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Rückgrat der Energiewende

Die integrierte Energiewende basiert auf einer zentralen Grundlage: einer integrierten Infrastruktur. Die bestehenden Leitungssysteme für Strom, Gas, Wärme und flüssige Energieträger müssen besser verzahnt und ihre Weiterentwicklung aufeinander abgestimmt werden. Das ist ein längerer Weg. Erste Ansätze zeigen, wohin die Reise gehen könnte.

Photovoltaikmodule auf fast jedem Dach, große Windparks auf See und an Land, Millionen von Wärmepumpen und Batteriespeichern, überall Elektro- und Brennstoffzellenfahrzeuge, Powerfuels produziert in Offshore-Windparks der Nordsee oder von Solarparks aus Nordafrika: Die Energiewelt eines klimaneutralen Deutschland im Jahr 2050 ist äußerst facettenreich. Erneuerbarer Strom ist die Hauptquelle, direkt genutzt und indirekt für die Herstellung flüssiger und gasförmiger Energieträger oder zur Speisung von Fern- und Nahwärme.

Der Netzbetrieb wird komplexer: Transmission Control Center des Übertragungsnetzbetreibers 50 Hertz in Neuenhagen bei Berlin Foto: 50Hertz/ Jan Pauls (aus dena-Magazin transition 20)

Um diese Vision zur Realität zu machen, braucht es eine leistungsfähige Infrastruktur, die alle Ebenen umfasst und aufeinander abstimmt: neben Stromnetzen auch Gasnetze, Wärmenetze, Pipelines, Speicher, Tankstellen oder Ladestationen. Es gilt die heute vorhandene Infrastruktur bestmöglich auszulasten, zu verknüpfen, weiterzuentwickeln und wo nötig gezielt auszubauen. Nicht nur um Klimaschutzziele zu erreichen und eine sichere Versorgung zu gewährleisten, sondern auch um Kosten auf dem Weg in eine klimaneutrale Zukunft zu optimieren. „Eine integrierte Energiewende, bei der verschiedenste Energieträger zum Einsatz kommen, braucht auch eine integrierte Infrastruktur und einen umfassenden Blick auf diese“, sagt Hannes Seidl, Bereichsleiter Energiesysteme und Energiedienstleistungen bei der dena.

Eine solche ganzheitliche Herangehensweise könnte beispielsweise helfen, Abregelungen von Windrädern in Küstennähe aufgrund von Engpässen im Stromtransportnetz nach Süddeutschland zu verringern. Denn wenn es gelingt, Windstrom via Elektrolyse in Wasserstoff oder grünes Gas umzuwandeln und im bestehenden Gasnetz zu speichern oder für die Industrie oder den Verkehr zu nutzen, ist das gleich mehrfach vorteilhaft: So kann mehr erneuerbarer Strom genutzt werden, was dem Klimaschutz zugutekommt. Durch die Umwandlung in gasförmige Energieträger lassen sich erneuerbare Energien speichern und ihre typischen jahreszeitlichen Schwankungen bei der Stromproduktion besser ausgleichen. Und nicht zuletzt werden die Stromtransportleitungen entlastet und Kosten bei den Netzeingriffen eingespart: Allein im ersten Quartal 2019 summierten sich die Abregelungen von Windstrom auf einen Rekordwert von mehr als drei Milliarden Kilowattstunden.

Rund 46
Mal würden die deutschen Stromnetze
die Erde umspannen.
536000 km
Länge hat das gesamte deutsche Erdgasnetz
laut Bundesnetzagentur.
1400
Fernwärmenetze gibt es in Deutschland
mit einer Gesamtlänge von 19.000 Kilometern.
Rund 21000
öffentlich zugängliche Ladepunkte für Elektroautos
gab es laut Bundesnetzagentur im August 2019 in Deutschland.

Integrierte Infrastruktur potenziert die Flexibilität

Laut Bundesnetzagentur hat das gesamte Stromnetz in Deutschland eine Länge von 1,85 Millionen Kilometern Foto: Ampirion/ Thomas Bauer (aus dena-Magazin transition 20)

Um dies zu vermeiden, braucht es neben dem Ausbau der Stromnetze auf allen Spannungsebenen auch eine Verschränkung mit anderen Energieinfrastrukturen. Das erhöht die Flexibilität und macht das Gesamtsystem deutlich leistungsfähiger. Dass Deutschland von so einem ganzheitlichen Ansatz für die Energieinfrastruktur noch ein ganzes Stück entfernt ist, erklärt sich mit einem Blick in die Historie. Über viele Jahrzehnte sind die verschiedenen Infrastrukturen isoliert voneinander geplant, gebaut und betrieben worden. Im Fokus stand, neben hohen Anforderungen an die Sicherheit, die Optimierung und Erweiterung innerhalb des jeweiligen Infrastruktursystems. Das galt auch für die Öffnung der europäischen Energiemärkte seit Ende der 1990er Jahre: Hier ging es um eine Ausdehnung über ehemalige Hoheitsgebiete und Ländergrenzen hinweg.

