarz eingebunden war bei CUBE erarbeitet (Megersa 2012).

Abbildung 3.1.3-1: Vernetzung der Infrastrukturen

Bei Überlegungen für eine zu 100% regenerativen Stromversorgung ist es zur möglichst effi- zienten Nutzung von EE-Strom erforderlich, diesen nicht isoliert zu betrachten, sondern Ver- knüpfungen mit den anderen Verbrauchssektoren zu nutzen, um die Nutzungseffizienz zu steigern. Hierbei kann durch die Vernetzung der Infrastrukturen das energiewirtschaftliche Potential von Erzeugungs- und Lastmanagement (Energiemanagement) und des Gasnetzes als Stromspeicher (hier: Power-to-Gas) besser ausgeschöpft werden. Dies kann vor allem zur Glättung der Residuallast eingesetzt werden, um den erforderliche Bedarf an Stromspei- chern zu reduzieren. Für das Energiemanagement wird in diesem Zusammenhang vor allem ein verstärkter Ausbau von thermischen Speichern angenommen. Hierbei werden sowohl Wärme- als auch Kältespeicher benötigt. Wärmespeicher dienen z.B. dazu, den Stromver- brauch der Wärmepumpen und die Stromerzeugung der KWK-Anlagen vom Wärmebedarf zu entkoppeln. Kältespeicher dienen in der Kühlperiode dazu, den Strombedarf für die Klima- tisierung von dem Klimatisierungsbedarf zeitlich zu entkoppeln und bieten somit ein weiteres Lastverschiebepotenzial. Um die für das Energiemanagement relevanten Technologien simulieren zu können, ist eine detaillierte Betrachtung der thermischen Energieversorgung in der Modellregion erforderlich. Hierbei werden Annahmen für die Wärme- und Kälteversorgung getroffen, die im folgenden Abschnitt beschrieben werden.

RegModHarz-Leitszenarien Seite 134 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Tabelle 3.1.3-1: Installierte Leistung des Kraftwerksparks für die untersuchten Szenarien

Leitszenario Szenario 1 Szenario 2 Szenario 3

Jahr 2008 2020 100% EE

Teilszenario A Teilszenario B mit Energiemanagement bei Vernetzung der Infra- strukturen Wind 151 MW 248 MW 630 MW 630 MW PV 10 MW 90 MW 708 MW 708 MW Wasser 7 MW 9 MW 9 MW 9 MW

26 MW flexibilisierte (ver- 26 MW flexibilisierte (ver- doppelte) Erzeugungsleis- doppelte) Erzeugungsleis- tung aus Anlagen kleiner tung aus Anlagen kleiner 500kW Bemessungsleistung 500kW Bemessungsleis- mit Verstromung vor Ort tung mit Verstromung vor (Volllaststundenzahl von ca. Ort (Volllaststundenzahl Biogas/- 4.350 h/a) von ca. 4.350 h/a) 10 MW 20 MW masse

155 MW KWK-Leistung für 177 MW KWK-Leistung für Betrieb mit Biomethan Betrieb mit Biomethan aus aus Gasnetz Gasnetz (Volllaststundenzahl von (Volllaststundenzahl von ca. 2.700 h/a ) 4.000 h/a) 336 MW (EE-Methan denn bei einer erforderlichen KWK-Leistung von 491 MW in der Modellregion EE Methan 14 MW 23 MW - und einem Biogas/-masse (Gasnetz) (fossil) (fossil) Potential von 155 MW muss der Rest durch EE Methan bereitgestellt werden)

RegModHarz-Leitszenarien Seite 135 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Tabelle 3.1.3-2: Erzeugte Strommenge des Kraftwerkspark für die untersuchten Szenarien

Leitszenario Szenario 1 Szenario 2 Szenario 3

Jahr 2008 2020 100% EE

Teilszenario A Teilszenario B mit Energiemanagement bei Vernetzung der Infra- strukturen Wind 311 GWh 620 GWh 1.404 GWh 1.404 GWh PV 10 GWh 97 GWh 671 GWh 671 GWh Wasser 22 GWh 29 GWh 27 GWh 27 GWh

113 GWh aus Anlagen 113 GWh aus Anlagen klei- kleiner 500kW Bemes- ner 500kW Bemessungsleis- sungsleistung mit Ver- tung mit Verstromung vor Ort stromung vor Ort Biogas/- 41 GWh 99 GWh 704 GWh aus KWK für Be- masse 418 GWh aus KWK für trieb mit Biomethan aus Betrieb mit Biomethan Gasnetz davon 418 GWh aus Gasnetz aus der Modellregion (Be- grenzung durch Biomassepo- (Begrenzung durch Bio- tentiale) massepotentiale) 1.030 GWh aus KWK für EE Methan 84 GWh 108 GWh Betrieb mit EE-Methan - (Gasnetz) (fossil) (fossil) aus Gasnetz

3.1.3.1 Wärmeversorgung

Der Wärmebedarf ist ein limitierender Faktor für den Ausbau der wärmeerzeugenden Ener- giemanagementoptionen KWK und Wärmepumpe und ist somit eine wichtige Größe bei der Dimensionierung dieser Technologien. Somit ist es erforderlich, die Wärmeversorgung in der Modellregion näher zu untersuchen.

Wärmebedarf

Wie bereits oben beschrieben, hat das Forschungskonsortium angenommen, dass der Wär- mebedarf im Leitszenario 3 auf demselben Niveau ist wie der Wärmebedarf im Leitszenario 2. Der Wärmebedarf für die Modellregion wurde hierbei durch eine auf die einwohnerdichte bezogene Skalierung ermittelt und beträgt 3.420 GWh/a (siehe Tabelle 3.1.3-3). Für den Anteil von Raum- und Prozesswärme am Gesamtwärmebedarf wurde angenommen, dass das Verhältnis von Raum- zu Prozesswärme den gleichen Wert hat wie 2008 (Leitszenario 1). Für das Jahr 2008 wurde in [2] eine detaillierte Untersuchung des Wärmebedarfs in der Modellregion durchgeführt und ein Verhältnis von Raum- zu Prozesswärme von 60% zu 40% ermittelt. Somit kann für die Simulationen ein Raumwärmebedarf von 2.059 GWh/a und ein Prozesswärmebedarf von 1.370 GWh/a angenommen werden. Hierbei wird der Prozess- wärmebedarf mit einem Temperaturniveau über 100°C a ls Außentemperatur unabhängig angenommen.

RegModHarz-Leitszenarien Seite 136 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Tabelle 3.1.3-3: Annahmen zum Wärmebedarf und der Bevölkerungszahl in den Leitszenarien

Wärmeerzeugungstechnologien

Die bereitzustellende Wärmemenge muss auf unterschiedliche Wärmeerzeugungstechnolo- gien aufgeteilt werden. Als Orientierung für die im 100% Szenario eingesetzten Wärmeer- zeugungstechnologien werden die Annahmen aus der UBA-Studie herangezogen. In der Studie wird davon ausgegangen, dass der Raumwärmebedarf zu 100% durch solargestützte Wärmepumpen gedeckt wird. Abweichend von der UBA-Studie wird hier angenommen, dass auch KWK für die Raumwärmeversorgung eingesetzt wird (Mikro-KWK sowie Nah- und Fernwärmenetze). Hierbei wird angenommen, dass der KWK-Anteil an der Raumwärmever- sorgung 30% beträgt, so dass nur 70% durch solargestützte Wärmepumpen gedeckt wird. Der Prozesswärmebedarf wird hauptsächlich durch KWK gedeckt. Hierbei wird davon ausgegangen, dass Temperaturen bis zu 500 °C durch KWK bereitgestellt werden können (Vgl. (Eikmeier, et al., 2011)). Bei der Prozesswärme ist eine Unterscheidung zwischen Nieder- temperatur-Prozesswärme (NTPW) und Hochtemperatur-Prozesswärme (HTPW) erforderlich. Zur Deckung des Bedarfs an NTPW werden KWK-Anlagen auf Basis von Gasmotoren eingesetzt. Die Deckung des Bedarfs an HTPW erfolgt mit KWK-Anlagen auf Basis von Gas- turbinen. An die Erzeugergruppe der solargestützten Wärmepumpen sind alle o.g. Verbrauchsgruppen zur Raumwärmeversorgung angeschlossen und die Jahreswärmemenge von 1.437 GWh/a wird zu 70% auf Haushalt (HH), 20% auf Gewerbe-Handel-Dienstleistung (GHD) und 10% auf Industrie verteilt. Die Erzeugergruppe Gasmotor-KWK erzeugt 958 GWh/a und versorgt die drei Verbrauchsgruppen zu Anteilen von 45% HH, 18% GHD und 37% Industrie. Hiervon sind 496 GWh/a zur Deckung des Bedarfs an NTPW der Verbrauchsgruppen GHD und In- dustrie und somit von der Außentemperatur unabhängig. Im Gegensatz hierzu versorgt die Erzeugergruppe Gasturbinen-KWK zu 100% die Verbrauchsgruppe Industrie mit HTPW in Höhe von 1.026 GWh/a.

In Tabelle 3.1.3-4 sind die absoluten Wärmemengen je Verbrauchergruppe sowie je Erzeuger- gruppe zusammengefasst.

RegModHarz-Leitszenarien Seite 137 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Tabelle 3.1.3-4: Zuordnung der Wärmeerzeugergruppen zu den Verbrauchergruppen

Für die Simulation in energyPRO werden für die Wärmeerzeugergruppen nicht die absoluten, sondern vereinfacht die durchschnittlichen Wirkungsgrade bzw. Leistungszahlen in das Simulationsmodell eingegeben. Bei den Wärmepumpen wird hierbei eine durchschnittliche Leistungszahl bzw. Jahresarbeitszahl von 3,5 angenommen. Für die Erzeugergruppe KWK werden sowohl thermische als auch elektrische Wirkungsgrade definiert. Als elektrischer Wirkungsgrad wird für die Gasmotoren 38% und für die Gasturbinen 33% angenommen. Der thermische Wirkungsgrad der Gasmotoren wird mit 45% angenommen, so dass von einem durchschnittlichen Gesamtwirkungsgrad bzw. Jahresnutzungsgrad von 83% ausgegangen wird. Bei den Gasturbinen-KWK-Anlagen wird angenommen, dass im Gegensatz zu den Gasmotor-KWK-Anlagen eine Stromerzeugung auch ohne Wärmeauskopplung möglich ist, so dass sowohl der thermische Wirkungsgrad mit 42% als auch der Jahresnutzungsgrad mit 75% niedriger ist als bei Gasmotor-KWK-Anlagen. Beide KWK-Technologien sind mit einem Spitzenlastkessel ausgestattet, der die maximale Wärmelast decken kann und einen thermischen Wirkungsgrad von 88% hat.

Installierte Wärmeerzeugungsleistung

Zur Ermittlung der mindestens erforderlichen Wärmeleistung wurden Wärmelastprofile für die Verbrauchsgruppen HH, GHD und Industrie herangezogen, die im Rahmen des For- schungsprojektes für die Modellregion erstellt wurden (Arbeitspaket 2.4). Die Wärmelastprofi- le wurden basierend auf dem jährlichen Gesamtwärmebedarf, der jeweiligen Temperatur des betrachteten Tages, einer Sigmoidfunktion für die Verteilung über das Jahr und Tagesprofi- len in Stundenauflösung erstellt. Mit den erstellten Wärmelastprofilen ist es möglich, den jährlichen Wärmebedarf auf die Jahresstunden zu verteilen und somit die maximal auftretende Wärmeleistung zu ermitteln. Dieser Maximalwert wurde für die verschiedenen Wärmeer- zeugergruppen ermittelt und als Orientierung für die installierte Wärmeleistung angenommen. In Abbildung 3.1.3-3 ist für jede Wärmeerzeugergruppe der Wärmebedarf chronolo- gisch (links) und als nach absteigendem Wärmebedarf sortierte Jahresdauerlinie (rechts) dargestellt.

RegModHarz-Leitszenarien Seite 138 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Abbildung 3.1.3-3: Chronologische Wärmebedarfskurve und Jahresdauerlinie für die drei Wär- meerzeugergruppen

Aus der Abbildung 3.1.3-3 ist zu erkennen, dass für die Wärmeerzeugergruppe solargestütz- te Wärmepumpen eine niedrige Volllaststundenzahl zu erwarten ist, weil in den Sommermo- naten der Wärmebedarf im Vergleich zu den Wintermonaten gering ist. Weiterhin gilt für diese Wärmeerzeugergruppe, dass in den Sommermonaten der solare Deckungsanteil wesentlich höher ist als im Winter und somit die Laufzeiten der Wärmepumpe zusätzlich reduziert werden. Des Weiteren verdeutlicht die Abbildung, dass der Wärmebedarf für die Wärmeer- zeugergruppe Gasturbine-KWK über das ganze Jahr auf einem relativ konstanten Niveau ist und dementsprechend eine wesentlich höhere Volllaststundenzahl erreicht werden als bei der Wärmeerzeugergruppe Gasmotor-KWK, die in den Sommermonaten ebenfalls weniger belastet werden. Die Wärmeerzeugergruppe solargestützte Wärmepumpe wird hierbei so dimensioniert, dass die maximale Wärmelast durch die Wärmepumpe gedeckt werden kann. Damit dies auch in extremen Wintermonaten möglich ist, wird ein Sicherheitszuschlag von 15% angenommen. Bei dem Einsatz der o.g. Wärmelastprofile ergibt sich eine maximale Wärmelast von 533 MWth, die von solargestützten Wärmepumpen gedeckt werden muss. Mit Berücksichtigung des Sicherheitszuschlags ist eine thermische Wärmepumpenleistung von 613 MWth erforderlich. Bei der oben angegebenen Leistungszahl entspricht das einer elektrischen Wärme- pumpenleistung von 175 MWel. Für die installierte Fläche an Solarkollektoren wird wieder der Flächenbezugsfaktor von 0,59% angenommen. In der UBA-Studie wird eine Kollektorflä- che von 120 km² für die gesamte BRD angenommen, so dass nach einer Multiplikation mit dem Flächenbezugsfaktor eine Fläche von 708.000 m² für die Simulation in der Modellregion angenommen wird.

