an_pofalla_25_03_2010_part_b
Dieses Dokument ist Teil der Anfrage „Informationsfreiheitsanfrage zur MONITOR-Pressemeldung“
en » 25. MAR. ZU10 15:14 BUNDESKANZLERAMT NINO N sie auch Strompreisspitzen. Auf Grund ihrer begrenzten Kapazität und relativ hohen Kosten eignen sie sich aber nicht zur Speicherung der großen Mengen an Energie, die in einem Stromversorgungssystem mit sehr hohen Anteilen regenerativer Erzeugung benötigt werden, um mehrtägige saisonale und wetterbedingte Einspeiseextreme von Wind und Sonne auszugleichen. Dafür sind andere Konzepte wie Saisonspeicher, Back-up Kapazitäten oder auch chemische Speicher (Wasserstoff, Methan) erforderlich. Da die Kosten der Stromspeicherung sehr hoch sind, stellt sich auch die Frage nach wirtschaftlich möglichst günstigeren Alternativen. Hierzu gehören der Ausbau des Netzes und die Optimierung des Last- und Erzeugungsmanagements (auch für Renewables), die Nutzung von thermischen Speichern (um KWK verstärkt stromgeführt einsetzen zu können) und die gezielte Mitnutzung von Speichern in Anwendungen, die ohnehin Speicher benötigen, wie Elektrofahrzeuge. Diese Aussagen gelten prinzipiell auch für Stromspeicher außerhalb von Deutschland, z. B. in Skandinavien. Selbst wenn hier noch Standorte denkbar sein sollten, ist ungeklärt, ob die skandinavischen Staaten - und erst Recht die lokalen Behörden und Gruppierungen — einen Ausbau von Pumpspeicherkapazitäten, der zudem für die eigene, nationale Stromversorgung nicht erforderlich ist, akzeptieren würden. Die Diskussion über die ökologischen Auswirkungen eines Pumpspeicherausbaus - Salz- oder Brackwasser aus den Fjordbasin müsste dafür in das süsswassergeprägte Landesinnere gepumpt werden — hat z.B. in Norwegen gerade erst begonnen. Hinzu kommt die Frage des notwendigen Netzausbaus, um die anfallenden Strommengen quer durch Europa und über die Nord- und Ostsee transportieren zu können. Wie gesagt: Die Potentiale für Speicher werden ganz offensichtlich in Deutschland und Europa überschätzt! Es ist fahrlässig, wenn ein Energiekonzept erarbeitet würde, bei dem ein wesentlicher Pfeiler nicht belastbar ist. Solange nicht klar ist, wie die Speicherkapazitäten tatsächlich aussehen, braucht der Standort Deutschland eine verlässliche Grundlastversorgung: Und die kann gegenwärtig nur von den Kernkraftwerken und den fossilen Kraftwerken kommen!