Erst der Ausbau der erneuerbaren Energien und der Umbau sowie die stärkere Dezentralisierung der Erzeugungsstruktur haben die Anforderungen verschoben. Das macht eine neue Herangehensweise nötig. Zur Ermittlung des mittelfristigen Ausbaubedarfs gibt es in Deutschland seit einigen Jahren einen neuen Prozess: Der Netzentwicklungsplan (NEP) Strom wird seit 2012 in einem mehrstufigen Verfahren von den deutschen Übertragungsnetzbetreibern erstellt, der Netzentwicklungsplan Gas von den Fernleitungsnetzbetreibern. Die Pläne zeigen getrennt den Ausbaubedarf der überregionalen Transportnetze für die kommenden 10 bis 15 Jahre; alle zwei Jahre werden sie aktualisiert. Analoge Verfahren gibt es auf europäischer Ebene. Und hier laufen erste Fäden zusammen: So gibt es bei der Planung der Strom- und Gastransportnetze auf europäischer Ebene seit 2018 gemeinsam abgestimmte Szenariorahmen.

„Wenn wir eine integrierte Energiewende über die Sektoren hinweg ernst nehmen, müssen wir die Infrastrukturen viel besser aufeinander abstimmen und verknüpfen.“

Hannes Seidl, Bereichsleiter Energiesysteme und Energiedienstleistungen (dena)

Wind in Gas und Wärme verwandeln

Wo und wie passiert dies bereits praktisch vor Ort? Welche Lösungen werden getestet? Und was sind die Voraussetzungen hierfür? Ein Anwendungsbeispiel ist die Verbindung von Strom- und Gasnetzen über Elektrolyseanlagen. Sie erzeugen Wasserstoff und synthetisches Gas aus erneuerbarem Strom. Mehrere Dutzend Pilotprojekte gibt es in Deutschland, eines der ersten ist im brandenburgischen Prenzlau zu finden. Dort betreibt das Unternehmen Enertrag seit mehreren Jahren direkt an einem Windpark einen Elektrolyseur mit einer elektrischen Leistung von einem halben Megawatt (MW). Drehen sich die drei je 2,3 MW starken Windräder auf Hochtouren, wird aus dem Windstrom auch Wasserstoff hergestellt, der bis zur nächsten Flaute gespeichert oder über eine kurze Stichleitung ins Gasnetz des Fernleitungsnetzbetreibers Ontras eingespeist werden kann. Vermarket wird dieses Erdgas-Wasserstoff-Gemisch über ein Aufpreismodell zusammen mit Greenpeace Energy als Windgas. 2016 investierte Enertrag zudem in eine Abfüllanlage, unter anderem zur Versorgung von Notstromsystemen. Der Wasserstoff wird bundesweit vertrieben und kann zur Betankung von Bussen und Sportbooten, für industrielle Prozesse oder zur Verstromung genutzt werden. „Unser erster Kunde für den grünen Wasserstoff war Total zur Tankstellen-Belieferung“, erzählt Simon Müller, Leiter der Energiesysteme bei Enertrag. Nun plant das Unternehmen in Bahnsdorf, Lausitz, in der Nähe eines Windparks eine weitere Wasserstoff-Drehscheibe, nur viel größer: Am neuen Standort soll ein Elektrolyseur mit bis zu 100 MW errichtet werden.

1.400 Fernwärmenetze gibt es in Deutschland mit einer Gesamtlänge von mehr als 19.000 Kilometern und insgesamt 453 Betreibern Foto: Stadtwerke Schwerin (aus dena-Magazin transition 20)

Prinzipiell ist die Verbindung von Strom- und Wärmesystem auf kommunaler Ebene nicht neu. Im Gegenteil: Anlagen zur Kraft-Wärme-Kopplung, die gleichzeitig Strom und Wärme erzeugen, haben viele pfiffige Lösungen erbracht. Mit dem Ausbau der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien und einer wachsenden Bedeutung von Strom insgesamt braucht es aber neue Ansätze. So nutzen Stadtwerke und andere Energieversorger in etlichen Projekten grünen Strom zu Zeiten hoher Einspeisung, um Fernwärme zu erzeugen und gleichzeitig das Stromnetz zu entlasten. Power-to-Heat heißt dieses Verfahren.