RegModHarz-Leitszenarien Seite 139 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Bei dem Einsatz der Wärmelastprofile wurde für die Wärmeerzeugergruppe Gasmotor-KWK eine maximale Wärmelast von 315 MWth ermittelt, so dass bei einem Sicherheitszuschlag von 15% eine maximale thermische Leistung von 362 MWth erforderlich ist. Für die Dimen- sionierung der Gasmotor-KWK-Anlagen wurde eine Dimensionierung nach dem „dänischen Konzept“ wie in [3] beschrieben angenommen. Hierbei werden die Aggregate so dimensioniert, dass die thermische Leistung etwa 90% der Wärmebedarfsspitze abdeckt. Somit wird mit dem o.g. thermischen und elektrischen Wirkungsgrad für Gasmotor-KWK ein Aggregat mit einer thermischen Leistung von 326 MWth sowie einer elektrischen Leistung von 275 MWel angenommen. Dieses Aggregat wird in Kombination mit einem Spitzenlastkessel mit einer thermischen Leistung von 362 MW in energyPRO modelliert. Da die Wärmeerzeugungsgruppe Gasturbinen-KWK nur die Verbrauchsgruppe Industrie mit außentemperaturunabhängiger Prozesswärme versorgt, ergibt sich aus dem Wärmelastprofil eine im Vergleich zu der Wärmeerzeugergruppe Gasmotor-KWK niedrigere Maximallast von 239 MWth. Mit einem Sicherheitszuschlag analog zu den anderen Erzeugergruppen wird eine Erzeugungsleistung von 275 MWth erforderlich. Für die Dimensionierung wurde angenommen, dass der Abhitzekessel für die maximale Wärmelast dimensioniert wird. Somit werden für die Simulation in energyPRO bei den o.g. Wirkungsgraden für Gasturbine-KWK, ein KWK-Aggregat mit einer thermischen Leistung von 275 MWth und einer elektrischen Leistung von 216 MWel sowie ein Spitzenlastkessel mit einer thermischen Leistung von 275 MWth modelliert. In Tabelle 3.1.3-5 sind die Feuerungsleistungen sowie die thermischen und elektrischen Er- zeugungsleistungen zusammengefasst.

Tabelle 3.1.3-5: Wärmeerzeugungsleistung je Erzeugergruppe

Installierte Wärmespeicherkapazität

Durch den Verbund zu einem Virtuellen Kraftwerk und der Orientierung an dem Strommarkt ist es für die KWK-Anlagen wirtschaftlicher den Strom dann zu erzeugen, wenn die residuale Last besonders hoch ist. Bei den Wärmepumpen ist es umgekehrt, so dass diese den Strom dann verbrauchen, wenn die residuale Last niedrig und zum Teil negativ ist. Aus diesem Grund ist es erforderlich, eine Trennung zwischen Wärmebedarf und Stromerzeugung bzw. –verbrauch zu erreichen. Durch den Einsatz von Wärmespeichern ist es möglich, eine Flexi- bilisierung bzw. zeitliche Trennung zwischen Wärmeerzeugung und Wärmebedarfsdeckung zu erreichen. Hierbei ermöglichen Wärmespeicher eine Flexibilisierung sowohl für die Wär- meerzeugergruppen auf Basis von KWK als auch für die Wärmeerzeugergruppen auf Basis der elektrischen Wärmepumpe. Des Weiteren wird durch Wärmespeicher eine Effizienzstei- gerung erreicht. Die Effizienzsteigerung ergibt sich hierbei dadurch, dass die Wärmeerzeu- ger mit höherem Wirkungsgrad eingesetzt werden können und dass häufige Starts bzw. das

RegModHarz-Leitszenarien Seite 140 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Takten vermieden werden. Im Folgenden wird für jede Wärmeerzeugergruppe auf die Di- mensionierung der erforderlichen Wärmespeicherkapazität eingegangen, die nach der Glei- chung (3.1) berechnet wird.

(3.1)

QSp : Wärmespeicherkapazität [kJ] V : Volumen des Wärmespeicher/Speichermediums [m³] ρ: Dichte des Speichermediums [kg/m³] cp : Spezifische Wärmespeicherkapazität des Speichermediums [kJ/kg*K] ∆T : Temperaturdifferenz zwischen Vor- und Rücklauf des Wärmespeichers [K]

Die Parameter V, ρ und cp können als konstant angenommen werden, so dass die Wärme- speicherkapazität hauptsächlich durch die Temperaturdifferenz zwischen Vor- und Rücklauf des Wärmespeichers charakterisieren wird. Diese Temperaturdifferenz lässt sich durch die Geometrie des Speichers dadurch beeinflussen, indem möglichst ein hohes Verhältnis zwischen Höhe und Durchmesser des Speichers angestrebt wird. Somit können beim gleichen Volumen durch schmale Speicher bessere Wärmespeicherkapazitäten erreicht werden als mit breiteren Speichern. Neben der Temperaturdifferenz kann die maximale Lade- und Entladeleistung zur Charakterisierung von Wärmespeichern genutzt werden.

Die Lade- bzw. Entladeleistung für zylindrische Speicher wird nach Gleichung (3.3) hauptsächlich durch die Strömungsgeschwindigkeit c des Wassers in bzw. aus dem Spei- cher bestimmt.

(3.2)

: Lade-/Entladeleistung des Wärmespeichers d : Durchmesser des ein-/ausströmenden Wassers c : Strömungsgeschwindigkeit des ein-/ausströmenden

In energyPRO werden Wärmespeicher durch die Eingabe des Speichervolumens und der Temperaturdifferenz zwischen Vor- und Rücklauftemperatur definiert. Für die Temperaturdif- ferenz wird ein typischer Wert von 40 Kelvin angenommen, so dass in den folgenden Ab- schnitten das Speichervolumen je Wärmeerzeugergruppe ermittelt wird. Bei der erforderlichen Wärmespeicherkapazität für die Erzeugergruppe solargestützte Wär- mepumpe wird sich wieder an die UBA-Studie orientiert, die Kennzahlen für den Wärmespei- cherbedarf bei solargestützten Wärmepumpen vorschlägt. In der Studie wird angenommen, dass Wasser als Speichermedium genutzt wird und es werden Wärmespeicherkennzahlen angegeben, die zwischen Einfamilienhäusern (EFH) und Mehrfamilienhäusern (MFH) unter- schieden werden und in Litern je Jahreswärmebedarf angegeben werden. Für MFH wird eine Kennzahl von 105 l/MWh und bei EFH ein Wert 40,8 l/MWh angegeben. Der spezifische Wärmespeicherbedarf bei den Sektoren GHD und Industrie wird analog zu den MFH angenommen (Vgl.[1]). Das Verhältnis von EFH zu MFH bei der Verbrauchsgruppe HH beträgt laut[2] 60% zu 40%. Bei dem in Tabelle 3.1.3-4 angegebenen Anteil der Verbrauchsgruppe HH am Jahreswärmebedarf von 1.003 GWh werden 604 GWh in EFH und 833 GWh in MFH verbraucht. Der Wärmespei-

RegModHarz-Leitszenarien Seite 141 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

cherbedarf für die Verbrauchsgruppen Industrie und GHD wird mit dem Jahreswärmebedarf von 430 GWh und der spezifischen Wärmespeicherkennzahl für MFH aus der UBA-Studie bestimmt. Somit wird für diese Erzeugergruppe ein Wärmespeicher mit einem Volumen von 24.643 m³ mit der Wärmespeicherkennzahl für EFH (Gl. (3.3)) und 132.615 m³ mit der Wär- mespeicherkennzahl für MFH angenommen (Gl. (3.4)), so dass insgesamt 157.228 m³ benö- tigt werden (Gl. (3.5)). Bei einem ∆T von 40K in der Gleichung (3.6) entspricht das einer Wärmespeicherkapazität von 7.198 MWh.

(3.3)

(3.4)

(3.5)

(3.6)

fSP,EFH: Wärmespeicherkennzahl für Einfamilienhäuser fSP,MFH: Wärmespeicherkennzahl für Mehrfamilienhäuser VEFH : Volumen des Wärmespeichers/Speichermediums für Einfamilienhäuser VMFH : Volumen des Wärmespeichers/Speichermediums für Mehrfamilienhäuser ρW: Dichte des Speichermediums Wasser cp,W : Spezifische Wärmekapazität des Speichermediums Wassers ∆T: Temperaturdifferenz zwischen Vor- und Rücklauf des Wärmespeichers [K] QSp,SolWP : Erforderliche Wärmespeicherkapazität für solargestützte Wärmepumpe [MWh]

Für die Wärmespeicherung bei den Gasmotor-KWK-Anlagen wird ebenfalls von Wasser als Speichermedium ausgegangen. Bei der erforderlichen Wärmespeicherkapazität wird wieder das „dänische Konzept“ nach [3] angewendet. Dieses Konzept sieht vor, dass durch den Wärmespeicher die jährlich maximale Wärmelast sechst Stunden lang gespeichert werden kann. Bei einer maximalen Wärmelast von 362 MW entspricht das einer Wärmespeicherka- pazität von 2.172 MWh bzw. 47.447 m³ (siehe Gleichung (3.7) und (3.8)).

RegModHarz-Leitszenarien Seite 142 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

(3.7)

(3.8)

: Volumen des Wärmespeichers für Gasmotor-KWK

: Erforderliche Wärmespeicherkapazität für Gasmotor-KWK

: Maximale Wärmelast für die Erzeugergruppe für Gasmotor-KWK

Die Speicherung von Wärme bei Temperaturen über 100 °C ist mit höheren Verlusten verbunden, weil das treibende Temperaturgefälle zur Umgebung größer ist. Hinzu kommt noch, dass es aufwändiger ist die Wärme bei diesem Temperaturniveau im Speichermedium Was- ser zu speichern, weil das Wasser unter Druck gesetzt wird, um das Verdampfen zu vermei- den. Dementsprechend sind Druckwasserbehälter erforderlich, die aufgrund der dickeren Wandstärke mit höheren Kosten verbunden sind. Alternativen zum Speichermedium Wasser wären Feststoffspeicher, Dampfspeicher oder Latentwärmespeicher [4]. Da aber bei der Simulation in energyPRO nur Wärmespeicher mit dem Speichermedium Wasser modelliert werden können, wurde der Wärmespeicher für die Erzeugergruppe Gas- turbine-KWK ebenfalls als Wasserspeicher mit einer Temperaturdifferenz von 40 Kelvin modelliert. Wegen der Möglichkeit zur Stromerzeugung ohne Wärmeauskopplung9, ist der Wärmespeicherbedarf für die bedarfsgerechte Stromerzeugung durch Gasturbine-KWK niedriger als bei Gasmotor-KWK. Deshalb wird für diese Wärmeerzeugungsgruppe, abweichend vom „dänischen Konzept“ nach [3], eine Wärmespeicherkapazität angenommen, welche die maximale Wärmelast nur zwei Stunden speichern kann. Somit ergibt sich bei der maximalen Wärmelast von 275 MW eine erforderliche Wärmespeicherkapazität von 550 MWh bzw. 11.957 m³ (siehe Gleichung (3.9) und (3.10)), die für die Simulation in energyPRO modelliert wird.

9 Wärmeabfuhr über den By-Pass-Kamin

RegModHarz-Leitszenarien Seite 143 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

(3.9)

(3.10)

: Volumen des Wärmespeichers für Gasturbine-KWK

: Erforderliche Wärmespeicherkapazität für Gasturbine-KWK

: Maximale Wärmelast Erzeugergruppe GT-KWK

In Tabelle 3.1.3-6 sind die Wärmespeicherkapazitäten für jede Wärmeerzeugergruppe zusammengestellt. Das erforderliche Volumen der Wärmespeicher für andere Temperaturdiffe- renzen zwischen Vor- und Rücklauf kann nach der oben aufgeführten Gleichung berechnet werden. Tabelle 3.1.3-6: Wärmespeicherkapazität je Erzeugergruppe

3.1.3.2 Klimatisierung Der saisonale Stromverbrauch für die Klimatisierung korreliert stark mit der saisonalen Er- zeugungsschwankung von PV und ist somit gut dafür geeignet diese Erzeugungsschwan- kungen durch Lastverschiebung zu „glätten“. Hierbei bietet die Klimatisierung bzw. Kälteer- zeugung der Verbrauchsgruppe GHD eine Möglichkeit dieses Lastverschiebepotential zu nutzen. Aus diesem Grund wird die Klimatisierung der Verbrauchsgruppe GHD für die Mo- dellregion näher betrachtet.

Klimatisierungsbedarf

Für den Klimatisierungsbedarf wird ebenfalls angenommen, dass es auf demselben Niveau liegt wie im Jahr 2020. Dadurch müssen Annahmen zur Entwicklung des Klimatisierungsbe- darfs bis zu diesem Jahr getroffen werden. Hierzu gibt es verschiedene Annahmen in der Literatur, die als Orientierung kurz vorgestellt werden. In [5] wurden Angaben zum Klimatisie- rungsbedarf der Verbrauchsgruppe GHD in den Jahren 2005 und 2010 gemacht. Der deutschlandweite Strombedarf betrug hierbei im Jahr 2005 ca. 9 TWh/a und stieg bis zum Jahr 2010 um 30% auf ca. 12TWh/a. Der tatsächliche Kältebedarf belief sich laut dieser Stu- die auf ca. 29 TWh/a im Jahr 2005 und ca. 40 TWh/a im Jahr 2010, so dass von einer durchschnittlichen Jahresarbeitszahl für die Kompressionskältemaschinen von 3,2 und 3,3 ausgegangen werden kann. Dieser Anstieg kann als Tendenz für die weitere Entwicklung des Kli-

RegModHarz-Leitszenarien Seite 144 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

matisierungsbedarfs herangezogen werden. In [6] wird z.B. davon ausgegangen, dass sich der Klimatisierungsbedarf bis zum Jahr 2020 vervierfacht. Da die Vervierfachung nach Mei- nung des Verfassers als zu hoch erachtet wird, wird im Rahmen dieser Arbeit angenommen, dass sich der Klimatisierungsbedarf „nur“ verdoppelt. Somit wird angenommen, dass der deutschlandweite Strombedarf für die Klimatisierung bzw. Kälteerzeugung in 2020 ca. 24 TWh/a beträgt. Bei diesem Strombedarf und einer verbesserten Jahresarbeitszahl von 3,5 beträgt der Kältebedarf somit 84 TWh/a. Um den Klimatisierungs- bzw. Kältebedarf in der Modellregion zu ermitteln wird angenommen, dass der Kältebedarf proportional zur Einwoh- nerdichte verläuft. Somit kann der Kältebedarf für die Klimatisierung in der Modellregion aus der Multiplikation des deutschlandweiten Kältebedarfs mit einem Einwohnerdichtefaktor ermittelt werden. Für das Leitszenario 3 wird für die BRD eine Einwohnerzahl 80,7 Millionen angenommen. Die Einwohnerzahl für den Landkreis Harz beträgt in diesem Szenario 216.000, so dass nur 0,27% der BRD-Bevölkerung für den LkH angenommen werden. Somit wird für die Modellregion auch nur 0,27% des o.g. Kältebedarfs für die Klimatisierung benö- tigt. Deshalb wird für den jährlichen Kältebedarf für Klimatisierung ein Wert von 227 GWhth ausgegangen. Bei einer angenommen Leistungszahl von 3,5 entspricht das einem jährlichen Strombedarf von 65 GWhel.