25. MAR. 2010 19:14 BUNDESKANZLERAMT NR 2002 9.8 6: Anhang: Bewertung der einzelnen Technologien: 1. Pumpspeicherkraftwerke (PSP): PSP dienen im Wesentlichen dazu, Spitzenlaststrom bereitzustellen und unerwartete Schwankungen im Stromverbrauch auszugleichen. Überschüssiger Strom wird dazu genutzt, große Mengen Wasser in ein höher gelegenes Reservoir in der Nähe zu pumpen. Wird der Strom knapper, wird Wasser abgelassen und treibt Turbinen an, die wiederum Strom erzeugen. Pumpspeicherkraftwerke arbeiten zu geringen Kosten, sind technisch ausgereift und sehr zuverlässig; ihr Wirkungsgrad liegt zwischen 65 und 85 Prozent; sie können auch als Langzeitspeicher dienen. In Deutschland gibt es PSP mit einer Leistung von zusammen ca. 7.000 MW, in denen etwa 40.000 MWh Strom gespeichert werden können, die je nach Anlage in einem Zeitraum von 4 bis 8 Stunden nutzbar gemacht werden können. Darüber hinaus sind weitere ca. 4.000 MW Turbinenleistung im benachbarten Ausland (Luxemburg, Schweiz, Österreich) installiert, die für den deutschen Markt nutzbar sind. Bis 2020 ist ein Ausbau um rd. 1.400 MW (Turbinenleistung) geplant. Mit diesem Ausbau dürften die Zubaureserven in Deutschland dann weitgehend erschöpft sein. Die Kapazität reicht bei weitem nicht aus, um die Fluktuationen auszugleichen: So lassen sich in den Speicherbecken derzeit bei einer installierten Windleistung von 25.800 MW in Deutschland gerade einmal etwas mehr als 1,5 h Windvolllastleistung speichern und abrufen - und das auch nur dann, wenn alle Speicherbecken gleichzeitig leer wären. Um bei einem 30 Prozent-Anteil des Windes an der Stromerzeugung (Annahme BMU-Leitstudie für 2030) eine durchschnittliche Windeinspeisung für eine Woche zu puffern, betrüge die benötigte Speicherkapazität das 70-fache der heute in Deutschland verfügbaren Pumpspeicherkapazität. Hinzu kommt, dass die Zentren der Windkraft im Norden und die Lage der Pumpspeicher im Süden liegen. Die geographische Begrenzitheit der Standorte für neue Pumpspeicherkraftwerke in Deutschland und deren mangelnde Akzeptanz in der Bevölkerung erfordern damit neue Lösungsansätze. Große Pumpspeicher befinden sich insbesondere in den alpinen Regionen der Nachbarländer. Teilweise besteht dort auch die Möglichkeit, vorhandene große Salsonspeicher mit einer Pumpfunktion nachzurüsten. An entsprechenden Projekten wird z. B. in Österreich bereits gearbeitet. Diese Standorte sind allerdings sehr weit entfernt von Gebieten mit hohem Windenergiepotenzial, insbesondere von zukünftigen Off-Shore Windparks. In Norwegen sind rd. 28 GW Erzeugung aus Wasserkraft installiert, jedoch lediglich 1,4 GW Pumpspeicher vorhanden, in Schweden stehen 0,33 GW Pumpspeicher zu Verfügung, Dänemark verfügt nicht über Speicher. Freie Übertragungskapazitäten in der erforderlichen Größenordnung sind in den Netzen derzeit jedoch nicht vorhanden und Genehmigungsverfahren für neue Leitungsprojekte gestalten sich zunehmend schwieriger, Die Vorlaufzeiten von Leitungsbau- oder Pumpspeicherprojekten beträgt häufig mehr als 10 Jahre.