Ein weiterer Ansatz ist im ostfriesischen Krummhörn zu besichtigen. Dort befindet sich eine so genannte Verdichterstation des Gas-Fernleitungsnetzes, die norwegisches Erdgas in das deutsche Netz weiterleitet. Um den Druck in den Fernleitungen auszugleichen, ist alle 150 bis 200 Kilometer eine Verdichtung erforderlich. In Krummhörn geschieht dies mithilfe eines Elektroverdichters: Angetrieben wird er nach Angaben des Betreibers Open Grid Europe überwiegend mit Strom aus regenerativen Quellen. „Gerade wenn viel Windstrom produziert wird, der nicht in den Süden abtransportiert werden kann, entlasten wir mit unserem neuen Verdichter die regionalen Stromnetze“, erklärt Thomas Hüwener, technischer Geschäftsführer von Open Grid Europe. Die Anlage ist seit Oktober 2019 im Test; sie ist Teil des Projekts enera, das im Rahmen des SINTEG-Programms vom BMWi gefördert wird.

Mobilität: Mit Batterie fahren – und eigener Leitung

Besonders großes Potenzial bietet die Verknüpfung von Energieinfrastruktur und Mobilität. Gleich ob die Nutzung direkt, mittels Batterien oder indirekt über strombasierte synthetische Kraftstoffe erfolgt: Es braucht auf allen Ebenen eine Verbindung von vorhandener oder neuer Infrastruktur mit einem intelligenten Datenmanagement.

Ladestationen

Die Zahl der öffentlichen Ladepunkte für Elektroautos wächst stetig. Laut Bundesnetzagentur gab es im August 2019 rund 21.100 öffentlich zugängliche Ladepunkte in Deutschland.

Soll erneuerbarer Strom direkt genutzt werden, geschieht das am effizientesten über die batterieelektrische Mobilität. Rund 5,6 Millionen Elektroautos waren Anfang 2019 schon weltweit unterwegs, 142.000 davon in Deutschland. Die Zahl der Ladepunkte, eine neue Infrastruktur zur Verknüpfung von Strom und Mobilität, hatte im Herbst 2019 hierzulande die 21.000er-Marke geknackt.

Elektromobilität ist vor allem dann attraktiv, wenn die Fahrzeuge überschaubare Strecken zurücklegen und regelmäßig zum gleichen Punkt zurückkehren. Größer ist die Herausforderung für Langstrecken oder für alle Anwendungen mit hohem Energiebedarf, etwa im Schwerlastverkehr. Die benötigten Batterien wären hier schlicht zu groß und zu schwer. Verschiedene alternative Ansätze sind in der Entwicklung und Erprobung. Neben dem Ersatz von fossilen Kraftstoffen durch Biokraftstoffe oder Powerfuels wird auch erprobt, was bei Zügen oder Straßenbahnen seit langem Standard ist: eine eigene Leitung.

Der erste eHighway ist seit Mai 2019 im Großraum Frankfurt im Test. Auf der Autobahn A5 können Hybrid-Oberleitungs-LKW auf einer Länge von fünf Kilometern in beiden Fahrrichtungen an neu installierten Oberleitungen andocken. Sie fahren die Strecke stromgetrieben und laden zugleich eine kleine Batterie auf. Geht der Batterie auf der Weiterfahrt der Saft aus, springt der Dieselmotor des Lasters ein. „Die dena-Leitstudie hat gezeigt, dass ein solches System auf sehr stark befahrenen Strecken zukünftig eine kosteneffiziente Lösung sein könnte“, sagt Stefan Siegemund, Leiter Mobilität bei der dena. Dazu brauche es allerdings einige Voraussetzungen, beispielsweise eine europäische Lösung. „Nur wenn auch ausländische LKW in Deutschland die Oberleitungen nutzen, ergäbe sich ein positiver Gesamteffekt“, so Siegemund.