Exkurs: Kühllastprofil für die Modellregion

Zur Auslegung von Klimaanlagen ist es erforderlich, die maximalen Kühllasten und das Kühl- lastprofil des zu versorgenden Objekts zu ermitteln. Die Gesamtkühllast setzt sich hierbei aus inneren und äußeren Kühllasten zusammen. Unter inneren Kühllasten werden Ener- gieumwandlungsprozesse zusammengefasst, die zu einer Erwärmung des Objektes führen (Bürogeräte, Beleuchtung etc.). Als äußere Kühllasten werden Wärmeeinträge infolge von Solareinstrahlung, Transmissionswärme durch die Gebäudehülle und das Einströmen er- wärmter Außenluft in das Gebäude bezeichnet. Des Weiteren wird die Kühllast in sensible und latente Kühllast unterteilt. Hierbei beschreibt die sensible Kühllast die Wärmemenge, die zur Absenkung der Raumtemperatur abgeführt werden muss. Die latente Kühllast hingegen beschreibt die Wärmemenge, die von einem feuchten Luftvolumenstrom abgeführt werden muss, um einen vorgegebenen Feuchtegehalt zu erreichen. Für die Ermittlung der verschiedenen Kühllasten sind Kühllastberechnungen erforderlich, die mit Hilfe von Computerpro- gramme durchgeführt werden. Neben der Ermittlung der maximalen Kühllast, die für die Dimensionierung der Klimaanlagen von Bedeutung ist, kann die Ermittlung der sensiblen und latenten Kühllast auch zur Ermitt- lung des Kältelastprofils über ein ganzes Jahr dienen. Bei der Erstellung eines solchen Kälte- lastprofils wird im Rahmen dieser Arbeit vereinfacht angenommen, dass die erforderliche Gesamtkälteleistung proportional zur erforderlichen Kälteleistung für die Außenluftkonditio- nierung ist. Bei der Außenluftkonditionierung muss im Sommer eine warme und feuchtebe- lastete Außenluft mittels einer Klimaanlage abgekühlt und entfeuchtet werden. Dabei hat die Außenluftfeuchtigkeit häufig einen größeren Anteil an der Gesamtkühllast als die Außenluft- temperatur. Zur Ermittlung der sensiblen und latenten Kühllast können sogenannte Außenluft-Kühllast- Faktoren (AKF) berechnet werden, die von den klimatischen Bedingungen in der Region und den Auslegungsbedingungen der Klimaanlage bzgl. Zuluftfeuchtigkeit und –temperatur ab- hängig sind. Hierbei kann der latente AKF aus der Differenz der Außenluftfeuchte und der vorgegebenen Zuluftfeuchtigkeit berechnet werden. Der sensible AKF ergibt sich hingegen aus der Differenz der Außenlufttemperatur und der Zulufttemperatur. Somit können nach den unten angegebenen Gleichungen die sensible und latente Kühllast für eine Zeitreihe der Au- ßenlufttemperatur und Außenluftfeuchte berechnet werden (Vgl. [7][8]). Als Sollwerte für die Berechnung der AKF werden im Rahmen dieser Arbeit eine Zulufttemperatur von 20 °C und eine Zuluftfeuchtigkeit von 9 gW/kgtr.L angenommen.

RegModHarz-Leitszenarien Seite 145 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

(3.11)

(3.12)

: latente Kühllast der Außenluft [kJ/m³] : sensible Kühllast der Außenluft [kJ/m³]

: Außenluftfeuchte [g W/kg tr.L ]

: Zuluftfeuchte [g W/kg tr.L ] : Außenlufttemperatur [K] : Zulufttemperatur [K] : Verdampfungsenthalpie [kJ/kg] : Dichte der Luft [kg/m³] : spez. Wärmekapazität von Luft [kJ/kg/K ]

Zum Erstellen des jährlichen Kühllastprofils in stündlicher Auflösung sind Zeitreihen der Au- ßentemperatur und der absoluten Außenluftfeuchte erforderlich. Eine Möglichkeit diese Zeit- reihen zu erhalten ist z.B. durch die Testreferenzjahre (TRY) des Deutschen Wetterdienstes (DWD) gegeben. Die Testreferenzjahre sind speziell zusammengestellte Datensätze, die für jede Stunde eines Jahres verschiedene meteorologische Daten enthalten. Sie repräsentieren einen mittleren, aber für eine bestimmte Region typischen Witterungsverlauf über ein ganzes Jahr. Diese Daten sind gut für Simulationen und Berechnungen im heiz- und raumlufttechni- schen Bereich geeignet, weshalb sie auch im Rahmen dieser Arbeit eingesetzt werden kön- nen. Hierzu werden diese Daten aus [9] herangezogen und zur Generierung der Zeitreihen für Außenlufttemperatur und Außenluftfeuchte herangezogen. Bei den TRY ist Deutschland in 15 Klimaregionen aufgeteilt. Die gesamte Modellregion Harz ist hierbei über die Klimaregi- onen 3, 4, 6 und 8 verteilt (siehe Abbildung 3.1.3-3, Quelle: Vgl. [26]).

Abbildung 3.1.3-3: Klimaregionen in Deutschland

RegModHarz-Leitszenarien Seite 146 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Hierbei ist die Klimaregion 3 für das nordwestliche Harzvorland, Klimaregion 4 für das nord- östliche und östliche Harzvorland, Klimaregion 6 für den Harz bis 600m Höhe sowie die Kli- maregion 8 für den Oberharz repräsentativ. Da es sich um eine grobe Berechnung des Kühl- lastprofils der Region handelt, bietet es sich an, den Mittelwert der 4 Klimaregionen für die Ermittlung der stündlichen Feuchte- und Temperaturwerte heranzuziehen. Aus diesem Grund werden die benötigten Datensätze aus der Mittelwertbildung der genannten Klimare- gionen bestimmt, so dass sich für die Modellregion der in Abbildung 3.1.3-4 dargestellte Ver- lauf der stündlichen latenten und sensiblen Kühllast innerhalb eines Jahres ergibt.

Abbildung 3.1.3-4: Lastprofil (links) und Dauerlinie (rechts) der a) sensiblen, b) latenten und c) gesamten Kühllast in der Modellregion

Aus der Abbildung ist zu erkennen, dass sich der maximale Kühlbedarf in den Sommermo- naten ergibt und ziemlich stark mit den maximalen Einspeisezeiten der PV-Leistung korreliert. Weiterhin ist zu sehen, dass die Maximalwerte für die latente und sensible Kühllast zu unterschiedlichen Zeitpunkten auftreten. Das ist damit zu begründen, dass an Tagen der maximalen Temperatur die Feuchte sich meist in normalen Grenzen hält, während die Ma- ximalwerte der Feuchte an solchen Tagen auftreten, an denen sich die Temperatur in normalen Grenzen hält[10]. Aus der Jahresdauerlinie ist zu erkennen, dass die latente Kühllast wesentlich häufiger Auftritt als die sensible Kühllast. Somit würden die Klimaanlagen für die Modellregion hauptsächlich zur Deckung der latenten Kühllast eingesetzt werden. Um festzustellen wie hoch der Anteil der sensiblen und latenten Kühllast an dem jährlichen Kühlenergiebedarf ist, werden die sogenannten Kühlgrad- und Entfeuchtungsgrammstunden bestimmt. Unter Kühlgradstunden (GK) versteht man das Produkt aus der Zahl der Kühl- stunden und der Temperaturdifferenz zwischen der Außentemperatur und der Zulufttemperatur. Bei der Entfeuchtungsgrammstunde (Gtr) handelt es sich um das Produkt aus der Zahl der Entfeuchtungsstunden und dem Unterschied zwischen Außenluftfeuchte und Zuluftfeuchte. Aus den stündlichen Werten für die Außenlufttemperatur und Außenluft-

RegModHarz-Leitszenarien Seite 147 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

feuchte der TRY-Daten für die Modellregion wurden die Kühl- und Entfeuchtungsstunden bei den weiter oben angegebenen Sollwerten für die Zulufttemperatur und Zuluftfeuchte berechnet. Hierbei ergaben sich für die Kühlung 330 Stunden und für die Entfeuchtung 945 Stun- den, so dass sich die in den Formeln (3.13) und (3.14) angegebenen Kühlgradstunden bzw. Entfeuchtungsgrammstunden pro Jahr ergeben. Die Kühlgradstunden und Entfeuchtungs- grammstunden können nun in die Formel (3.11) und (3.12) eingesetzt werden, so dass der jährliche Kühlenergiebedarf je Kubikmeter Zuluft für die latente und sensible Kühllast nach den Formeln (3.15) und (3.16) berechnet werden kann. Aus den Berechnungen ergibt sich, dass der Anteil der latenten Kühllast mit ca. 75% den wesentlich größeren Anteil des jährli- chen Kühlenergiebedarfs der Modellregion Harz ausmachen würde. Dieser Sachverhalt ist ein wesentlicher Faktor, der bei der Auswahl der eingesetzten Kälteerzeugungstechnologien von Bedeutung ist.

(3.13)

(3.14)

(3.15)

(3.16)

GK: Kühlgradstunden [Kh/a]

GKtr : Entfeuchtungsgrammstunden [g/kg h/a]

Ta: Momentane Außentemperatur für alle Kühlstunden mit TAU > TZU [K] Ta,m : Mittelwert der Außentemperaturen Ta xa: Momentane Außenluftfeuchte für alle Entfeuchtungsstunden mit xAU > xZU [g/kg] xa,m : Mittelwert der Außenluftfeuchte xa [g/kg] qlat,a : Latente Kühllast des gesamten Jahres [kJ/m³a] qsen,a : Sensible Kühllast des gesamten Jahres [kJ/m³a]

Anzahl der Kühlstunden [-]

: Anzahl der Entfeuchtungsstunden [-]

RegModHarz-Leitszenarien Seite 148 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Kälteerzeugungstechnologien

Für die Simulation der Kälteerzeugung wurde im Rahmen dieser Arbeit nur die elektrische Kälteerzeugung durch eine Kompressionskältemaschine (KKM) modelliert. Diese Form der Kälteerzeugung soll im Folgenden näher erläutert werden. Bei der Klimatisierung (Kühlung und Entfeuchtung) mit einer KKM wird die Außenluft zur Entfeuchtung mit einem Oberflä- chenkühler unter den Taupunkt abgekühlt, um durch einen Nacherhitzer auf Zulufttemperatur aufgewärmt zu werden. Um diese Ineffizienz bei der Klimatisierung zu reduzieren, könnte die Kompressionskältemaschine, die nach dem gleichen Prinzip wie die Wärmepumpe arbeitet, ebenfalls solargestützt werden. Hierbei könnten solargestützte Sorptionsluftentfeuchter als alternative Klimatisierungstechnologie eingesetzt werden. Diese relativ neue Technologie könnte im Bereich der Gebäudeklimatisierung dazu eingesetzt werden, um feuchte Außenluft zu trocknen bevor die Außenluft der Raumluft zugeführt wird, und somit die latente Kühllast decken. Bei einer sogenannten sorptionsgestützten Klimatisierung (SGK) würden die Ent- feuchtung und Kühlung räumlich getrennt erfolgen[8]. Bei dieser vergleichweise innovativen Form der Klimatisierung bietet es sich an, die für die Wärmebereitstellung ausgelegten So- larkollektoren dazu einzusetzen, um die thermische Energie für die Entfeuchtung bereitzu- stellen und somit auch für die Kühlperiode zu nutzen. Dadurch wird der Strombedarf für die Klimatisierung reduziert, weil zur Entfeuchtung die Luft nicht mehr unter den Taupunkt abge- kühlt werden muss und lediglich die trockene Kühllast elektrisch gedeckt werden muss. Das Funktionsprinzip einer solargestützten Klimatisierungsanlage soll an dieser Stelle nur in der Abbildung 3.1.3-5 veranschaulicht werden (Quelle: [25]).

Abbildung 3.1.3-5: Funktionsprinzip einer solargestützten Klimatisierung

RegModHarz-Leitszenarien Seite 149 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Für eine detaillierte Beschreibung des Funktionsprinzips und der Potenziale der SGK wird auf [8] verwiesen. An dieser Stelle sollen aber nochmal die Vor- und Nachteile der SGK im Vergleich zur konventionellen Kälteerzeugung aufgezählt werden.

• Vorteile: o Reduktion des Strombedarfs o Reduktion der vorzuhaltenden Erzeugungskapazität für kurze Kältelastspitzen o Reduktion der erforderlichen Leistung bei der KKM (bei Neubau) o Substitution von hochwertiger elektrischer Energie (Exergie) durch niederwertige thermische Energie (Anergie) o Ineffizientes Abkühlen und Nacherhitzen nicht erforderlich (Einsparung von thermi- scher Energie) o Steigerung der Nutzeffizienz von Solarthermie

• Nachteile: o Anstieg des Exergie bedarfs für Luftförderung (zusätzliche Druckverluste) o Reduktion der Volllaststunden der KKM (bei Integration in Bestandsanlagen) o Hoher Platzbedarf und somit problematisch bei Integration in Bestandsanlagen

Als Hauptvorteil, der für die Betrachtung im Rahmen dieser Arbeit berücksichtigt werden kann, ist die Reduzierung des Strombedarfs für die Entfeuchtung zu nennen. Somit reduziert sich der Spitzenlaststrom in den Sommermonaten, so dass hierfür auch keine Reserveleis- tung in Form von Stromspeichern oder Energiemanagementoptionen vorgehalten werden muss, weil durch die Exergie effizienz auch der Bedarf an Flexibilisierungsoptionen reduziert wird.

Installierte Kälteerzeugungsleistung

Bei der Festlegung der installierten Leistung müssen noch Annahmen darüber getroffen werden, welche Rolle die sorptionsgestützte Klimatisierung im zukünftigen Kälteversor- gungssystem spielen wird. Theoretisch könnte angenommen werden, dass die SGK zur De- ckung der vollständigen Kühllast zur Trocknung der Außenluft eingesetzt werden kann. In diesem Fall müsste die KKM nur zur Deckung der sensiblen Kühllast ausgelegt werden und könnte dementsprechend wesentlich kleiner dimensioniert werden. Aufgrund der o.g. Prob- leme bei der Integration in Bestandsanlagen wird aber lediglich angenommen, dass die SGK nur im Neubau eingesetzt wird. Aus diesem Grund wird die latente Kühllast gleichmäßig auf SGK und KKM aufgeteilt. Der jährliche Kältebedarf wurde auf 227 GWh/a eingeschätzt (siehe oben). Bei einem angenommenen Anteil von 75% entspricht das einer jährlichen latenten Kühllastmenge von 170 GWh/a, so dass jeweils 85 GWh/a auf die SGK und KKM aufgeteilt werden. Somit werden der für das Lastmanagement relevanten KKM die sensible Kühllast von 57 GWh/a (25% von 227 GWh/a Gesamtbedarf) und die latente Kühllast von 85 GWh/a zugeteilt. Für die Simulation der KKM wird die installierte Kälteleistung anhand der maximal auftretenden Kältelast ermittelt. Bei einem angenommenen jährlichen Kältebedarf von 142 GWh/a und dem anhand von Temperatur- und Feuchtezeitreihen erstellten Lastprofil für die gesamte Kühllast aus Abbildung 3.1.3-4, ergibt sich eine maximale Kältelast von 745 MW, die von der KKM bereitgestellt werden muss. Hierbei wird angenommen, dass die zu instal- lierende Kälteleistung 10% mehr als die maximal auftretende Kältelast beträgt und es wurde somit eine installierte Kälteleistung von 820 MW modelliert.