29. MAR, ZUTU 19:14 BUNDESKANZLERAMT 2 s “ b 2. Druckluftspeicherkraftwerke Eine langfristig attraktive Alternative ist das Druckluftspeicherkraftwerk: Mit Strom wird Luft auf bis zu 100 bar komprimiert und in unterirdischen (Salz-)Kavernen gepresst. Die Entladung des Speichers erfolgt durch die Entspannung der komprimierten Luft in geeigneten Turbinen. Druckluftspeicherkraftwerke - oft auch als CAES-Kraftwerke bezeichnet (CAES - Compressed Air Energy Storage) — arbeiten in einem Leistungsbereich und mit Betriebscharakteristiken, die Pumpspeicherkraftwerken ähnlich sind. Die realisierten Anlagen benötigen eine Erdgaszufeuerung. Ihr Wirkungsgrad liegt heute bei rund 50 Prozent. In Deutschland existiert derzeit ein Kraftwerk (Huntorf) mit einer Leistung von 290 MW, das über zwei Stunden Volllastbetrieb (580 MWh; Gasspeichervolumen 310.000 m?) ermöglicht. Mit sogenannten „adiabaten“ CAES soll der Wirkungsgrad auf 70 Prozent gesteigert werden, Dabei wird im Gegensatz zu heute bestehenden Anlagen die bei der Kompression entstehende Wärme nicht verworfen, sondern wird zusätzlich zur Druckluft in einem separaten Wärmespeicher gespeichert. Damit kann die ansonsten benötigte Zufeuerung von Erdgas bei der Entladung des Speichers entfallen. Der Speicher ermöglicht daher einen emissionsfreien Betrieb. Speicherkavernen für die Druckluft lassen sich in unterirdischen Salzstöcken ohne Bergbau durch Aussolung erzeugen. Für den Wärmespeicher kommen insbesondere Feststoffspeicher in Frage. RWE hat zusammen mit General Electric (GE), Züblin und dem Deutschen Zentrum für Luft- und Raumfahrt (DLR) ein Projekt gestartet — Projekt ADELE, um diese neue Speichertechnik bis zur Einsatzreife zu entwickeln. Ab 2013 plant RWE die Errichtung einer Demonstrationsanlage. Die Leistung soll bis zu 300 MW betragen, und eine Speicherkapazität von bis zu 1.000 MWh erreicht werden. Eine kommerzielle ADELE-Anlage soll in der Lage sein, Ersatzkapazität bereit zu stellen und für eine Dauer von fünf Stunden 60 hochmoderne Windräder zu ersetzen, Auf Grund der erforderlichen Wärmespeicherung ist die Speicherdauer bei adiabaten Druckluftspeichern auf ca. 3 Tage begrenzt. Das Nutzungspotenzial der Technik - wesentlich mitbestimmt durch die Verfügbarkeit geeigneter Salzformationen zur Erstellung von Speicherkavernen — ist insbesondere an den nordwesteuropäischen Küsten nach bisherigen Untersuchungsergebnissen sehr groß. Theoretisch besteht zwar ggf. eine Standortkonkurrenz mit der Erdgasspeicherung, jedoch liegen die Erdgasspeicher . d. R. in viel größerer Tiefe, als die für Druckluftspeicher benötigten Kavernen. In der Bauphase der Kavernen muss die natürliche Sole abgeleitet werden, was einen Zugang zum Meer oder die Verwendung des Salzes als chemischen Grundstoff erfordert.
25. MAR. 2010 15:14 BUNDESKANZLERAMT NR 2592 8 0, w 3. Elektrochemische Speicher Neben der mechanischen Speicherung von Energie ist seit langem die slektrochemische Speicherung in Batterien üblich — dies aber auf kleine Leistungen begrenzt. Die Zahl der Materialkombinationen, die in solchen Akkumulatorsystemen zum Einsatz kommen können, ist sehr groß. Kommerziell verfügbar sind heute u. a. Blei-, Nickel-Cadmium-, Natrium/Schwefel und Lithium- Ionen-Batterien. Letztere weisen großes Potenzial für mobile Anwendungen auf. Traditionelle Blei-Säure-Batterien sind ausgereift und relativ zu anderen Baiteriespeichern kostengünstig. Sie haben eine Lebensdauer von 6 - 12 Jahren mit ungefähr 2.000 Entladezyklen. Sie finden, neben dem primären Einsatzgebiet als Starterbatterien in Kraftfahrzeugen, Einsatz vor allem in netzfernen Stromversorgungen, zur Stabilisierung von Netzausläufern und zur Aufrechterhaltung von Frequenz- und Spannungsstabilität. Darüber hinaus kommen diese Batterien in der Notstromversorgung zum Einsatz. Nickel-Cadmium-Batterien sind aus technischer Sicht gut erprobt und bringen insbesondere auch bei Minustemperaturen noch gute Leistungen. Auf dieser