Besonders effizient gelingt die Verknüpfung zwischen Strom und Mobilität, wenn die Batterien der Elektrofahrzeuge weitgehend Solarstrom vom Garagen- oder Hausdach laden und das öffentliche Stromnetz weniger in Anspruch genommen werden muss. Hier kann ein intelligentes Energiemanagement helfen, wie sich im Feldversuch Fellbach Zero Plus unter Federführung des Fraunhofer Instituts für Solar Energiesysteme ISE zeigte. Die Bewohner von fünf Passivhäusern konnten die Ladewünsche für ihre E-Autos vor Ort oder mit dem Smartphone eingeben. In Verbindung mit Prognosen für die Erzeugung der Photovoltaikanlagen und der Haushaltslast wurden Ladefahrpläne entwickelt und überwacht. „Das Energiemanagementsystem kann die Eigenversorgung deutlich steigern“, sagt Christof Witwer, Abteilungsleiter Intersektorale Energiesysteme und Netzintegration am Fraunhofer ISE: „So lieferte die Photovoltaik durch die intelligente vorausschauende Steuerung an einem sonnigen Tag 86 Prozent des Ladestroms. Ohne den Ladealgorithmus wären es nur 46 Prozent gewesen.“

Erdgasnetz

536.000 Kilometer Länge umfasst, nach Angaben der Bundesnetzagentur, das gesamte deutsche Erdgasnetz (ohne Hausanschlussleitungen); das entspricht rund 13 Mal dem Erdumfang. Davon sind rund 171.000 Kilometer Niederdruckleitungen, 243.000 Kilometer Mitteldruckleitungen sowie 122.000 Kilometer Hochdruckleitungen. Mit 50 unterirdischen Erdgasspeichern, die ein Speichervolumen von rund 280 Terrawattstunden (TWh) aufnehmen können, hat Deutschland das in Europa mit Abstand größte Speicherpotenzial. Denn Deutschland ist aufgrund seiner geographischen Lage ein wichtiges Transferland für Gas: Im Jahr 2017 sind gut 42 Prozent der gesamten Gasmenge im deutschen Netz an andere europäische Länder weitergeleitet worden.

Mit digitalen Lösungen die Integration forcieren

Womit eine weitere, wichtige Infrastruktur ins Spiel kommt, die für die Verbindung der bisherigen physischen Leitungssysteme unerlässlich ist: Digitale Lösungen bis hin zum Einsatz künstlicher Intelligenz. Sie können eine Brücke zwischen den verschiedenen Netzen schlagen oder dabei unterstützen, eine physische Verbindung zu optimieren. So starteten die baden-württembergischen Stromnetzbetreiber TransnetBW und Netze BW im Juni 2018 die Initiative „DA/RE“ (DAtenaustausch/REdispatch). Ziel ist, Maßnahmen zur Netzstabilisierung über alle Netzebenen hinweg über eine digitale Plattform zu koordinieren. So könnten künftig mehr Anlagen für den so genannten Redispatch genutzt werden, also die Anpassung der Einspeisung bei Überlastungen im Netz: Auf diese Weise ließe sich die Netzsicherheit erhöhen. Der digitale Ansatz ermöglicht einen schnelleren Überblick, welche Redispatch-Leistung in einem bestimmten Moment verfügbar ist, beispielsweise bei Erzeugungsanlagen, Speichern oder Großabnehmern, die ihren Verbrauch anpassen können. So steht am Ende in Summe mehr Redispatch-Leistung zur Verfügung, und der Einsatz der Anlagen erfolgt koordiniert im Gesamtsystem. Die Plattform-Lösung soll 2021 in Betrieb gehen.

Beitrag der Künstlichen Intelligenz (KI)

Auf dem Weg zu einem integrierten Energiesystem mit einer integrierten Infrastruktur könnte auch Künstliche Intelligenz (KI) einen Beitrag leisten, beispielsweise über den Einsatz optimierter Verbrauchs- und Lastprognosen mit neuronalen Netzen, selbstlernende Sensoren zur Ausrüstung der Verteilnetze oder mit intelligenten Stromzählern. Um der zunehmenden Komplexität beim Netzbetrieb Herr zu werden, entwickelte der Softwareentwickler PSI zum Beispiel in enger Zusammenarbeit mit dem Übertragungsnetzbetreiber TenneT einen Autopiloten für die Netzführung. Das System PSIsaso (SASO – Security Assessment and System Optimization) bewertet den Zustand des Stromnetzes selbständig auf Basis von Echtzeitdaten und Algorithmen. Den Mitarbeitern des Netzbetreibers soll das Programm die Steuerung erleichtern, indem es den aktuellen Stabilitätszustand auswertet und visualisiert: Kritische Situationen lassen sich so früh erkennen. Das System analysiert zudem selbstständig, welche Maßnahmen das Netz wieder in einen stabilen Zustand bringen könnten.