RegModHarz-Leitszenarien Seite 150 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Installierte Kältespeicherkapazität

Bezüglich des erforderlichen Kältespeichers orientiert sich die vorliegende Arbeit an der UBA-Studie. In dieser Studie wird davon ausgegangen, dass die Gebäudemasse der zu kli- matisierenden Gebäude in Kombination mit (Eis-)Speichern eine Lastverlagerung von 3 Stunden ermöglicht (Vgl. [1]). Bei der maximalen Last von 745 MW entspricht das einer Speicherkapazität von 2.235 MWh. Da in energyPRO sowohl die Speicherung in der Gebäu- demasse als auch ein Eisspeicher nicht modelliert werden können, wird nur ein Kaltwasser- speicher mit der genannten Speicherkapazität modelliert. Hierbei muss berücksichtigt werden, dass die Speicherung von Kälte mit niedrigeren Temperaturdifferenzen von z.B. 10 Kel- vin erfolgt und dementsprechend wesentlich größere Speichervolumen erforderlich sind. Bei einer Temperaturdifferenz von 10 Kelvin wären somit Wasserspeichern mit einem Volumen von ca. 195.291 m³ erforderlich. Da die Kosten von Wasserspeicher proportional mit dem Volumen ansteigen, müsste der Einsatz von alternativen Speichermöglichkeiten wie z.B. die Nutzung von Phasenwechselmaterialien, die in einem geringen Temperaturbereich große Mengen an Wärme speichern können, näher untersucht werden.

(3.17)

(3.18)

: Volumen des erforderlichen Kältespeichers (Speichermedium Wasser)

: Erforderliche Kältespeicherkapazität für solargestützte Kälteversorgung

: Maximale Kältelast bei der solargestützten Kälteversorgung

RegModHarz-Leitszenarien Seite 151 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

4 Quellenverzeichnis

Quellenangaben zu Kapitel 2.1 Erneuerbare Energien Installierte Leistung / Stromerzeugung (Parameter 1) [EL01] EEG-Anlagenstammdaten: http://www.50hertz- transmission.net/cps/rde/xchg/trm_de/hs.xsl/165.htm [EL02] EEG-Jahresabrechnung: http://www.50hertz- transmission.net/cps/rde/xchg/trm_de/hs.xsl/166.htm [EL03] GeoViewer“ des Bundesamts für Kartographie und Geodäsie (http://www.geodatenzentrum.de/dienste/dop_viewer_geoview.htm) [EL04] http://www.statistik.sachsen- an- halt.de/Internet/Home/Daten_und_Fakten/4/43/435/43531/Strombilanz_der_Industriebetriebe_ 1__in_Sachsen-Anhalt3_nach_Kreisen_im_Jahr_2008.html [EL05] Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (BAFA); Referat 432 - Kraft-Wärme Kopplung [EL06] Herstellerdatenblatt, Senertec (Stand 06/2010) [EL07] http://earth.google.de/userguide/v4/ug_kml.html [EL08] Landesgrenze Landkreis Harz: http://www.lvermgeo.sachsen- anhalt.de/de/geoservice/download/overlays/main.htm [a] EnergyMap: http://www.energymap.info/download.html [b] Agentur für Erneuerbare Energien: Branchenprognose 2020-Ausbau der Geothermie [c] BMU (2009): „Leitszenario 2009 - Langfristszenarien und Strategien für den Ausbau erneuerbarer Energien in Deutschland unter Berücksichtigung der europäischen und globalen Entwicklung“ Unter- suchung im Auftrag des Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit, August 2009 [d] RegModHarz Erzeugerliste [e] Arbeitspaketbericht AP 1.2 [f] Bundesumweltministerium, “Entwicklung der erneuerbaren Energien in Deutschland im Jahr 2008 - Grafiken und Tabellen unter Verwendung aktueller Daten der Arbeitsgruppe Erneuerbare Energien- Statistik (AGEE- Stat)“, Dezember 2009 [g] BMU (2010): „Leitstudie 2010 - Langfristszenarien und Strategien für den Ausbau der erneuerbaren Energien in Deutschland bei Berücksichtigung der Entwicklung in Europa und global“, Dezember 2010 [h] Giesecke (2003): „Wasserkraftanteil an der elektrischen Stromerzeugung in Deutschland 2003“ [i] BEE-Studie: „Dynamische Simulation der Stromversorgung in Deutschland nach dem Ausbausze- nario der Erneuerbaren-Energien-Branche“, Dezember 2009,http://www.bee- ev.de/_downloads/publikationen/studien/2010/100119_BEE_IWES- Simulation_Stromversorgung2020_Endbericht.pdf

Quellenangaben zu Kapitel 2.2 KWK Stromerzeugung (Parameter 2) [a] BMU (2009): Leitstudie 2009: Langfristszenarien und Strategien für den Ausbau Erneuerbarer Energien in Deutschland unter Berücksichtigung der europäischen und globalen Entwicklung. Unter- suchung im Auftrag des Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit, August 2009. Abrufbar unter: http://www.bmu.de/files/pdfs/allgemein/application/pdf/leitszenario2009_bf.pdf

RegModHarz-Leitszenarien Seite 152 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

[b] RegModHarz Erzeugerliste: https://overseer1.erlm.siemens.de/webdav/RegModHarz/Projektarbeit/AP1/AP1.1/RMH_AP1.1_D008 2_V01.xls [c] dena: Kurzanalyse der Kraftwerks- und Netzplanung in Deutschland bis 2020 (mit Ausblick auf 2030); http://www.dena.de/infos/presse/studien- umfragen/?no_cache=1&cid=3104&did=3593&sechash=21049d32 [d] Bundesverband KWK (2005): K. Traube 25.01.2005 Potentiale KWK http://www.bkwk.de/aktuelles/presse/Potenziale [e] Europäische Gemeinschaften- Eurostat: Kraft- Wärme- Kopplungsanlagen in der EU, Türkei und Norwegen Daten für 2007 (2009), http://epp.eurostat.ec.europa.eu/cache/ITY_OFFPUB/KS-QA-09- 028/EN/KS-QA-09-028-EN.PDF [f] BMU: Erneuerbare Energien 2008 in Deutschland-Aktueller Sachstand (Mai 2009)] [g] RegModHarz- Leitszenarien Parameter 12 Bevölkerungsentwicklung [h] Statistisches Bundesamt [i] BEE: Stromversorgung 2020- Wege in eine moderne Energiewirtschaft (Januar 2009) [j] RegModHarz- Leitszenarien Parameter 12 Bevölkerungsentwicklung [k] RegModHarz- Leitszenarien Parameter 12 Bevölkerungsentwicklung [l] Bundesumweltministerium, “Entwicklung der erneuerbaren Energien in Deutschland im Jahr 2008 - Grafiken und Tabellen unter Verwendung aktueller Daten der Arbeitsgruppe Erneuerbare Energien- Statistik (AGEE- Stat)“, Dezember 2009

Quellenangaben zu Kapitel 2.3 Nettostromerzeugung (Parameter 3) [a] Stromversorgung 2020 Wege in eine moderne Energiewirtschaft, Berlin, Januar 2009, http://www.wind-energie.de/fileadmin/dokumente/2020_Szenario/Branchenprognose2020_Langfassung.pdf , let-zer Zugriff am 07.08.2009 [b] BDEW, http://www.bdew.de/bdew_eks.nsf/id/Presse_Grafiken?open , letzter Zugriff am 07.08.2009 [c] Erhebung über die Energieverwendung der Betriebe des Verarbeitenden Gewerbes sowie des Bergbaus und der Gewinnung von Steinen und Erden 2007, http://www.statistik.sachsen- anhalt.de/download/stat_berichte/6E403_j_2007.pdf , zuletzt zugegriffen 07.08.2009

Quellenangaben zu Kapitel 2.4 Strompreise (Parameter 4) [a1] BMU (2008): Leitstudie 2008: Weiterentwicklung der „Ausbaustrategie Erneuerbare Energien“ vor dem Hintergrund der aktuellen Klimaschutzziele Deutschlands und Europas. Untersuchung im Auftrag des Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit, Oktober 2008. Abrufbar unter: http://www.bmu.de/files/pdfs/allgemein/application/pdf/leitstudie2008.pdf , zuletzt abgerufen am 4.8.2009. [a2] BMU (2009): Leitszenario 2009: Langfristszenarien und Strategien für den Ausbau erneuerbarer Energien in Deutschland. Reihe Umweltpolitik. Abrufbar unter: http://www.dlr.de/Portaldata/1/Resources//BMU_Leitszenario2009_Langfassung.pdf , zuletzt abgerufen am 8.12.2009. [b] UmweltBundesAmt (UBA) (Hrsg.) (2008): Politikszenarien für den Klimaschutz IV. Szenarien bis 2030. Reihe: Climate Change 1/2008. Abrufbar unter: http://www.umweltdaten.de/publikationen/fpdf- l/3361.pdf , zuletzt abgerufen am 4.8.2009.

RegModHarz-Leitszenarien Seite 153 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

[c] Prognos / EWI (2007): Energieszenarien für den Energiegipfel 2007. Endbericht. Abrufbar unter: http://www.bmwi.de/BMWi/Redaktion/PDF/Publikationen/Studien/energieszenarien-fuer-energiegipfel- 2007,property=pdf,bereich=bmwi,sprache=de,rwb=true.pdf [d] VIK Verband der Industriellen Energie- und Kraftwirtschaft e.V.: Zahlen und Fakten zu Strom- und Energiepreisen. Abrufbar unter: http://www.vik-online.de/index.php?id=8 [e] Europäische Kommission: Eurostat-Datenbank. Elektrizität. Abrufbar unter: http://epp.eurostat.ec.europa.eu/portal/page/portal/energy/data/database , zuletzt abgerufen am 4.8.2009. [f] European Energy Exchange EEX, www.eex.com/de/ [g] Statistisches Bundesamt (2009): Daten zur Energiepreisentwicklung - Lange Reihen von Januar 2000 bis Juni 2009. Abrufbar unter: https://www- ec.destatis.de/csp/shop/sfg/bpm.html.cms.cBroker.cls?cmspath=struktur,vollanzeige.csp&ID=1024295 [h] Eurostat: Environment and energy. Data in focus 25/2009. Abrufbar unter: http://epp.eurostat.ec.europa.eu/cache/ITY_OFFPUB/KS-QA-09-025/EN/KS-QA-09-025-EN.PDF [i] Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie: Entwicklung von Energiepreisen und Preisindi- zes, Tabelle 26 vom 17.2.2009, Abrufbar unter: http://www.bmwi.de/BMWi/Redaktion/Binaer/Energiedaten/energiepreise-und-energiekosten1- entwicklung-energiepreise-preisindizes,property=blob,bereich=bmwi,sprache=de,rwb=true.xls [j] VIK (2006): Vortrag der VIK-Jahrespressekonferenz 2006, Abrufbar unter: http://www.vik.de/fileadmin/vik/Pressemitteilungen/JPK2006/Praesentation_JPK2006.pdf [k] Energiedienst: Kostenbestandteile des Strompreises. Beispiel für 2009. Datenquelle bdew/VDN Abrufbar unter: http://www.energiedienst.de/site/DE/int/01-privatkunden/01_01- produkte/01_01_10_strompreis/container-strompreis.php , zuletzt abgerufen am 29.09.2009 [l] Agentur für Enerneuerbare Energien: Entwicklung der EEG-Umlage. Stand 1/2009, Abrufbar unter: http://www.unendlich-viel-energie.de/de/wirtschaft/detailansicht/browse/2/article/135/entwicklung-der- eeg-umlage.html , zuletzt abgerufen am 29.09.2009. [m] IfnE (Ingenieurbüro für neue Energien)(2009): Strom aus erneuerbaren Energien bis zum Jahr 2020. Kosten-Nutzen-Betrachtung ausgewählter Aspekte. Abrufbar unter: http://www.bee- ev.de/_downloads/publikationen/studien/2009/090318_IfnE-Studie_AEE-BEE-Ausbau- EEStrom2020.pdf ; zuletzt abgerufen am 02.11.2009. [n] ÜNB: EEG/KWK-G Informationsplattform der deutschen Übertragungsnetzbetreiber: EEG- Mittelfristprognose bis 2015, abrufbar unter: http://www.eeg-kwk.net/cps/rde/xbcr/eeg_kwk/2009-05- 11_EEG-Mittelfristprognose-bis-2015(1).pdf , zuletzt abgerufen am 2.11.2009 und EEG-Umlage 2010, abrufbar unter: http://www.eeg-kwk.net/cps/rde/xchg/eeg_kwk/hs.xsl/484.htm , zuletzt abgerufen am 8.12.2009. [o] BDEW(2009): BDEW zur heutigen Bekanntgabe der EEG-Umlage 2010: Kosten für Strom aus erneuerbaren Energien steigen. Starker Ausbau der Erneuerbaren Energien und Wirtschaftskrise füh- ren zu Anstieg der „EEG-Kosten“. Abrufbar unter: http://www.bdew.de/bdew.nsf/id/DE_20091015_PM_Kosten_fuer_Strom_aus_erneuerbaren_Energien _steigen?open , zuletzt abgerufen am 2.11.2009. [p] Solar-Institut Jülich, FH Aachen, SUSI (August 2009): Energiestudie (Zwischenbericht). Struktur und Dynamik einer Stromversorgung mit einem hohen Anteil erneuerbarer Energieerzeuger – Ener- giestudie. Abrufbar unter: http://www.erneuerbare- energien.de/files/pdfs/allgemein/application/pdf/zwischenbericht_stromstudie.pdf , zuletzt abgerufen am 8.12.2009. [q] Vattenfall Europe Transmission: Dateiarchiv Arbeitspreise Ausgleichsenergie. Abrufbar unter http://www.vattenfall.de/cps/rde/xchg/trm_de/hs.xsl/1423.htm , zuletzt abgerufen am 16.12.2009. [r] regelleistung.net Internetplattform zur Vergabe von Regelleistung der vier Übertragungsnetzbetrei- ber. Abrufbar unter: www.regelleistung.net , zuletzt abgerufen am 16.12.2009 [s] Energiestudie 2007 für das Land Sachsen-Anhalt. Untersuchung im Auftrag des Ministeriums für Wirtschaft und Arbeit des Landes Sachsen-Anhalt. Institut für Energetik und Umwelt. IE-Report 3/2007, abrufbar unter: http://www.sachsen-