Basis sind ähnliche Großbatterien im Betrieb wie auf Bleibasis. Deren Kosten sind allerdings mindestens um den Faktor 2 bis 3 höher, Problematisch ist die Notwendigkeit die Lade- und Entladevorgänge zeitlich so zu führen, dass die Batterie keinen Schaden nimmt. Dies steht Anwendungen mit fluktuierenden Leistungsflüssen entgegen. Ähnliche Konzepte werden seit über 15 Jahren von einzelnen japanischen Energieversorgern mit Natrium-Schwefel-Batterien verfolgt. Diese Batterien benötigen jedoch eine konstant sehr hohe Befriebstemperatur (350 °C) und die Kompetenz liegt i. W. in der Hand eines einzelnen Japanischen Herstellers. Beide genannten Technologien verwenden größere Mengen umweltgefährdender Stoffe. Lithium-lonen-Batterien sind im Bereich portabler, mobiler Anwendungen Innerhalb weniger Jahre zur wichtigsten Speichertechnologie geworden. Sie zeichnen sich durch eine hohe gravimetrische Energiedichte und eine hohen Zyklenwirkungsgrad aus. Lithium-Ionen sind zwar noch relativ teuer, aber die weltweite Konzentration der Entwicklung auf Anwendungen im Fahrzeugsektor könnte hier beschleunigte Fortschritte erreichen, Allen Batterietechnologien gemeinsam ist, dass sie auf Grund der für Energiesystemanwendungen geringen Speicherkapazitäten und begrenzten Zyklenfestigkeit überwiegend in mobilen oder Insellösungen oder aber nur zur sehr kurzfristigen Pufferung von Stromschwankungen zum Einsatz kommen. Batterien mit flüssigen Elektrolyten, so genannte flow-batteries, sind Gegenstand einiger Entwicklungsvorhaben. Durch die Speicherung der Elektrolyte in Tanıks sind Leistung und Energie voneinander entkoppelt und flexibel in der Auslegung auf unterschiedliche Anwendungen. Die hohen Kosten bzw. mangelnde
ı 29. MAK. ZUIV 19:14 BUNDESKANZLERAMT U 26098, |] or Einsatzreife und Zuverlässigkeit stehen der kommerziellen Anwendung dieser theoretisch interessanten Technologie aber entgegen. Neben den für Energieversorgungsanwendungen 2. T. problematischen technischen Eigenschaften sind Preis und Lebensdauer der Batterien insbesondere im Vergleich zu Pumpspeichern und adiabaten Druckluftspeichern deutlich nachteilig. . Elektromobilität Batterieelektrisch angetriebene Fahrzeuge können aus Erneuerbarer Energien gespeist werden. Dazu müssen Lösungen zur mobilen Energiespeicherung, i. W. Batterien, entwickelt werden, die den Anforderungen an Energieinhalt, Kosten, Größe etc. genügen können. Die Vernetzung mit dem Energiesystem kann es in Zukunft ermöglichen, Fahrzeugbatterien als einen großen verteilten Speicher zum Ausgleich von Erzeugungs- und Lastschwankungen einzusetzen. Die Batterien können überschüssigen Strom aus Emeuerbaren Energien zwischenspeichern und in Zeiten hoher Nachfrage wieder ins Netz einspeisen. Auch helfen Elektrofahrzeuge der Energiewirtschaft dabei, das Lastmanagement ihrer Stromneize zu optimieren. Hierzu ist sowohl auf der Energie, wie auch auf der Datenübertragungsseite von Netzen und Fahrzeugen noch signifikante F&E erforderlich. Für den Antrieb der Autos steht die ins Netz zurück gespeiste Energie selbstverständlich nicht mehr zur Verfügung. Die Speicher reiner Elektrofahrzeuge weisen dabei eine Kapazität von 15 bis 40 kWh auf. Für die Speicherung einer durchschnittlichen Woche Windstrom (2.820 GWh) in 2030 wären damit zwischen 70 und 180 Mio. Fahrzeuge erforderlich. Die für 2020 erwarteten 1 Mio. Fahrzeuge könnten zusammen mit 1 @Wh gerade einmal soviel Energie speichern wie ein einziger Druckluftspeicher. . Saisonspeicher: Um auch