Themenschwerpunkt

Künstliche Intelligenz

Künstliche Intelligenz (KI) kommt auch in der Energiewirtschaft immer stärker zum Einsatz – beispielsweise bei der Steuerung von Stromnetzen und dem Zusammenwachsen der Energiesektoren Strom, Wärme und Verkehr. Gleichzeitig ist KI eine Schlüsseltechnologie, um die Energieeffizienz in der Industrie zu erhöhen. KI hat großes Potenzial die Datenströme der Digitalisierung effektiv zu nutzen und so der zunehmenden Komplexität des Energiesystems zu begegnen.

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Hürden für die Integration

Doch diese vielversprechenden Ansätze haben oft ein Problem: Häufig ist die Wirtschaftlichkeit durch fehlende Preissignale nicht gegeben oder regulatorische Vorschriften behindern neue Geschäftsmodelle. Sei es, weil Technologien wie Elektrolyseure erst am Anfang stehen und noch sehr teuer sind. Oder weil das derzeitige Abgaben- und Entgeltsystem Strom stark verteuert und somit seiner flexiblen Verwendung für verschiedene neue Anwendungsbereiche entgegensteht. Dazu kommen technische Herausforderungen: Beispielsweise die Umrüstung von Verdichteranlagen von Erdgasnetzen, um eine höhere Beimischungsquote von Wasserstoff zu ermöglichen oder die Herstellung langlebiger Elektrolyseure oder Batterien. Eine große Baustelle ist auch die Verbesserung der Effizienz der diversen Umwandlungsschritte von Strom, Wasserstoff und synthetischen Kraftstoffen. Derzeit bleibt beim Weg vom Strom zum flüssigen Kraftstoff nur knapp 15 Prozent der ursprünglich eingesetzten Energie übrig.

Wasserstoffnetz

Das reine Wasserstoff-Pipelinenetz hat nach Daten des Deutschen Wasserstoff- und Brennstoffzellen-Verbandes (DWV) erst eine Länge von 340 Kilometern. Bei Wasserstofftankstellen wird Anfang 2020 die Marke von 100 Tankstellen überschritten. Zum Vergleich: Benzin und Diesel liefern rund 14.500 Tankstellen zwischen Flensburg und Konstanz.

Ansatzweise zeichnen sich aber auch Lösungen ab: Eine davon ist der von der Bundesregierung beschlossene Einstieg in die CO2-Bepreisung und eine Reduktion der Abgaben auf Strom. Eine weitere ist die Diskussion auf EU-Ebene, bei Marktversagen auch Netzbetreibern zu erlauben, Elektrolyseure und Batteriespeicher zu betreiben. Ein weiteres Indiz für integrierte, neue Ansätze sind die Pläne von großen Konsortien, bei denen oft Stromnetz- und Gasnetzbetreiber gemeinsam im Boot sind, Elektrolyseure im dreistelligen Megawattbereich zu bauen. Oder die Vorhaben der Übertragungsnetzbetreiber Tennet, Amprion und TransnetBW, leistungsstarke Batteriespeicher zur Absicherung einer höheren Netzauslastung (sogenannte Netzbooster) einzusetzen.

Von der Netzplanung zur Systementwicklungsplanung

Dies alles sind Maßnahmen, die auf bestehende Infrastruktur aufsetzen, sie verschränken, ergänzen und optimieren wollen. Aber gibt es auch erste Schritte für eine integrierte Planung neuer Energieinfrastrukturen? Und wie könnten diese aussehen?

Mit gutem Beispiel ging Brüssel voran. Seit 2018 nutzen die Stromübertragungs- und Ferngasnetzbetreiber einen gemeinsamen Szenariorahmen für die europäische Netzentwicklungsplanung (Ten-Year Network Development Plan). Aber auch die Strom- und Gasnetzbetreiber in Deutschland suchen nach neuen Wegen. So beziehen die Ferngasnetzbetreiber erstmals Wasserstoff, synthetisches Methan und Biomethan bei ihren Planungen zur Fortschreibung des Netzentwicklungsplans Gas bis zum Jahr 2030 ein. Und Nordrhein-Westfalen will als erstes Bundesland einen gemeinsamen Netzentwicklungsplan für Strom und Gas auf den Weg bringen.