RegModHarz-Leitszenarien Seite 154 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

anhalt.de/LPSA/fileadmin/Elementbibliothek/Bibliothek_Politik_und_Verwaltung/Bibliothek_Wirtschaftsmi nisterium/Dokumente_MW/investieren/Endergiestudie_2007_lang.pdf [t] bdew. Aktuelle Daten zum Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz (KWK-G), Stand 8.10.2008. Abrufbar unter: http://www.eeg-kwk.net/cps/rde/xbcr/eeg_kwk/2008-10-08_KWK- Aufschlag2009_Internettext.pdf , zuletzt abgerufen am 13.01.2010. [u] Erdgaspreise des Statistischen Bundesamtes: Daten zur Energiepreisentwicklung. Abrufbar unter: https://www- ec.destatis.de/csp/shop/sfg/bpm.html.cms.cBroker.cls?CSPCHD=0290000100004hxwmjol000000Gfu q2ZGeEta7gcnOZ1DgyQ--&cmspath=struktur,vollanzeige.csp&ID=1025377 [v] Sonderpreisliste Erdgas der Stadtwerke Wernigerode. Abrufbar unter: http://www.stadtwerke- wernigerode.de/content/downloads/Preisblatt_Erdgas_konstant_08_05_01.pdf [w] Preisliste Erdgas der Stadtwerke Blankenburg. Abrufbar unter: http://www.sw- blankenburg.de/index.php?option=com_content&task=view&id=135&Itemid=238 [x] Allgemeiner Erdgastarif der Stadtwerke Quedlinburg. Abrufbar unter: http://www.stadtwerke- quedlinburg.de/index.php?option=com_content&view=article&id=88&Itemid=84 [y] BMWi: Monatliche Entwicklung der Grenzübergangspreise für Gas ab 1991. Abrufbar unter: http://www.bmwi.de/BMWi/Navigation/Service/publikationen,did=53736.html [z] Statistisches Bundesamt: Durchschnittserlöse für Gas 2008. Abrufbar unter: http://www.destatis.de/jetspeed/portal/cms/Sites/destatis/Internet/DE/Content/Statistiken/Energie/Aktu ell,templateId=renderPrint.psml , zuletzt abgerufen am 22.3.2010. [za] Energiesteuergesetz (EnergieStG), abrufbar unter: http://bundesrecht.juris.de/bundesrecht/energiestg/gesamt.pdf [zb] Eurostat: Gaspreise nach Art des Benutzers. Abrufbar unter: http://epp.eurostat.ec.europa.eu/tgm/refreshTableAction.do?tab=table&plugin=1&pcode=tsier050&lan guage=de [zc] BMWi: Internationaler Preisvergleich Erdgas für Industrie. Abrufbar unter: http://www.bmwi.de/BMWi/Navigation/Energie/energiestatistiken,did=180930.html [zd] EEX: KWK-Quartalspreise, durchschnittlicher Preis für Baseload-Strom an der Strombörse. abrufbar unter: http://www.eex.com/de/document/52446/Phelix_Quarterly.xls [ze] Nitsch et al. [2005]: Ausbau Erneuerbarer Energien im Stromsektor bis zum Jahr 2020. Abrufbar unter: http://www.dlr.de/tt/Portaldata/41/Resources/dokumente/institut/system/publications/Nitsch_Ausbau_E E_bis_2020.pdf [zf]: Pressemitteilung des Bundesgerichtshofes zur Erdgas-Preisbindung an den Erdölpreis. Abrufbar unter: http://juris.bundesgerichtshof.de/cgi- bin/rechtsprechung/document.py?Gericht=bgh&Art=pm&Datum=2010&Sort=3&nr=51371&anz=61&po s=0&Blank=1 [zg] BDEW (2009): Energiemarkt Deutschland: Zahlen und Fakten zur Gas-, Strom- und Fernwär- meversorgung. Abrufbar unter: http://www.bdew.de/bdew.nsf/id/DE_Energiemarkt_Deutschland_- _Sommer_2009/$file/09%2011%2009%20Energiemarkt_2009.pdf [zh] http://www.amprion.net/ausgleichsenergiepreis [zi] Modell zur Berechnung der Ausgleichsenergiepreise : http://www.enbw.com/content/de/netznutzer/media/pdf/netznutzung/Modell_zur_Berechnung_der_Aus gleichspreise_der_4___NB.pdf [zj] http://www.50hertz-transmission.net/cps/rde/xbcr/trm_de/2010-05- 04_PM_Deutschlandweiter_Netzreglerverbund_gestartet.pdf [zk] Bundesnetzagentur (BNetzA) (2009): Monitoringbericht 2009. Abrufbar unter: http://www.bundesnetzagentur.de/cae/servlet/contentblob/134810/publicationFile/1107/Monitoringberi cht2009EnergieId17368pdf.pdf

RegModHarz-Leitszenarien Seite 155 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

[zl] Agentur für Erneuerbare Energien (2011): Prognose zur Entwicklung der EEG-Umlage. Abruf- bar unter: http://www.unendlich-viel-energie.de/de/detailansicht/article/19/prognose-zur-entwicklung- der-eeg-umlage.html [zm] Energieagentur NRW: Erhebung: Singles verbrauchen Strom anders. Pressemitteilung vom 6.4.2006. Abrufbar unter: http://www.ea-nrw.de/_infopool/page.asp?InfoID=4106 [zn] Uni Erfurt (2009): Künftige Entwicklungen der Energiepreise. Abrufbar unter http://www.uni- erfurt.de/fileadmin/user-docs/Juniorprofessur_Oekonometrie/Energiepreise.pdf [zo] DIW Berlin (2011):Strompreise: Künftig nur noch geringe Erhöhungen durch erneuerbare Ener- gien. Abrufbar unter: http://www.claudiakemfert.de/fileadmin/user_upload/pdf/WB_EE_Umlage_a.pdf [zp] dena (2011) Energiewende kosten, aber es lohnt sich. Pressemitteilung vom 18.04.2011. Abruf- bar unter: http://www.dena.de/fileadmin/user_upload/Download/Dokumente/Presse/Medienkooperationen/11-04- 18_PM-ESD_AtomausstiegEnergiewendeKosten.pdf

Quellenangaben zu Kapitel 2.5 Nettostromverbrauch (Parameter 5) [a] Stromversorgung 2020 Wege in eine moderne Energiewirtschaft, Berlin, Januar 2009, http://www.windenergie.de/fileadmin/dokumente/2020_Szenario/Branchenprognose2020_Langfas sung.pdf , letzer Zugriff am 07.08.2009 [b] Regenerative Energien Eine Chance für unsere nachhaltige Energieversorgung, Dr.-Ing. E.h. Dipl.-Ing. Aloys Wobben, http://www.saubere-energie- doerpen.de/bi/images/OG_SOEGEL/vortrag_wobben_23_07_2009.pdf , letzter Zugriff am 07.08.2009 [c] Viertelstundenzeitreihen, erstellt von CUBE [d] Statistisches Landesamt Sachsen-Anhalt: Stromabgabe der Elektrizitätsversorgungsunternehmen an Letztverbraucher in Sachsen-Anhalt . Abrufbar unter: http://www.statistik.sachsen- an- halt.de/Internet/Home/Daten_und_Fakten/4/43/433/43331/Stromabgabe_an_Letztverbraucher.ht ml , zuletzt abgerufen am 13.1.2010 [e] Statistisches Landesamt Sachsen-Anhalt: Strombilanz der Industriebetriebe in Sachsen-Anhalt nach Kreisen im Jahr 2008; abrufbar unter: http://www.statistik.sachsen- an- halt.de/Internet/Home/Daten_und_Fakten/4/43/435/43531/Strombilanz_der_Industriebetriebe_1_ _in_Sachsen-Anhalt3_nach_Kreisen_im_Jahr_2008.html ; zuletzt abgerufen am 13.1.2010. [f] Energiestudie 2007 für das Land Sachsen-Anhalt. IE-Report Edition 3/2007, Institut für Energetik und Umwelt. Abrufbar unter: www.sachsen- an- halt.de/LPSA/fileadmin/Elementbibliothek/Bibliothek_Politik_und_Verwaltung/Bibliothek_Wirtscha ftsministerium/Dokumente_MW/investieren/Endergiestudie_2007_lang.pdf , zuletzt abgerufen am 17.02.2010. [g] www.schnelle–online.info . Dieser Onlinerechner gibt die Anzahl der Arbeitstage und die Anzahl der Werktage für jedes beliebige Jahr aus. Dabei werden als Arbeitstage Mo-Fr gezählt und als Werktage Mo-Sa. [h] ENTSO-E (European Network of Transmission System Operators for Electricity): National Con- sumption Data, abrufbar unter: http://www.entsoe.eu/index.php?id=92 und http://www.entsoe.eu/index.php?id=182 [i] Erläuterungen zu den National Consumption Data. Abrufbar unter: http://www.entsoe.eu/fileadmin/user_upload/_library/publications/ce/Load_and_Consumption_Dat a.pdf [j] BDEW (2009): Energiemarkt Deutschland: Zahlen und Fakten zur Gas-, Strom- und Fernwärme- versorgung. Abrufbar unter: http://www.bdew.de/bdew.nsf/id/DE_Energiemarkt_Deutschland_- _Sommer_2009/$file/09%2011%2009%20Energiemarkt_2009.pdf

RegModHarz-Leitszenarien Seite 156 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

[k] ewi/prognos (2005): Energiereport IV: Die Entwicklung der Energiemärkte bis zum Jahr 2030. Energiewirtschaftliche Referenzprognose. Kurzfassung. Abrufbar unter: http://www.ewi.uni- koeln.de/fileadmin/user/Veroeff/Energiereport_IV_Kurzfassung_de.pdf [l] BMWi (2009): Energie in Deutschland. Abrufbar unter: http://www.bmwi.de/Dateien/Energieportal/PDF/energie-in- deutschland,property=pdf,bereich=bmwi,sprache=de,rwb=true.pdf [m] Statistisches Bundesamt: Anteil der erneuerbaren Energieträger am Bruttostromverbrauch. Ab- rufbar unter: http://www.destatis.de/jetspeed/portal/cms/Sites/destatis/Internet/DE/Grafiken/Energie/Diagramm e/Bruttostromverbrauch,templateId=renderPrint.psml

Quellenangaben zu Kapitel 2.6 Jahreshöchstlast (Parameter 6) [a] Stromversorgung 2020 Wege in eine moderne Energiewirtschaft, Berlin, Januar 2009, http://www.wind-energie.de/fileadmin/dokumente/2020_Szenario/Branchenprognose2020_Langfassung.pdf , letzter Zugriff am 07.08.2009 [b] Standardlastprofil H0 von E.ON edis. Abrufbar unter http://www.eon-edis.com/html/20192.htm [c] Fünfgeld, Tiedemann (2000): Anwendung der Repräsentativen VDEW-Lastprofile step – by – step. VDEW-Materialien M-05/2000.

Quellenangaben zu Kapitel 2.7 Speicherpotenzial (Parameter 7) Literaturquellen zu den Werten für E-KfZ Speicherpotentiale siehe Kapitel 6.11. Marktdurchdringung E-KfZ. [a] http://de.wikipedia.org/wiki/Druckluftspeicherkraftwerk (Stand 30.7.2009) [b ] http://www.schluchseewerk.de/uploads/media/Flyer_Neubau_Schluchseewerk.pdf (Stand: 30.7.09) [c] RegModHarz Erzeugerliste [d] ISET-Liste deutscher Pumpspeicherwerke [e] http://www.heise.de/tr/artikel/Wind-auf-Vorrat-278463.html (Stand: 5.11.2009) [f] Dagmar Oertel, „Energiespeicher – Stand und Perspektiven Sachstandsbericht zum Monitoring „Nachhaltige Energieversorgung““, Büro für Technikfolgen-Abschätzung beim Deutschen Bundestag, Berlin, Februar 2008 [g] Arbeitspaket 1.2

Quellenangaben zu Kapitel 2.8 Lastverlagerungspotenzial (Parameter 8) [p] Berichte aus Energie- und Umweltforschung 44/2006: Verbraucher als virtuelles Kraftwerk. Abrufbar unter: http://www.energytech.at/edz_pdf/0644_verbraucher_als_kraftwerk.pdf [q] Energieverbrauch der privaten Haushalte und des Sektors GHD (2004) Abrufbar unter : http://www.bmwi.de/BMWi/Redaktion/PDF/E/energieverbrauchsstudie- hauptbericht,property=pdf,bereich=bmwi,sprache=de,rwb=true.pdf [r] Klobasa, Marian: Dynamische Simulation eines Lastmanagements und Integration von Windenergie in ein Elektrizitätsnetz auf Landesebene unter regelungstechnischen und Kostengesichtspunkten, Dissertation 2007

RegModHarz-Leitszenarien Seite 157 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

[s] bdew : http://www.bdew.de/bdew.nsf/id/DE_Brutto- Stromerzeugung_2007_nach_Energietraegern_in_Deutschland?open&l=DE&ccm=450040020 [t ] http://www.statistik.sachsen- an- halt.de/Internet/Home/Daten_und_Fakten/1/13/133/13311/Arbeitnehmer_mit_Arbeitsort_im_Land_Sac hsen_Anhalt_nach_Kreisen.html [u] http://www.ag-energiebilanzen.de/viewpage.php?idpage=63 [w] http://www.destatis.de/jetspeed/portal/cms/Sites/destatis/Internet/DE/Navigation/Statistiken/Bevoelker ung/Bevoelkerungsstand/Bevoelkerungsstand.psml [x] Statistisches Landesamt Sachsen-Anhalt, “Statistisches Jahrbuch 2008 des Landes Sachsen An- halt, Teil2”, 1.10.2008, Halle [y] http://www.statistik.sachsen- anhalt.de/Internet/Home/Daten_und_Fakten/4/43/439/Energiebilanz_des_Landes_Sachsen- Anhalt_fuer_das_Jahr_2006_in_Terajoule.html

Quellenangaben zu Kapitel 2.9 Erzeugungsverlagerungspotenzial (Parameter 9) [a] MASSIG, Analyzing the optimal size of a CHP-unit and thermal store when a German CHP-plant is selling at the Spot market; http://www.iee-massig.eu/ [b] RegModHarz Erzeugerliste [a] BMU (2009): Leitstudie 2009: Langfristszenarien und Strategien für den Ausbau Erneuerbarer Energien in Deutschland unter Berücksichtigung der europäischen und globalen Entwicklung. Unter- suchung im Auftrag des Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit, August 2009. Abrufbar unter: http://www.bmu.de/files/pdfs/allgemein/application/pdf/leitszenario2009_bf.pdf [d] Bundesverband KWK (2005): K. Traube 25.01.2005 Potentiale KWK http://www.bkwk.de/aktuelles/presse/Potenziale [f] BMU: Erneuerbare Energien 2008 in Deutschland-Aktueller Sachstand (Mai 2009)] [g] BEE: Stromversorgung 2020- Wege in eine moderne Energiewirtschaft (Januar 2009) [h] IWES 2009, Biomassepotentiale RegModHarz-Leitszenarien

Quellenangaben zu Kapitel 2.10 Marktdurchdringung Smart Meter (Parameter 10) [a] Aufgeführt sind alle von in.power identifizierten Pilotprojekte. Des Weiteren ist diese Zahl am 10.08.2009 im Telefonat mit Herrn Dr. Schäffler, EnCT bestätigt worden. [b] Eröffnungsrede vom BNetzA-Präsidenten Herrn Matthias Kurth zur Veranstaltung am 12.03.2009 in Bonn: Intelligente Zähler – Ausgangspunkt für Innovationen in den Netzen, Chancen für Wettbe- werb und Beschäftigung (Seite 7) http://www.bundesnetzagentur.de/media/archive/15713.pdf [c] Statistisches Landesamt : angemeldete Gewerbe(betriebe) im Jahr 2008 http://www.statistik.sachsen-anhalt.de/apps/onlinerecherche/pages/recherche/recherche.php [d] ] Eröffnungsrede vom BNetzA-Präsidenten Herrn Matthias Kurth zur Veranstaltung am 12.03.2009 in Bonn: Intelligente Zähler – Ausgangspunkt für Innovationen in den Netzen, Chancen für Wettbe- werb und Beschäftigung (Seite 6) http://www.bundesnetzagentur.de/media/archive/15713.pdf [e] Eröffnungsrede vom BNetzA-Präsidenten Herrn Matthias Kurth zur Veranstaltung am 12.03.2009 in Bonn: Intelligente Zähler – Ausgangspunkt für Innovationen in den Netzen, Chancen für Wettbe- werb und Beschäftigung (Seite 6) http://www.bundesnetzagentur.de/media/archive/15713.pdf