die saisonalen Schwankungen der Erneuerbaren Energien ausgleichen zu können, sind immense Energiemengen zu speichern. Dazu wären Speicher mit einer Entladedauer im Bereich von mehreren Tagen und einer Leistung von einigen 10 GW erforderlich. Diese Speicher würden aber nur wenige Lade-/ Entladezyklen pro Jahr durchführen. Nur derartige Langzeitspeicher hätten das Potential, thermische Kraftwerke für die Reservehaltung zu ersetzen, Da die Speicherung aufgrund der generell hohen Investitionskosten UMSO wirtschaftlicher wird, je häufiger der Speicher zum Einsatz kommt, wird nach kombinierten Nutzungen gesucht, Saisonspeicher sind üblicherweise Wasserkraftwerke, da hier die Speicherdauer in Abhängigkeit der möglichen Reservoire groß ist. Insbesondere in den Alpen und in Norwegen werden die Saisonspeicher durch natürlichen Wasserzufluss gespeist. Die Pumpkapazitäten in Norwegen sind mit 1,3 GW sehr limitiert und werden ausschließlich zum kurzfristigen
En v » 25. MAR. 2U10 15: 1b BUNDESKANZLERAMT NR u 0, Spitzenausgleich genutzt. Ein Ausbau wäre z. B. möglich, indem Stauseen mit Pumpen nachgerüstet würden. . Back-up Kapazitäten: Die einzige realistische Alternative zum Saisonspeicher bieten Back-up Kapazitäten in konventionellen Kraftwerken, d. h. Kraftwerke, die ggf. nur wenige Stunden im Jahr ins Netz einspeisen, wenn durch Erneuerbare Energien oder Speicher nicht genügend Energie bereit gestellt werden kann. Hierfür können eigens so genannte Peak-Kapazitäten gebaut werden. Auf Grund ihrer geringen spezifischen Investitionskosten kommen dabei insbesondere offene Gasturbinen in Betracht. Alternativ können Kraftwerke, die anderenfalls stillgelegt würden, weiter in Kaltreserve vorgehalten werden. Im Hinblick auf die wirtschaftliche Bewertung ist entscheidend, ob offene Gasturbinen ihre Vollkosten bzw. die sonstigen Back-up Kapazitäten ihre variablen Kosten verdienen können. Sind die Spreads zu niedrig, gibt es für Betreiber keinen Anreiz, entsprechende Kapazitäten vorzuhalten. . Erneuerbare-zu-Gas Technologie: Als dritte aktuell diskutierte Alternative für eine Langzeitspeicherung ins Gespräch gebracht wird synihetisches Methan als chemische Speicherung von Strom aus Erneuerbaren Energien. Dazu wird zunächst über einen Elektrolyse-Prozess Wasserstoff erzeugt, wenn z. B. überschüssiger Windstrom zur Verfügung steht. Dieser könnte direkt in Salzkavernen gespeichert und dann in (noch zu entwickelnden) Turbinen zur Stromerzeugung eingesetzt werden. Da der Wasserstoff aber relativ schwer zu handhaben ist und vor allem eine (kostenintensive) Hz-Infrastruktur nicht zur Verfügung steht, soll der Wasserstoff noch am Ort seiner Herstellung unter Hinzugabe von CO: in Methan umgewandelt werden, Dieses könnte dann über das bestehende Erdgasnetz transportiert werden. Zur Speicherung stehen die normalen Erdgasspeicher zur Verfügung. Der Wirkungsgrad dieses Prozesses liegt nach Abschätzungen des IWES allerdings nur bei rund 30 Prozent. Das technische und energiewirtschaftliche Potential dieser Technologie ist aber noch lange nicht erforscht. Elektrolyseure in der erforderlichen Größenordnung existieren nicht und sind empfindlich gegenüber Lastwechseln, wie sie gerade in dieser Anwendung typisch sind. Auch sind keine geeigneten, großen Methanisierungsanlagen verfügbar. Aus Sicht der Energiebilanz ist fraglich, ob die Vorteile dieser Technologie den geringen Energienutzungsgrad ausgleichen. Zahlreiche technische Fragen und die Wirtschaftlichkeit sind nicht geklärt.