Sauerstoff- und Wasserstoff-Pipelines Foto: Clean Energy Partnership/ Caroline Scharff (dena-Magazin transation 20)

Die dena will im Rahmen der 2019 gestarteten Netzstudie III nun einen neuen Ansatz für eine integrierte Planung auf nationaler Ebene entwickeln. Ziel ist es, ein Prozessdesign für einen Systementwicklungsplan (SEP) zu entwerfen. Integrierte Planung wird dabei voraussichtlich nicht bedeuten, Strom- und Gasnetze künftig aus einer Hand zu planen. „Es wird weiter separate Prozesse für die Strom- und Gasinfrastrukturen geben. Uns geht es vor allem darum, die Schnittstellen beider Systeme wie Gaskraftwerke oder Power-to-X-Anlagen zu optimieren und dafür zu sorgen, dass die Planungen auf denselben Ausgangsprämissen beruhen und besser verzahnt sind“, erklärt dena-Teamleiter Stefan Mischinger. Der SEP ist demnach als Prozess gedacht, der dem NEP vorgelagert ist und einen ganzheitlichen Blick auf das Gesamtsystem ermöglicht. Dieser neue integrierte Ansatz ließe sich auch auf die Wasserstoffinfrastruktur ausweiten. „Die Entwicklung deutet auf einen Paradigmenwechsel hin, von der reinen Netzplanung hin zu einem ganzheitlichen Systemansatz“, sagt dena-Bereichsleiter Seidl.

Durch eine breite gesellschaftliche Beteiligung, die eine allgemein verständliche Übersetzung der Fachthemen umfasst, soll der SEP zudem eine bessere Entscheidungsgrundlage für die Politik liefern und grundsätzliche Zukunftsentscheidungen für die Energiewende erleichtern. „Auch die Frage des künftigen Marktdesigns muss noch stärker in den Fokus rücken. Marktstrukturen sind elementare Grundlage dafür, wie ein zukünftiges Energiesystem funktionieren kann und soll“, sagt dena-Teamleiterin Carolin Schenuit. Erste Ergebnisse der Netzstudie III sollen Ende 2021 vorliegen.

Energieplanung als Teil der Stadtplanung

„Eine systemübergreifende Planung der Wärmeversorgung im urbanen Energiesystem gewinnt künftig an Bedeutung.“

Susanne Schmelcher, Expertin für urbane Energiewende (dena)

Ein zentraler Ansatzpunkt für integrierte Lösungen liegt in den Städten. Nirgendwo sonst liegen die Infrastrukturen für Energieerzeugung, Transport und der Verbrauch so nah beieinander: Dies bietet zahlreiche Möglichkeiten zur Verknüpfung der Systeme, insbesondere der Strom- und Wärmenetze. So eröffnen sich in Städten beispielsweise oft größere Potenziale zur Nutzung von Abwärme oder zur Einbindung von Power-to-Heat-Lösungen, die fluktuierende Stromeinspeisung aus erneuerbaren Energien ausgleichen können. „Eine systemübergreifende Planung der Wärmeversorgung im urbanen Energiesystem gewinnt künftig an Bedeutung“, sagt Susanne Schmelcher, dena-Expertin für urbane Energiewende. Schmelcher ist überzeugt: „Die Planung der Energieinfrastruktur muss insgesamt stärker als integraler Bestandteil der Stadtplanung etabliert werden.“ Zukünftige Versorgungskonzepte sollten etwa darauf abzielen, Infrastrukturen für Energie-, Mobilitäts- und Informationstechnologien integriert zu optimieren.

Hierfür bedarf es auch einer besseren Koordination der Akteure. Die Strukturen sind in den Städten komplexer: Das Zusammenspiel zwischen Planern, Stadt- und Bezirksverwaltungen, Energieversorgern, Wohnungsunternehmen, Verkehrs- und Wasserbetrieben sowie weiteren Beteiligten muss optimiert werden. „Es braucht neue Prozesse, bei denen lokale Akteure ihr Know-how einbringen und gemeinsam passende Infrastrukturen für ihre Kommune entwickeln können“, betont Schmelcher. Die Ausgangssituation auf lokaler Ebene unterscheidet sich kaum von der auf nationaler Ebene: Es braucht mehr Konsequenz, um integrierte Lösungen für die Energiewende zu gestalten. Technisch ist schon vieles möglich.