RegModHarz-Leitszenarien Seite 158 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

[f] Statistisches Landesamt : angemeldete Gewerbe(betriebe) im Jahr 2008 / Statistisches Landesamt : Wohnungsbestandsfortschreibung - Wohnungen insgesamt im Jahr 2008 http://www.statistik.sachsen-anhalt.de/apps/onlinerecherche/pages/recherche/recherche.php

Quellenangaben zu Kapitel 2.11 Marktdurchdringung E-KfZ (Parameter 11)

[a] Bundesregierung: Sachstand und Eckpunkte zum Nationalen Entwicklungsplan Elektromobilität. Nationale Strategiekonferenz Elektromobilität. Berlin, 19. November 2008 [b] http://www.bundesregierung.de/nn_486242/Content/DE/Artikel/2008/11/2008-11-25- elektromobilit_C3_A4t.html Pressemitteilung der Bundesregierung vom 25.11.2008 , Download am 21.07.2009 [c] Shell Pkw-Szenarien bis 2030. Fakten, Trends und Handlungsoptionen für nachhaltige Auto- Mobilität. Shell, Hamburg, 2009 [d] Klaudia Kunze: Strom macht mobil. In: Pictures oft he future . Die Zeitschrift für Forschung und Innovation . Siemens, Frühjahr 2009 https://w1.siemens.com/innovation/de/publikationen/6099_pof_fruehjahr_2009/ innovationen/elektroauto.htm [e] Carolin Reichert: Elektromobilität – Chancen, Herausforderungen und Beitrag RWE. In: Erster Deutscher Elektromobil-Kongress . Bonn, 16.-17. Juni 2009 [f] I. Diefenbach: Der mobile Kunde – Elektrofahrzeuge als neue Herausforderung für Netze . RWE WWE Netzservice GmbH; Frankfurt, 31. März 2009 [g] Bevölkerung Deutschlands bis 2050; 11. koordinierte Bevölkerungsvorausberechnung. Statisti- sches Bundesamt [h] Landkreis Harz - Regionalisierte Bevölkerungsprognose 2005 bis 2025 . Hrsg. Landkreis Harz, 2007. http://www.kreis-hz.de/media/pdf/statistik/bevoelkerung/ regionalisierte_bevoelkerungsprognose_2005_bis_2025.pdf Download am 21.07.2009

Quellenangaben zu Kapitel 2.12 Bevölkerungsentwicklung (Parameter 12) [a] Statistisches Bundesamt: Daten zum Bevölkerungsstand aus dem Internetauftritt des Statistischen Bundesamtes: http://www.destatis.de/jetspeed/portal/cms/Sites/destatis/Internet/DE/Navigation/Statistiken/Bevoelker ung/Bevoelkerungsstand/Bevoelkerungsstand.psml , und http://www.destatis.de/jetspeed/portal/cms/Sites/destatis/Internet/DE/Content/Statistiken/Zeitreihen/La ngeReihen/Bevoelkerung/Content75/lrbev03a,templateId=renderPrint.psml , zuletzt abgerufen am 4.8.2009. [b] Internetauftritt des Landkreises Harz: http://www.kreis-hz.de/?id=118083000026 , zuletzt abgerufen am 4.8.2009. [c] Statistisches Bundesamt: Bevölkerung Deutschlands bis 2050. 11. koordinierte Bevölkerungsvo- rausberechnung. Presseexemplar. Abrufbar unter: http://www.destatis.de/jetspeed/portal/cms/Sites/destatis/Internet/DE/Presse/pk/2006/Bevoelkerungse ntwicklung/bevoelkerungsprojektion2050,property=file.pdf , zuletzt abgerufen am 4.8.2009. [d] Statistisches Landesamt Sachsen-Anhalt (2007): Regionalisierte Bevölkerungsprognose 2005- 2025. Abrufbar unter: http://www.statistik.sachsen-anhalt.de/bevoelkerung/prognose/index.html , zuletzt abgerufen am 4.8.2009. [e] Statistisches Landesamt Sachsen-Anhalt. Statistiken zum Landkreis Harz. http://www.stala.sachsen-anhalt.de/gk/statistik/kreis/k.15085.chart.html, zuletzt abgerufen am 12.8.2009.

RegModHarz-Leitszenarien Seite 159 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

[f] Internetauftritte der Stadtwerke: http://cms.halberstadtwerke.de/ , http://www.stadtwerke- wernigerode.de/ , http://www.sw-blankenburg.de/ , http://stadtwerke-quedlinburg.de/ [g] Statistisches Landesamt Sachsen-Anhalt (2007): Verzeichnis Sachsen-Anhalt nach der Kreisgebietsdreform am 1.7.2007. Verzeichnis der Gebietsstruktur. Bereinigte Fassung März 2007. [h] Statistisches Landesamt Sachsen-Anhalt (2009): Bevölkerung und Erwerbstätigkeit. Bevölkerung der Gemeinden nach Landkreisen. Stand 31.12.2008. Gebietsstände 31.12.2008; 15.07.2009. Abruf- bar unter: http://www.statistik.sachsen-anhalt.de/download/stat_berichte/6A102_hj_2008_02.pdf ; zuletzt abgerufen am 13.01.2010. [i] Büro des Landrates, Sachgebiet Kommunalaufsicht: Aktueller Stand der Gemeindegebietsreform 1.1.2010. Übermittelt durch Frau Julke, Landkreis Harz. [j] Statistisches Landesamt Sachsen-Anhalt: Gebietsinformationen Land Sachsen-Anhalt. Abrufbar unter: http://www.stala.sachsen-anhalt.de/gk/fms/fms1li.html , zuletzt abgerufen am 15.2.2010. [k] Statistisches Landesamt Sachsen-Anhalt: Wohnungsbestand im Landkreis Harz am 31.12.2008 nach Wohnräumen. Abrufbar unter [l] Statistisches Jahrbuch für die Bundesrepublik Deutschland 2009. Abrufbar unter: https://www- ec.destatis.de/csp/shop/sfg/bpm.html.cms.cBroker.cls?cmspath=struktur,vollanzeige.csp&ID=1024681

Quellenangaben zu Kapitel 2.13 Netzausbau (Parameter 13) [a] Energiewirtschaftliche Planung für die Integration von Windenergie an Land und Offshore bis 2020, Deutsche Energie-Agentur 2005, http://www.dena.de/fileadmin/user_upload/Download/Dokumente/Projekte/ESD/netzstudie1/dena_ netzstudie_l_zusammenfassung.pdf , letzter Zugriff am 07.08.2009

Quellenangaben zu Kapitel 2.14 IKT-Ausbau (Parameter 14) [a] Branchenverband BITCOM. www.bitcom.org [b] http://www.bmwi.de/BMWi/Navigation/Presse/pressemitteilungen,did=288472.html [c] http://www.zukunft-breitband.de

Quellenangaben zu Kapitel 2.15 Konventioneller Kraftwerkspark (Parameter 15) [a] BMU (2009): „Leitszenario 2009 - Langfristszenarien und Strategien für den Ausbau erneuerbarer Energien in Deutschland unter Berücksichtigung der europäischen und globalen Entwicklung“ Un- tersuchung im Auftrag des Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit, August 2009. Abrufbar unter: http://www.bmu.de/files/pdfs/allgemein/application/pdf/leitszenario2009_bf.pdf

Quellenangaben zu Kapitel 2.16 Lufttemperatur (Parameter 16) [a] Schulz & Schättler (FE13) (DWD): Kurze Beschreibung des Lokal-Modells Europa COSMO- EU (LME) und seiner Datenbanken auf dem Datenserver des DWD. Abrufbar unter: http://www.dwd.de/bvbw/generator/DWDWWW/Content/Forschung/FE1/Veroeffentlichungen/Downloa d/LME__DBbeschr__0901,templateId=raw,property=publicationFile.pdf/LME_DBbeschr_0901.pdf

RegModHarz-Leitszenarien Seite 160 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Quellenangaben zu Kapitel 3 „100%EE-Szenario - Annahmen und Folgerungen zu Leitszenario 3“

Megersa, G. (2012). Simulation und energiewirtschaftliche Potenzialanalyse für Speicher sowie für den Einsatz von flexiblen Erzeugern und Lasten. Kassel: Masterarbeit im Rahmen von RegModHarz - Universität Kassel.

Sauer, D. U. (2006). Optionen zur Speicherung elektrischer Energie in Energieversorgungssystemen mit regenerativer Stromerzeugung. Aachen.

UBA, Umweltbundesamt & IWES, Fraunhofer-Institut (2010). Energieziel 2050 - 100% Strom aus erneuerbaren Quellen.

[1] U. UBA und F. IWES, „Energieziel 2050 - 100% Strom aus erneuerbaren Quellen,“ Dessau- Roßlau, 2010. [2] M. Brudler, Reduzierung der residualen Last der Regenerativen Modellregion Harz durch einen netzgeführten Betrieb - Bestimmung optimaler Größen für Wärmespeicher, Kassel: unveröffentlichte Masterarbeit, 2011. [3] J. Sievers, „Dieselmotor-Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen im Kontext der Integration Erneuerbarer Energien in die Energieversorgung,“ Kassel, 2010. [4] R. Tamme, T. Nunez und J. Göttsche, „Speicherung für Hochtemperaturwärme,“ 2005. [5] T. Schmid, „Energietechnische Einsparpotentiale durch Gebäudekühlung mit Phase Change Mate- rials (PCM),“ München, 2010. [6] SOLAIR-consortium, „Market Reports for Small and Medium-Sized Solar Air-Conditioning Appli- ances - Analysis and Merket Potential,“ 2008. [7] J. Röben und F. Eisenheimer, „Untersuchung eines Klimasystems unter Einsatz einer LiCl- Lösung,“ KI-Kälte, Luft und Klimatechnik, pp. 60-65, 2003. [8] M. Joemann, Potentiale des Einsatzes von offenen Sorptionsluftentfeuchtern im Bereich der Klima- tisierung von Büroimmobilien, Kassel: Masterarbeit am Fachgebiet Solar- und Anlagentechnik der Universität Kassel, 2012. [9] H.-. P. Schettler-Köhler, „Aktualisierte und erweitere Testreferenzjahre (TRY) von Deutschland für mittlere und extreme Witterungsverhältnisse,“ 2011. [10] S. E. S. E. G. O. H. W. Recknagel H., Taschenbuch für Heizung und Klimatechnik, München: Oldenbourg Industrieverlag, 2002.

RegModHarz-Leitszenarien Seite 161 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

5 Tabellen- und Abbildungsverzeichnis Angabe hier ohne Seitenzahlen. Die Tabellen- und Abbildungsnummern beginnen jeweils mit der Ka- pitelnummer und werden innerhalb eines Kapitels fortlaufend geführt (Bsp. Abbildung 2.1.1-1 ist Ab- bildung 1 in Kapitel 2.2.1)

Tabellenverzeichnis

Tabellarische Übersichten über Parameter und Werte finden sich in Kapitel 1.4

Tabelle 2.1.1-1: Installierte Leistung und Jahresenergie 2008 der EEG- und KWK - Anlagen im Landkreis Harz. Tabelle 2.2.1-1 KWK-Erzeugung in den Leitszenarien Tabelle 2.2.3-1: Anlagenportfolio fossiler KWK im LK Harz Tabelle 2.2.3-2: Anlagenportfolio fossiler KWK 50kW und <2000kW Tabelle 2.3-1: Installierte Summenleistung der Erzeugungsanlagen im Landkreis Harz Tabelle 2.3-2: Nettostromerzeugung im Landkreis Harz Tabelle 2.4.1-1: Haushaltskundenstrompreise der Vertriebe in der Modellregion Tabelle 2.4.1-2: Annahmen für Preiskomponenten des Haushaltskundenpreises 2020 Tabelle 2.4.2-1: Strompreise Mittelspannungskunden Tabelle 2.4.2-2: Typische Zusammensetzung des Strompreises von Industriekunden und Gewerbekunden Tabelle 2.4.2-3: Industriekundenstrompreise in Leitszenario 2/2020 nach Ansatz III) Tabelle 2.4.2-4: Industriekundenstrompreise in Leitszenario 2/2020 nach Zusammenführung der Ansätze Tabelle 2.4.3-1: Charakteristika der EEX-Day-Ahead-Spotmarktpreise im Jahr 2008 Tabelle 2.4.3-2: Monatliche Preisindizes für den EEX-Spotmarkt in den Jahren 2007 und 2008 Tabelle 2.4.4-1: Leistungspreise Positive Minutenreserve 2008 Tabelle 2.4.4-2: Leistungspreise Positive Minutenreserve 2008 nach Zeitscheiben Tabelle 2.4.4-3: Bezuschlagte Leistung positive Minutenreserve Tabelle 2.4.4-4: Bezuschlagte Leistung positive Minutenreserve nach Zeitscheiben im Jahr 2008 Tabelle 2.4.4-5: Leistungspreise Negative Minutenreserve 2008 Tabelle 2.4.4-6: Leistungspreise Negative Minutenreserve 2008 nach Zeitscheiben Tabelle 2.4.4-7: Bezuschlagte Leistung negativer Minutenreserve im Jahr 2008 Tabelle 2.4.4-8: Bezuschlagte Leistung negativer Minutenreserve nach Zeitscheiben im Jahr 2008 Tabelle 2.4.5-1: Mittlere Ausgleichsenergiepreise im Jahr 2008 in der VET-Regelzone Tabelle 2.4.5-2: Mittlere Ausgleichsenergiepreise in den Monaten 2008 in der VET-Regelzone Tabelle 2.4.5-3: Beziehungen zwischen Windenergieeinspeisungen sowie Spotpreis auf die mittleren VET-Ausgleichsenergiepreise in 2008 Tabelle 2.4.6-1: Monatliche Leistungspreise Positive Sekundärregelung 2008 Tabelle 2.4.6-2: Monatliche Leistungspreise Negative Sekundärregelung 2008