Pas 29. MAK. ZUIU 19:10 BUNDESKANZLERAMI N 13 Folgen einer Abschaltung von Kraftwerken (weitgehend KKW) südlich der Main-Linie für die Netzbelastung Der Ausbau der Winderzeugung an der Küste und die gleichzeitig von Teilen der Politik geplante Abschaltung von Kernkraftwerken südlich der Main-Linie werden zu einer Instabilität des Netzes und zum Zerfall Deutschlands in zwei Preisgebiete führen. Abhilfe könnte nur die zügige Verwirklichung der so ge- nannten „DENA-Ausbaustrecken“ im deutschen Übertragungsnetz schaffen. Die Inbetriebnahme dieser DENA-Strecken wird sich allerdings auf 2015, wahr- scheinlich sogar später, verzögern. Wenn das Ziel eines weiteren Ausbaus der Windenergie erreicht werden soll, muss alles daran gesetzt werden, möglichst viel Kraftwerksleistung südlich der Main-Linie — darunter alle verfügbaren Kernkraftwerke - bis auf weiteres am Netz zu halten. Die regenerative Erzeugung und hier insbesondere die Offshore-Windenergie- Erzeugung wird sehr umfassend ausgebaut: « 2010 sind 20.000 MW Winderzeugungsleistung in den deutschen Küstenlän- dern installiert « bis 2015 ist mit mehr als 30.000 MW Winderzeugungsleistung Offshore und küstennah zu rechnen. Diese fluktuierenden Leistungen müssen vom Norden in Richtung der Lasizentren im Süden übertragen werden. Die Zunahme der Windenergieerzeugung in den nördli- chen Anrainerstaaten (NL, DK) verstärkt diesen Effekt noch weiter. Dieses Ungleichgewicht verstärkt sich, wenn kurzfristig Kraftwerksleistung im Süden (maßgeblich ist die Linie Rhein-Main-Thüringen) abgeschaltet würde. Mit den Kraft- werken Neckarwestheim 1 (785 MW), Biblis A/B (2.400 MW), Isar 1 (878 MW), Gra- fenrheinfeld (1.275 MW) und Phillipsburg 1 (890 MW) wären ausgerechnet im Süden der Bundesrepublik rund 6.200 MW von einer laufzeitbedingten KKW-Abschaltung bis zu kritischen Zeit ab 2015 betroffen. Damit stiege die in den Süden zu übertragende Leistung deutlich an, bevor die dafür erforderlichen Netzverstärkungen bereit stehen. Die wesentlichen in der DENA- Studie! und im Energieleitungsausbaugesetz identifizierten Strecken werden erst ab 2018/2016 mit dem Risiko weiterer Verzögerungen in Betrieb gehen. Ursächlich für diese Verzögerungen sind erforderliche Neuplanungen aufgrund des Energielei- tungsausbaugesetzes, die Diskussion um Erdkabel und örtliche Widerstände gegen den Leitungsbau, Als Folge werden spätestens ab 2015 zwangsläufig strukturelle Engpässe innerhalb des deutschen Übertragungsnetzes auftreten‘, Strukturelle Engpässe sind laut Ener- giewirtschaftsgesetz mit marktorientierten Maßnahmen zu „bewirtschaften". Bewirt- schaften heißt hier: Versteigerung der vorhandenen Übertragungsleistung an den Engpässen mit der Folge, dass der deutsche Stromgroßhandel in zwei Ba Dur ee ' Energiewirtschaftliche Planung für die Netzintegration für Windenergie in Deutschland an Land und Offshore bis 2020. Deutsche Energie-Agentur, Berlin, 24.2.2005. * zur konkreten Gefahr von strukturellen Engpässen siehe auch: Monitoringbericht 2009. Bundesnetzagentur, Bonn, 2009. S. 12££.