Hierfür bedarf es auch einer besseren Koordination der Akteure. Die Strukturen sind in den Städten komplexer: Das Zusammenspiel zwischen Planern, Stadt- und Bezirksverwaltungen, Energieversorgern, Wohnungsunternehmen, Verkehrs- und Wasserbetrieben sowie weiteren Beteiligten muss optimiert werden. „Es braucht neue Prozesse, bei denen lokale Akteure ihr Know-how einbringen und gemeinsam passende Infrastrukturen für ihre Kommune entwickeln können“, betont Schmelcher. Die Ausgangssituation auf lokaler Ebene unterscheidet sich kaum von der auf nationaler Ebene: Es braucht mehr Konsequenz, um integrierte Lösungen für die Energiewende zu gestalten. Technisch ist schon vieles möglich.

Quelle Headerbild: dena-Magazin transation 20

Themenschwerpunkt

Integrierte Energiewende

Die dena-Leitstudie Integrierte Energiewende untersucht den Einfluss der Energiesektoren Strom, Gebäude, Verkehr und Industrie und ihre gegenseitigen Wechselwirkungen und Abhängigkeiten, um eine Gesamtstrategie über alle Sektoren ableiten zu können.

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dena-Projekte zum Thema

Energieeffiziente Straßenbeleuchtung

Die Veranstaltungen der Roadshow informieren Kommunen bundesweit über praxisnahe Lösungswege, bewährte Technologien sowie nachhaltige Planungs- und Finanzierungsaspekte zum Thema Straßenbeleuchtung.

Überblick

  • 9 Millionen Straßenlaternen in Deutschland
  • 2,2 Mrd. kWh Strom können durch Modernisierung bei der Straßenbeleuchtung eingespart werden
  • 51 % der Straßenbeleuchtung ist modernisierungsbedürftig
  • 400 Millionen Euro Energiekosten könnten Kommunen durch Moderniserung der Straßenbeleuchtung jährlich sparen
  • 2014 Projektstart
  • 30 Kooperations- und Projektpartner
  • 15 regionale Veranstaltungen in drei Jahren

Energieeffizienz-Genossenschaften Straßenbeleuchtung

In dem Pilotprojekt begleitet die dena drei Modellkommunen, die gemeinsam mit bestehenden Energiegenossenschaften Projekte zur Modernisierung der Straßenbeleuchtung umsetzen.

Überblick

  • Pilotprojekt zur Zusammenarbeit von Kommunen und Energiegenossenschaften bei der Modernisierung der Straßenbeleuchtung
  • Begleitung der Projektumsetzung in drei Modellkommunen
  • Ziel: Energieeffizienzgenossenschaften sollen als zusätzliche Finanzierungsoption für Modernisierung der Straßenbeleuchtung auf kommunaler Ebene etabliert werden.
  • Projektlaufzeit: 06/2016 bis 12/2017
  • Förderung durch das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie

Energiepolitische Beratung des BMWi

Die dena berät das Bundeswirtschafts- und Energieministerium seit 2016 als Rahmenvertragspartner in energiepolitischen Fragestellungen. Sie realisiert die Beratung als Hauptauftragnehmer gemeinsam mit 14 Partnern aus Wirtschaft und Wissenschaft.

Überblick

  • Projektbeginn: September 2016
  • Auftraggeber: Bundesministerium für Wirtschaft und Energie
  • Partner: adelphi, BBH, Best Friend, ecofys, ewi ER&S, Fraunhofer ISI, Frontier, GRS, ifeu, Öko-Institut, Prognos, PwC, SUER, Uni Stuttgart (EEP & IER)

EnerKI – Einsatz künstlicher Intelligenz zur Optimierung des Energiesystems

Ziel des Projekts „EnerKI - Einsatz künstlicher Intelligenz zur Optimierung des Energiesystems“ ist es, gezielt Wissen über die Nutzung Künstlicher Intelligenz im Energiesystem aufzubauen und für Wirtschaft, Fachöffentlichkeit und Politik bereitzustellen.

Überblick

  • Projektstart: Januar 2019
  • Projektlaufzeit: 18 Monate
  • Gefördert durch das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie

EU HEROES

EU Heroes ist ein europäisches Partnerschaftsprojekt, das Hindernisse für die Entwicklung von kommunalen Solar-PV-Projekten identifiziert und Lösungsansätze entwickelt.