RegModHarz-Leitszenarien Seite 162 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Tabelle 2.4.7-1: Monatliche Leistungspreise Primärregelung in 2008 Tabelle 2.4.7-2: Monatliche Leistungspreise Primärregelung in 2009 bis Aug 2010 Tabelle 2.4.8-1: EEX-Intradayhandel Average Preis und Handelsvolumen 2008 Tabelle 2.4.8-2: Monatliche Mittelwerte für den EEX-Intradaystromhandel 2008 Tabelle 2.4.11-1: Grenzübergangspreise für Erdgas 2008 Tabelle 2.4.11-2: Fortschreibung der Importpreise für Erdgas Tabelle 2.5-1: Entnommene Jahresarbeit Strom in der Modellregion Harz in 2008 Tabelle 2.5-2: Berechnung der Jahresstrommengen des Stromverbrauchs Tabelle 2.5-3: Stromentnahme auf Niederspannungsebene in kWh je Einwohner 2008 ge- mäß den Internetveröffentlichungen verschiedener Netzbetreiber Tabelle 2.6-1: Netzdatenblatt für den Landkreis Harz gesamt im Jahr 2008 Tabelle 2.6-2: Jahreshöchstlast und Volllaststunden der sechs Netzbetreiber Tabelle 2.6-3: Plausibilitätsprüfung der Jahreshöchstlast anhand der Volllaststundenzahl Tabelle 2.6-4: Jahreshöchstlast und Volllaststunden der sechs Netzbetreiber Tabelle 2.8-1: Anteiliger Stromverbrauch im LK Harz Tabelle 2.8-2: Gesamter Stromverbrauch BRD Tabelle 2.8-3: Überschlagener Stromverbrauch im LK Harz zum Vergleich mit realen Werten Tabelle 2.8-4: Verlagerbare Energie und Leistungsshift in der Industrie / Leitszenario 1 Tabelle 2.8-5: Verlagerbare Energie und Leistungsshift bei GHD / Leitszenario 1 Tabelle 2.8-6: Verlagerbare Energie und Leistungsshift bei den Haushalten / Leitszenario 1 Tabelle 2.8-7: Gesamtpotential Verlagerbare Energie und Leistungsshift / Leitszenario 1 Tabelle 2.8-8: Verlagerbare Energie und Leistungsshift in der Industrie / Leitszenario 2 Tabelle 2.8-9: Verlagerbare Energie und Leistungsshift in GHD / Leitszenario 2 Tabelle 2.8-10: Verlagerbare Energie und Leistungsshift bei den Haushalten / Leitszenario 2 Tabelle 2.8-11: Gesamtlastverlagerungspotential Leitszenario 2 Tabelle 2.9-1: Erzeugungsverlagerungspotentiale Tabelle 2.11-1: Erwarteter Markthochlauf von Elektrofahrzeugen in Deutschland Tabelle 2.11-2: Marktdurchdringung von Elektrofahrzeugen im Bevölkerungsverhältnis Tabelle 2.11-3: Marktdurchdringung von E-Kfz bzgl. Fläche Verhältnis Tabelle 2.11-4: Marktdurchdringung von E-Kfz bzgl. Zulassung Verhältnis Tabelle 2.11-5: Maximal in der Modellregion zur Verfügung stehendes Potential an Speicher- kapazität und Lade-/Entladeleistung von Elektrofahrzeugen Tabelle 2.11-6: Maximal in der Modellregion zur Verfügung stehendes Potential an Speicher- kapazität und Lade-/Entladeleistung von Elektrofahrzeugen unter Berück- sichtigung der Netzverfügbarkeit Tabelle 2.12.1-1: Bevölkerungsprognose Landkreis Harz Tabelle 2.12.1-2: Versorgte Einwohner je Netzbetreiber im Landkreis Harz Tabelle 2.12.2-1: Übersicht über die Gemeinden im Landkreis Harz mit PLZ, Einwohnerzahl und vorgelagertem Netz Tabelle 2.12.2-2: Einheitsgemeinden mit Stand 1.1.2010 Tabelle 2.12.2-3: Verbandsgemeinde im Landkreis Harz Tabelle 2.12.2-4: Verwaltungsgemeinschaft, bis zu einer endgültigen Entscheidung

RegModHarz-Leitszenarien Seite 163 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Tabelle 2.12.2-5: Gemeinden, in denen die Gebietsreform noch nicht abgeschlossen war Tabelle 2.12.3-1: Postleitzahlen im Landkreis Harz Tabelle 2.12.4-1: Anteil und Verteilung der Personen auf die einzelnen Haushaltsgruppen im Lk Harz Tabelle 2.12.4-2: Wohnungsbestand im Landkreis Harz 2008 Tabelle 2.12.4-3: Entwicklung des Wohnungsbestands im Landkreis Harz bis 2008 Tabelle 3.1.2-1: Leitszenario 3: Installierte Leistungen & Jahresenergiemengen Teilszenario A Tabelle 3.1.2-2: Technisches Potential in der Modellregion und Flächenskalierung Tabelle 3.1.2-3: Annahmen zur installierten Leistung in Leitszenario 3 Tabelle 3.1.2-4: Annahmen zur Erstellung der Erzeugungszeitreihen Tabelle 3.1.2-5: Annahmen zur Anlagenverteilung innerhalb der Modellregion Tabelle 3.1.3-1: Installierte Leistung des Kraftwerksparks für die untersuchten Szenarien Tabelle 3.1.3-2: Erzeugte Strommenge des Kraftwerkspark für die untersuchten Szenarien Tabelle 3.1.3-3: Annahmen zum Wärmebedarf und der Bevölkerungszahl in den Leitszenarien Tabelle 3.1.3-4: Zuordnung der Wärmeerzeugergruppen zu den Verbrauchergruppen Tabelle 3.1.3-5: Wärmeerzeugungsleistung je Erzeugergruppe Tabelle 3.1.3-6: Wärmespeicherkapazität je Erzeugergruppe Tabelle 3.1-1: Stromspeicherbedarf für bei der energieautarken Versorgung

Abbildungsverzeichnis

Abbildung 2.1.1-1: Geographische Darstellung aller EEG- und KWK- Anlagen im LKH. (Stand der letzten Datenerhebung Juli 2010) Abbildung 2.1.1-2: Darstellung der gesamten installierten Leistung und der Jahresenergie für das Jahr 2008. Abbildung 2.1.2-1: Darstellung der PV-Anlagen im LKH zusammengefasst nach ihrer installierten Leistung pro Leistungsklasse und Inbetriebnahmejahr. (siehe auch Arbeitspaket 2.4) Abbildung 2.1.3-1: Einspeisezeitreihe Laufwasserkraftwerk „Steinerne Renne“ Abbildung 2.1.3-2: Einspeisezeitreihe Laufwasserkraftwerke „Rübeland“ Abbildung 2.2.3-1: Exemplarische Jahresganglinie des Wärmebedarfs in Abhängigkeit der Außentemperatur am Bsp. Wernigerode 2008 Abbildung 2.4.1-1: Zusammensetzung des Haushaltskundenstrompreises 2008 Abbildung 2.4.1-2: Entwicklung des Haushaltskundenstrompreises Abbildung 2.4.1-3: Strompreisbestandteile am Haushaltskundenstrompreises von 1998- 2008 Abbildung 2.4.1-4: Entwicklung der Einfuhrpreise von Erdgas und Steinkohlen Abbildung 2.4.2-1: Entwicklung des Industriekundenstrompreises Abbildung 2.4.2-2 Preisbestandteile des Industriekundenstrompreises von 1998 bis 2008

RegModHarz-Leitszenarien Seite 164 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Abbildung 2.4.3-1: Entwicklung der Spotmarktpreise an der Strom- börse EEX: Phelix Month Base (Monatsmittel des Phelix Day Base). Abbildung 2.4.7-1: Leistungspreise Primärregelung Januar 2008 – August 2010 Abbildung 2.4.9-1: Beispielhafte Entwicklung der Futurepreise im 4. Quartal 2007 Abbildung 2.4.9-2: Entwicklung der Preise für Stromlieferungen vom Januar 2002 bis Okto- ber 2009 an dem EEX-Strom-Terminmarkt Abbildung 2.4.10-1 Entwicklung der Preiszusammensetzung des Gaspreises der privaten Haushalte Abbildung 2.4.11-1: Entwicklung der Strompreisbestandteile der Gaspreise für Industriekun- den Abbildung 2.4.11-2: Fortschreibung Grenzübergangspreis für Gas Industriekunden Abbildung 2.4.11-3: Fortschreibung Kosten fossiler Brennstoffe frei Kraftwerk Abbildung 2.4.11-4: Fortschreibung Ergaspreise Industrie frei Kraftwerk Abbildung 2.5-1: Nettostromverbrauch Deutschland Abbildung 2.5-2: Anteil der erneuerbaren Energieträger am Bruttostromverbrauch Abbildung 2.11-1: Unterschiedliche Szenarien der bundesweiten Entwicklung des Bestan- des an Elektrofahrzeugen, aus [e], mit Prognosen für 2020 und einer nä- herungsweisen Hochrechnung bis 2030 Abbildung 2.11-2: Vergleich der aufgrund der Methoden 1 bis 3 berechneten Anzahl von Elektrofahrzeugen (nur EV) in der Modellregion Abbildung 2.11-3: Vergleich der aufgrund der Methoden 1 bis 3 berechneten Anzahl von Elektrofahrzeugen (EV + PHEV) in der Modellregion Abbildung 2.11-4: nach Bevölkerungsentwicklung korrigierte Prognose der Zahl der Elekt- rofahrzeuge in der Modellregion Abbildung 2.14-1: Breitbandverfügbarkeit in Sachsen-Anhalt Abbildung 2.14-2: Breitband-Anschlüsse in Deutschland Abbildung 2.14-3: Breitband-Anschlüsse je 100 Haushalte 2006 Abbildung 3.1.3-1: Vernetzung der Infrastrukturen Abbildung 3.1.3-5: Chronologische Wärmebedarfskurve und Jahresdauerlinie für die drei Wärmeerzeugergruppen Abbildung 3.1.3-3: Klimaregionen in Deutschland Abbildung 3.1.3-4: Lastprofil und Dauerlinie der a) sensiblen, b) latenten und c) gesamten Kühllast in der Modellregion Abbildung 3.1.3-5: Funktionsprinzip einer solargestützten Klimatisierung Abbildung 3.2-1: Strombilanz und Häufigkeit der Residuallast im Landkreis Harz für Leit- szenario 3 – Teilszenario A Abbildung 3.2-2: Strombilanz und Häufigkeit der Residuallast im Landkreis Harz für Leit- szenario 3 – Teilszenario B

RegModHarz-Leitszenarien Seite 165 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

6 ANHANG 1: Koordinierte Anfrage an die EVU Für einige Parameter war es schwer möglich, ohne Auskünfte der Partner aus der Modellregion (EVU, RKWH) Schätzwerte anzugeben, die als hinreichend gute Annahmen für die Simulationen angesehen werden können. Deshalb wurden die Partner vor Ort in einem zweiten Schritt gebündelt angefragt. Von den angefragten Konsortialpartnern vor Ort antworteten die Stadtwerke Blankenburg, die Halberstadtwerke, E.ON Avacon und envia.

Frage 1: (Anfrage durch Herrn Rudion, Uni Magdeburg, Bezug: Parameter 5, Kap. 5.5 Nettostromverbrauch) „Der Nettostromverbrauch wurde mittels zweier unterschiedlichen Ansätzen berechnet (siehe Bericht) und die Ergebnisse unterscheiden sich sehr stark. Bitte die beiden Ergebnisse verifizieren und einen Hinweiss geben, welche Zahl mehr der Realität entspricht!“ Antwort Stadtwerke Blankenburg: „Dies ist doch eher eine Frage für die regionalen Netzbetreiber, von uns kann dazu keine Aussage getroffen werden.“ Antwort Halberstadtwerke: „Aufgrund der schon im Text genannten Gründe, sehen wir die angegebene Zahl als realistischer an, als die 6,6 MWh/a Bundes- durchschnitt.“ Betrifft im Dokument „3,82“ Antwort E.ON Avacon: „EAV würde weder nach Methode 1, noch nach Methode 2 rechnen ! In den EAV-üblichen Modellen enthält die HS-Ebene immer alle nachgeordneten Spannungsebenen. Am Beispiel der Tabelle 4 würde dieses Modell zu einer Jahreshöchstlast von 217,809 MW für den Landkreis Harz führen (PSW Wf steht!). Der Wert erscheint uns realistischer als 442,286 MW.“ Antwort enviaNetz: „Beide Ansätze beinhalten Fehlerquellen, allerdings lässt der zweite Ansatz sehr viele Besonderheiten und regionale Unterschiede unberück- sichtigt und wird deshalb nicht besonders nah an den wirklichen Werten liegen. Dieser Ansatz ist nicht zu empfehlen. Für einen Abgleich liegen seitens envia NETZ keine Werte zum Nettostromverbrauch speziell für den LKH vor. Die notwendigen Daten werden nicht in einer solchen Auflösung nachgehalten..“

Frage 2: (Anfrage durch Herrn Rudion, Uni Magdeburg, Bezug: Parameter 5, Kap. 5.6 Jahreshöchstlast) „Die Jahreshöhstlast wurde auf Basis der Angaben für einzele Netzgebiete. Dabei waren die Werte für HS, MS, NS-Netz sowie für HS/MS und NS/NS bei den Versorgern angegeben. Welche Werte sollen aufsummiert werden damit man die Jahreshöchstlast für Gesamtregion Harz berechnen kann? Methode 1: Summe = HS + MS + NS; Methode 2: Summe = HS + HS/MS + MS + MS/NS + NS (diese wurde jetzt im Bericht verwendet)“ Antwort Stadtwerke Blankenburg: „Dies ist doch eher eine Frage für die regionalen Netzbetreiber, von uns kann dazu keine Aussage getroffen werden.“ Antwort Halberstadtwerke: „Um hier klare Begrifflichkeiten zu verwenden, möchten wir für die Tabelle 2 zunächst vorschlagen, den allgemeinen Begriff Kunden gegen den Begriff Netzkunden auszutauschen. Ansonsten wäre die Spalte "Kunden im Landkreis Harz" aus Sucht HSW nicht korrekt. Die Jahreshöchstlast setzt sich immer aus der Summe der Entnahmen aus den einzelnen Spannungsebene zusammen. Also ist Methode 2 korrekt. Betrifft im Dokument: Ergänzungen zu Tabelle 3; MS in MW: 8,5; MS/NS in MW: 1,6; NS in MW: 16,5; Gesamt Netzlast inkl. Einspeiser und Verluste in MW: 26,6.“

RegModHarz-Leitszenarien Seite 166 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Antwort 2 Halberstadtwerke: Übergabe MS + Erzeuger MS + Erzeuger MS/NS + Erzeuger NS = Netzlast = Entnahme MS + Entnahme MS/NS + Entnahme NS + Verluste MS + Verluste MS/NS + Verluste NS =29.016 kW am 08.12.2008 um 18:00 Uhr <> Quelle: Energiewirtschaftsdaten 2008, Netzentgeltberechnung Antwort E.ON Avacon: „EAV würde weder nach Methode 1, noch nach Methode 2 rechnen ! In den EAV-üblichen Modellen enthält die HS-Ebene immer alle nachgeordneten Spannungsebenen. Am Beispiel der Tabelle 4 würde dieses Modell zu einer Jahreshöchstlast von 217,809 MW für den Landkreis Harz führen (PSW Wf steht!). Der Wert erscheint uns realistischer als 442,286 MW.“ Antwort enviaNetz: „Beide Methoden führen zu einem falschen Ergebnis. Im Modell der envia NETZ sind die Werte der nachgeordneten Ebenen Teil der Jahres- höchstlast der Hochspannungsebene.“