25. MAR. ZU10 19: 1b BUNDESKANZLERAMT NR 2592 5 14 h se: Er Preisgebiete zerfallen wird - in eine norddeutsche Niedrigpreiszone mit hoher Überschusseinspeisung und in eine süddeutsche Hochpreiszone mit Unterde- ckung. Fazit: Solange die offensichtlichen Netzausbauschwierigkeiten nicht behoben sind, ist das Abschalten von Kernkraftwerken auch aus Gründen der Versorgungssicher- heit nicht zu verantworten.
22. MAR, ZUlU 19:19 BUNDESKANZLERAMT In 2002 5 “ Kernkraftwerke und Klimaschutz Noch bis vor wenigen Wochen gab es im energiepolitischen Bereich nur ein Thema: Klimaschutz, die Reduktion von CO;. Davon hört man in Berlin gegenwärtig wenig. Vor allem dann nicht, wenn es um das Thema Laufzeitverlängerung für Kernkraftwerke geht. Das ist nicht nachvollziehbar: Beide Themen gehören zusammen. Die Bundesrepublik wird ihr selbstgesetztes Klimaziel verfehlen, wenn tatsächlich Kernkraftwerke vom Netz gehen würden. Die Europäische Union hat sich unkonditioniert verpflichtet, die Emissionen an Treibhausgasen bis 2020 um mindestens 20 % gegenüber 1990 zu reduzieren. Das bedeutet unter anderem, dass die EU-weit gültige Emissionsobergrenze für den Emissionshandelssektor nach 2012 Jahr für Jahr um 1,74 % abgeschmolzen wird. Dieses EU-weit gültige Cap gilt immer - unabhängig vom Weiterbetrieb der Kemkraftwerke in Deutschland. So gesehen können die Klimapolitiker in Berlin eigentlich beruhigt sein. Doch für diese Beruhigungspille gibt es keinen Grund: Bei Abschaltung der Kernkraftwerke in Deutschland müsste deren Stromerzeugung ersetzt werden: Die erneuerbaren Energien werden bereits so schnell wie möglich ausgebaut. Das heißt: Der zusätzliche Strom aus erneuerbaren Energien verdrängt entweder fossile Kapazitäten in Deutschland (dann kommt es zu einer Reduktion der CO;-Emissionen in Deutschland), oder aber er ersetzt die Kernenergie (dann ersetzt CO-freier Strom CO; freien Strom und es gibt keine Emissionsreduktion). Je nach Schätzungen führt der Vergleich „Emeuerbare ersetzen fossile Kapazitäten“ mit „Erneuerbare ersetzen Kernenergie" in 2020 zu Mehremissionen zwischen knapp 60 und gut 120 Mio. t CO.. Mit dem Emissionshandel ist dafür gesorgt, dass das EU-weite Cap eingehalten wird nur würden die CO>-Reduktionen aufgrund der teuren Minderungspotentiale nicht in Deutschland, sondern in allen EU-Staaten erfolgen. T In der Koalitionsvereinbarung heißt es aber zu diesem Thema: „Wir werden für Deutschland einen konkreten Entwicklungspfad festlegen und bekräftigen unser Ziel, die Treibhausgas-Emissionen bis 2020 um 40 Prozent gegenüber 1990 zu senken“ Was heißt das? Deutschland wird seine Vorbildfunktion in Sachen Klimaschutz nicht gerecht werden können, wenn es keine Laufzeitverlängerung geben sollte, Übrigens: Diese Koalitionsvereinbarung ist unter maßgeblicher Beteiligung von Bundesumweltminister Norbert Röttgen erarbeitet worden. Auf dieses Papier verweist er bei jeder sich bietenden Gelegenheit.