Überblick

  • Projektlaufzeit: Oktober 2017 - September 2020
  • Projektziel: Innovative Geschäftsmodelle für kommunale Solarprojekte weiterentwickeln.
  • Projektpartner: Ministerie Van Economische Zaken, The Energy Saving Trust Ltd, Centre for Renewable Energy Sources and Saving Foundation, Polish Energy Conservation Agency, CREARA Consultores LS, Perspektyviniu Technologiju Taikomuju Tyrimu Institutas

EU-Studie zur transparenteren Preisauszeichnung von Kraftstoffen an Tankstellen

Hauptziel der Studie ist es, eine Methodik zu entwickeln, welche die Preistransparenz für den Verbraucher erhöht und somit etwaige Kostenvorteile alternativer Kraftstoffe herausstellt.

Überblick

  • Projektbeginn: Februar 2016
  • Projektlaufzeit: 12 Monate
  • Projektziel: Entwicklung einer Methodik, welche die Preistransparenz von Kraftstoffen für den Verbraucher erhöht und etwaige Kostenvorteile alternativer Kraftstoffe herausstellt
  • Auftraggeber: Europäische Kommission

FEBS – Fachportal Energieeffizientes Bauen und Sanieren

Das FEBS – Fachportal Energieeffizientes Bauen und Sanieren stellt ein breites Angebot für Profis aus Energieberatung, Architektur, Ingenieurwesen und Handwerk bereit, die im Bereich des energetischen Bauens und Sanierens tätig sind. Im Auftrag des BAFA bietet die dena Experten ein Gesamtpaket aus Webangebot, Publikationen und Dialog und zielt darauf ab, die Qualität energetischen Bauens und Sanierens zu stärken.

Überblick

  • Projektstart: 2019
  • Ziel: Qualität des energetischen Bauens und Sanierens stärken
  • Im Fokus: Profis aus Energieberatung, Architektur, Ingenieurwesen und Handwerk
  • Integriertes Servicecenter (Telefon und Email) zu Fragen rund um EnEV, Energieausweis und Bilanzierung
  • Im Auftrag des BAFA

Ideenschmiede „Effiziente CO2-Bepreisung“

Experten aus Wirtschaft, Wissenschaft und Zivilgesellschaft diskutieren im Rahmen der Ideenschmiede verschiedene CO2-Bepreisungskonzepte mit Fokus auf wirksame Emissionsminderung, Kosteneffizienz, regulatorische Zielkonflikte, gesellschaftliche Akzeptanz und politische Machbarkeit. Ziel ist es, Vorschläge zur Konkretisierung zu erarbeiten sowie offene Fragen und Klärungsbedarf für den weiteren Gesetzgebungsprozess zu benennen.

Überblick

  • Projektdauer: drei Monate (bis Oktober 2019)
  • Startjahr: 2019
  • Beteiligte Partner: 25

Informationsplattform Pkw

Mit der Informationsplattform Pkw informiert die dena Verbraucher über die Themen Energieeffizienz im Verkehr sowie zu Fahrzeugen mit alternativen Antrieben und alternativen Kraftstoffen. Zudem dient die Plattform als zentrale Informationsquelle für Fahrzeughändler und andere Verpflichtete zur Umsetzung der Pkw-EnVKV und des Pkw-Labels.

Überblick

  • Projektstart: 2011
  • Projektziel: Verbraucherinformation zu den Themen energieeffiziente Pkw, Fahrzeuge mit alternativen Antrieben und alternativen Kraftstoffen sowie dem neuen Messverfahren WLTP. Zudem Informationsbereitstellung für Fahrzeughändler und weitere Verpflichtete zur Umsetzung der Pkw-EnVKV und des Pkw-Labels.
  • Gefördert durch das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie

Initiative Bio-LNG

Mit der Initiative Bio-LNG (Liquified Natural Gas) unterstützt die dena die Marktetablierung von verflüssigtem Biomethan (auch Liquified Biogas) in der Schifffahrt und im Straßen-Schwerlasttransport. Bio-LNG ist ein besonders emissionsarmer und klimafreundlicher Kraftstoff mit einer hohen Energiedichte.

Überblick

  • Projektlaufzeit: 2018 bis 2019
  • Etablierung von Bio-LNG als Kraftstoff im Straßen-Schwerlastverkehr und in der Schifffahrt
  • Schaffung einer Informationsgrundlage zu Bio-LNG für Wirtschaft und Politik
  • Vernetzung von Akteuren aus den Bereichen LNG, Schifffahrt, Logistik, Biomethan- und Gaswirtschaft
  • Entwicklung und Bewertung von Maßnahmen zur Einführung von Bio-LNG