Frage 3: (Anfrage durch Herrn Rudion, Uni Magdeburg, Bezug: Parameter 13, Kap. 5.13 Regionaler Netzausbau) „Der Regionale Netzausbau wurde auf Basis der DENA-Studie bewertet, sodass sich keine Netzerweiterungen in der Gesamtregion ergeben haben. Diese Angabe soll von Netzbetreiber verifiziert werden.“ Antwort Stadtwerke Blankenburg: „Dies ist doch eher eine Frage für die regionalen Netzbetreiber, von uns kann dazu keine Aussage getroffen werden.“ Antwort Halberstadtwerke: „Der Netzausbau hängt in starkem Maße von Anforderungen ab, die meist recht spontan aus Richtung Investoren oder Wirtschaftsför- derung an uns heran getragen werden. Daher kann keine Prognose über einen Netzausbau abgegeben werden.“ Antwort E.ON Avacon: „Wie schon aus der DENA-Studie ableitbar, plant EAV in dieser Region mittelfristig keine Netzerweiterungen.“ Antwort enviaNetz: „Derzeit ist kein Netzausbau, bedingt durch Zuwachs an erneuerbaren Energien, speziell im LKH vorgesehen.“

Frage 4: (Anfrage durch Herrn Rudion, Uni Magdeburg, Bezug: Parameter 3, Kap. 5.3 Nettostromerzeugung Regional 2020) „Bei Nettostomerzeugung fehlen zur Zeit Angaben für die regionale Szenario 2020. Damit man hier eine Schätzung machen kann, braucht man die lokalen Ausbaupläne der Erzeugern für nächste 10 Jahre. Gibt es dazu Angaben oder Hinweise? Auch bei der regionalen Nettostromerzeugung in 2008 gibt es nur begrenzte Angaben. Eine Verifizierung durch die Netzbetreiber ist erforderlich.“ Antwort Stadtwerke Blankenburg: „Dies ist doch eher eine Frage für die regionalen Netzbetreiber, von uns kann dazu keine Aussage getroffen werden.“ Antwort Halberstadtwerke: „Hier würden wir empfehlen, dem Bundestrend zu folgen und die Prognosen für den EEG- und KWK-Ausbau auf den Landkreis runter zu brechen.“

RegModHarz-Leitszenarien Seite 167 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Antwort E.ON Avacon: „EAV sind keine weitreichenden Pläne zur Erhöhung der Nettostromerzeugung im Versorgungsgebiet der EAV im Landkreis Harz bekannt.“ Antwort enviaNetz: „Genaue Ausbaupläne für den LKH seitens der Erzeuger sind nicht bekannt. Anfragen für das speziell von enviaM versorgte Gebiet des LKH lassen für den Zeitraum bis 2020 einen Anstieg der Einspeiseleistung aus erneuerbarer Energie, bezogen auf die derzeit in Betrieb befindliche Einspeiseleistung, um den Faktor 2-3 möglich erscheinen.“

Frage 5: (Anfrage durch Herrn Jordaan, Uni Kassel, Parameter 9, Kap. 5.9 Lastverlagerungs-potential) „Gewünscht ist die Summenlast der nicht leistungsbezogenen Kunden und die Summenlast der Netzverluste (Stromnetzzugangsverordnung §17 Ver- öffentlichungspflichten (2) 3.) [ggf. in Kombination mit der Anfrage von CUBE/in.power von Juli 2009]“ Antwort Stadtwerke Blankenburg: „Daten wurden bereits geliefert.“ Antwort Halberstadtwerke: „Die Daten liegen bereits vor.“ Antwort E.ON Avacon: „siehe CUBE-/ in.power-/ EK-Workshop vom 24.08.2009 zu diesem Betreff“ Antwort enviaNetz: „Derzeit stehen keine weiteren Informationen zur Verfügung, außer den aus dem Internet herunterladbaren Daten.“

Frage 6: (Anfrage durch Herrn Jordaan, Uni Kassel, Parameter 9, Kap. 5.9 Lastverlagerungs-potential) „Gewünscht ist die Summenlast der Fahrplanprognosen für Lastprofilkunden und die Restlastkurven der Lastprofilkunden bei Anwendung des analy- tischen Verfahrens (Stromnetzzugangsverordnung §17 Veröffentlichungspflichten (2) 4.) [ggf. in Kombination mit der Anfrage von CUBE/in.power von Juli 2009]“ Antwort Stadtwerke Blankenburg: „Wir wenden das synthetische Lastprofilverfahren an!“ Antwort Halberstadtwerke: „Daten sind per Extra-Mail geliefert worden.“ Antwort E.ON Avacon: „siehe CUBE-/ in.power-/ EK-Workshop vom 24.08.2009 zu diesem Betreff“ Antwort enviaNetz: „Derzeit stehen keine weiteren Informationen zur Verfügung, außer den aus dem Internet herunterladbaren Daten.“

Frage 7: (Anfrage durch Herrn Werum, in.power, Parameter 10, Kap. 5.10 Markt-durchdringung E-KfZ) „Wie viele Messstellen aufgeteilt nach Tarifkunden und Sondervertragskunden gibt es aktuell im Landkreis Harz (bzw. im jeweiligen Netzgebiet)?“ Antwort Stadtwerke Blankenburg: „41 RLM, 10507 SLP“ Antwort Halberstadtwerke: „TK: 27.553; SK: 289“

RegModHarz-Leitszenarien Seite 168 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Antwort 2 Halberstadtwerke: Tarifkunden: 25.007 (Landkreis Harz), 24.312 (Netzgebiet) Sonderkunden: 100 (Landkreis Harz); 93 (Netzgebiet) Quelle: Jahresbetriebsbericht 2008 Antwort E.ON Avacon: „Da EAV keine, auf den Landkreis bezogene Statistik führt, kann EAV auch keine der Werte bestätigen. Die Größenordnung könnte aber zutreffend sein.“ Antwort enviaNetz: „Genaue Zahlen zu Messstellen bei Tarifkunden und Sondervertragskunden bezogen auf den LKH liegen nicht vor. Hochrechnungen aus vorhandenen Daten lassen die im Kap. 5.10 ermittelten Werte realistisch erscheinen.“

Frage 8: (Anfrage durch Herrn Werum, in.power, Parameter 10, Kap. 5.10 Markt-durchdringung E-KfZ) „Sind schon erste Pilotprojekte mit Smart Metern im Landkreis Harz bekannt oder aktuell geplant?“

Antwort Stadtwerke Blankenburg: „Ja, wir haben ein Pilotprojekt angestoßen.“ Antwort Halberstadtwerke: „Ja. Ca ab 10/09. 50 Zähler“ Antwort E.ON Avacon: „Da EAV keine, auf den Landkreis bezogene Statistik führt, kann EAV auch keine der Werte bestätigen. Die Größenordnung könnte aber zutreffend sein.“ Antwort enviaNetz: „Nein, es sind keine Pilotprojekte mit "Smart Meter" bekannt noch geplant.“

RegModHarz-Leitszenarien Seite 169 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

7 ANHANG 2: Viertelstundenzeitreihen-Übersicht

Die hier dargestellten Viertelstunden-Zeitreihen befinden sich abrufbar für die Konsortialpartner auf dem RegModHarz-Repository im excel-Zeitreihen-dokument

IST-Zeitreihen 2008 Verantwortlich Nettostromverbrauch LK Harz CUBE (Filzek) Bruttostromverbrauch LK Harz CUBE (Filzek) Erzeugung Wind LK Harz IWES (Lesch) Cluster 1: Windstromerzeugung LK Harz in Summe Cluster 2: Windpark Druiberg Cluster 3: Windpark Schwanebeck Erzeugung PV LK Harz IWES (Lesch) Cluster 1: PV-Stromerzeugung LK Harz in Summe Cluster 2: PV Freiflächenanlage Halberstadt Cluster 3: PV Dachanlage „Hinter dem Grünen Jäger“ Erzeugung Lauf- Speicherwasser LK Harz IWES (Speckmann) Cluster 1: Lauf- und Speicherwasser-Stromerzeugung LK Harz in Summe Cluster 2: Laufwasseranlage Lochmühle, Cluster 3: Laufwasseranlage Steinerne Renne Erzeugung Biogas LK Harz IWES (Kirchner) Cluster 1: Biogas-Stromerzeugung LK Harz in Summe Cluster 2: Biogasanlage Zilly Cluster 3: Biogasanlage Falkenstein Cluster 4 Biogasanlage Badersleben Cluster 5 Biogasanlage Hasserode Erzeugung Biomasse (flüssig/fest) LK Harz IWES (Kirchner) Cluster 1: Biomasse-Stromerzeugung LK Harz in Summe Cluster 2: Biomasseanlage (Pflanzenölanlage 2,3 MW Halberstadt) Cluster 3: Biomasseanlage (Abwasserkläranlage 195 kW HBS) Erzeugung große KWK fossil LK Harz >50 kW CUBE (Nicklaus)

RegModHarz-Leitszenarien Seite 170 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Cluster 1: Stromerzeugung aus großen KWK LK Harz in Summe Cluster 2: KWK Groß Halberstadtwerke: 2a: 1975 kW, 2b: 1950 kW, 2c, 345 kW Cluster 3: KWK Groß Stadtwerke Wernigerode 3a: 4606 kW, 4b: 966 kW Cluster 4: KWK Groß Stadtwerke Quedlinburg Erzeugung kleine KWK fossil LK Harz CUBE (Nicklaus) Cluster 1: Stromerzeugung aus kleinen BHKW LK Harz in Summe Cluster 2a: KWK < 50 kW in Summe Harzvorland Cluster 2b: KWK <50 kW in Summe Harzhöhe Gesamterzeugung Landkreis Harz CUBE/IWES/LENA Preise EPEX Day-Ahead-Spotmarkt CUBE (Filzek) Preise EPEX Intradayhandel CUBE (Filzek) Leistungspreise MR-Markt CUBE (Filzek) Arbeitspreise MR-Markt CUBE (Filzek) Leistungspreise SRL-Markt CUBE/in.power Primärregelpreise CUBE/in.power Ausgleichsenergiepreise CUBE/in.power Temperaturen DWD-Reanalysedaten CUBE a) Mittel der Städte HBS, QLB, WR, Blankenburg (stellvertretend für Harzvorland) b) Elbingerode (stellvertretend für Harzhöhe) BRD-Zeitreihe Nettostromverbrauch CUBE BRD-Zeitreihe Wind-Einspeisung CUBE BRD-Zeitreihe PV-Einspeisung IWES BRD-Zeitreihe Wasser-Einspeisung CUBE GM1-Feldtest Preisstufen CUBE

RegModHarz-Leitszenarien Seite 171 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Prognose-Zeitreihen 2008 Verantwortlich Lastprognose LK Harz / Nettostromverbrauch + Bruttostromverbrauch CUBE (Filzek, Briegel) (Day Ahead: 1 Tag bis 3 Tage; Intraday: die nächsten 8 Stunden) Erzeugungsprognose Wind LK Harz IWES (Lesch) (Day Ahead: 0 Tage bis 3 Tage; Intraday: die nächsten 8 Stunden) Cluster 1: Windstromerzeugung LK Harz in Summe Cluster 2: Windpark Druiberg Cluster 3: Windpark Schwanebeck Erzeugungsprognose PV LK Harz IWES (Lesch) (Day Ahead: 1 Tag) Cluster 1: PV-Stromerzeugung LK Harz in Summe Cluster 2: PV Freiflächenanlage Halberstadt Cluster 3: PV Dachanlage „Hinter dem Grünen Jäger“ Erzeugungsprognose Lauf- und Speicherwasser LK Harz CUBE (Nicklaus) (Kein Prognoseverfahren, sondern Annahmezeitreihe=Realeinspeisung) Preise EPEX Day-Ahead-Spotmarkt CUBE (Filzek) Temperaturen Halberstadt, Wernigerode, Quedlinburg, Elbingerode CUBE / IWES DWD-3-Tagesprognose auf 6 Tages-Prognose verlängert, Intradayprognose um 12 Uhr

RegModHarz-Leitszenarien Seite 172 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Annahme-Zeitreihen 2020 Verantwortlich Nettostromverbrauch LK Harz, jeweils ohne+mit E-KfZ CUBE (Filzek) Bruttostromverbrauch LK Harz , jeweils ohne+mit E-KfZ CUBE (Filzek) Erzeugung Wind LK Harz IWES (Lesch) Cluster 1/2020: Windstromerzeugung LK Harz in Summe Cluster 2/2020: Windpark Druiberg Cluster 3/2020: Windpark Schwanebeck Erzeugung PV LK Harz IWES (Lesch) Cluster 1/2020: PV-Stromerzeugung LK Harz in Summe Cluster 2/2020: PV Freiflächenanlage Halberstadt Cluster 3/2020: PV Dachanlage „Hinter dem Grünen Jäger“ Erzeugung Lauf- und Speicherwasser LK Harz CUBE (Nicklaus) Cluster 1/2020: Lauf- und Speicherwasser -Stromerzeugung LK Harz in Summe Cluster 2/2020: Laufwasseranlage Lochmühle 30 kW Cluster 3/2020: Laufwasseranlage Steinerne Renne 320 kW Erzeugung Biogas LK Harz IWES (Kirchner) Cluster 1/2020: Biogas-Stromerzeugung LK Harz in Summe Cluster 2/2020: Biogasanlage Zilly Cluster 3/2020: Biogasanlage Falkenstein Cluster 4/2020: Biogasanlage Badersleben Cluster 5/2020: Biogasanlage Hasserode Erzeugung Biomasse LK Harz IWES (Kirchner) Cluster 1/2020: Biogas-Stromerzeugung LK Harz in Summe Cluster 2/2020: Biomasseanlage (Pflanzenölanlage 2,3 MW Halberstadt) Cluster 3/2020: Biomasseanlage (Abwasserkläranlage 195 kW HBS) BRD Erzeugung Wind 2020 IWES (Lesch) BRD Erzeugung PV 2020 IWES (Lesch) BRD Erzeugung Wasser 2020 IWES (Lesch) BRD Nettostromverbrauch 2020 CUBE (Filzek)

RegModHarz-Leitszenarien Seite 173 von 173 RegModHarz-Leitszenarien

Prognose-Zeitreihen 2020 Verantwortlich Lastprognose LK Harz CUBE (Filzek) Nettostromverbrauch + Bruttostromverbrauch jeweils ohne+mit E-KfZ (Day Ahead: 1 Tag bis 3 Tage; + Intraday: die nächsten 8 Stunden) Erzeugung PV LK Harz IWES (Lesch) Cluster 1/2020: PV-Stromerzeugung LK Harz in Summe Cluster 2/2020: PV Freiflächenanlage Halberstadt Cluster 3/2020: PV Dachanlage „Hinter dem Grünen Jäger“

RegModHarz-Leitszenarien Seite 174 von 174