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»Energiewende« und »Systemtransformation« derEnergie wirtschaft

Der Begriff »Energiewende« hat sich in deröffentlichen Diskussion im zweiten Quar-tal 2011 eingebürgert und wird seitdemetwas diffus für jüngere Entwicklungen inder deutschen, manchmal auch der eu-ropäischen und internationalen Energie-wirtschaft verwendet. Genau genommenist jedoch die »Wende« der Energiewirt-schaft in Deutschland strikt zu trennen vondem Prozess, auf welchem sich vieleEnergiewirtschaften rund um die Welt seiteiniger Zeit befinden: Hierbei handelt essich um den Weg zu einem weitgehendauf erneuerbaren Energien beruhendemSystem, welcher klima-, industrie-, ver-sorgungspolitisch oder »nur« ökonomischmotiviert sein kann.

Bereits die Wortwahl legt eine Analogiezur Wende und Systemtransformation vorgut 20 Jahren nahe: Damals wurden dieEntwicklungen in der DDR im Herbst 1989als »Wende« bezeichnet; wollte man einspezifisches Datum festlegen, so bötensich unter anderem der 4. Oktober 1989(Massendemonstration in Ostberlin) odernatürlich auch der Tag des Mauerfalls, der9. November 1989, an. Die anschließen-de Systemtransformation des wirtschaft-lichen und politischen Systems umfasstedann nicht nur die DDR bzw. später dieneuen Bundesländer, sondern den ge-samten Ostblock. Bis heute hat sich derBegriff der Systemtransformation gehal-ten, obwohl die Entwicklungen z.B. in denneuen EU-Mitgliedstaaten Ostmitteleuro-pas sich drastisch von denen der GUS-Staaten unterschieden.

Betrachtet man die Entwicklungen inDeutschland, so lässt sich ein konkretesDatum für die »Energiewende« nennen:Es ist nicht der 11. März 2011, der Tagdes Tsunami und den Explosionen desKernkraftwerks Fukushima, und schongar nicht der Oktober 2010 mit dem ers-

Systemtransformation – notwendig, aber kein Engpass für weitere Schritte

Christian von Hirschhausen*

Infrastruktur für die Energiewende und die

Im Rahmen der Energiewende in Deutschland bzw. der gesamten Transformation des Energiesys-

tems in Richtung erneuerbarer Energieträger wird der Infrastruktur oftmals eine besondere Be-

deutung zugewiesen; umgekehrt wird das Fehlen entsprechender Infrastrukturen gerne als ein

Grund angeführt, die Systemtransformation zu verzögern. Dieser Aufsatz analysiert die gewan-

delte Funktion von Infrastruktur im Rahmen von »Energiewende« und »Systemtransformation«.

Eingangs wird darauf eingegangen, was diese Begriffe eigentlich bedeuten und wie sie in der

zeitlichen Perspektive einzuordnen sind. Anschließend wird dargelegt, dass sich die Bedeutung

und der Regulierungsbedarf von Infrastruktur im Rahmen der Ausrichtung an erneuerbaren Ener-

gien verändern. Danach wenden wir uns zwei konkreten Infrastrukturen beispielhaft zu, den Höchst-

spannungselektrizitätsnetzen sowie CO2-Pipelines zur Nutzung von CO2-Abscheidung (CCTS) in

der Industrie. Beide Fallstudien belegen die zentrale These dieses Aufsatzes: Infrastruktur ist zwar

notwendig für eine erfolgreiche Systemtransformation, jedoch stellt sie in Deutschland derzeit kei-

nen wesentlichen Engpass auf diesem Weg dar und sollte daher energie- und gesellschaftspoli-

tisch nicht unnötig überhöht werden.1

Prof. Dr. Christian von Hirschhausen

* Prof. Dr. Christian von Hirschhausen ist Leiter desFachgebiets Wirtschafts- und Infrastrukturpolitik ander Technischen Universität Berlin.

1 Dieser Aufsatz beruht auf Forschungsarbeiten amFachgebiet Wirtschafts- und Infrastrukturpolitik(WIP) an der Technischen Universität Berlin, insb.mit Prof. Thorsten Beckers und Dipl.-Wiing. Johan-nes Herold. Dank an das ifo Institut für die Konfe-renz, insb. an Frau Albrecht; der übliche Disclaimergilt auch hier.

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ten Energiekonzept, sondern Montag, der 14. März 2011:An diesem Tag gab Bundeskanzlerin Angela Merkel bekannt,dass die Verlängerung der Laufzeiten für die Kernkraftwer-ke ausgesetzt und ein Moratorium für sieben Kernkraftwer-ke beschlossen werde. Durch die Einbeziehung des tempo-rär geschlossenen Kernkraftwerks Krümmel wurden somit»7+1« Kraftwerke auf der Stelle aus dem Energiesystem ent-fernt. Mit diesem Schritt, der nach dem Auslaufen des Mo-ratoriums in der Atomgesetznovelle bestätigt und am 30.Juni vom Bundestag und am 8. Juli vom Bundesrat verab-schiedet wurde, ist eine unumkehrbare Wende der deut-schen Energiepolitik erfolgt. Zwar standen auch im Ener-giekonzept der Bundesregierung vom Herbst 2010 an-spruchsvolle Ziele in Bezug auf erneuerbare Energien im Pro-gramm; de facto drehte sich jedoch diese Diskussion desEnergiekonzepts im Wesentlichen um die Laufzeitverlänge-rung der Kernkraftwerke. Durch den Ausstieg aus der Kern-kraft und dem Bekenntnis nicht nur der Kanzlerin, sondernaller Parteien (mit Ausnahme der »Linken«) wurde aus einerWillenserklärung ein ernsthaftes energie- und gesellschafts-politisches Projekt.

In diesem Zusammenhang kann man als Transformation desEnergiesystems all diejenigen Entwicklungen subsumieren,die auf dem Weg zu einem von erneuerbaren Energien do-minierten Energiesystem als notwendig erachtet werden.Dabei ist es nicht entscheidend, ob der Anteil der erneuer-baren Energien auf 80% im Jahr 2050 festgelegt wurde, sowie im Energiekonzept festgeschrieben, oder 100% ange-strebt wurden, so wie z.B. im Sondergutachten des Sach-verständigenrats für Umweltfragen (SRU 2010). Entschei-dendes Merkmal der Systemtransformation ist eher die Sum-me der Maßnahmen, die von einem von konventionellenQuellen (fossil, Kernkraft) dominierten System zu einem vonerneuerbaren Energien dominierten System führen.

Der Atomausstieg und die Energiewende in Verbindung mitder Systemtransformation des Energiesystems sind somiteine spezifisch deutsche Kombination, die allerdings raschNachahmer fand, z.B. in der Schweiz oder Italien. Allge-meiner ist festzustellen, dass auch andere Länder oder Or-ganisationen bereits den Weg der Systemtransformationausgerufen hatten. Beispielhaft sei auf den Sonderberichtdes IPCC »Special Report on Renewable Energies« (SSRN)verwiesen (IPCC 2011).

Neue Herausforderungen für die Infrastruktur

Infrastruktur spielt im Rahmen der Energiewende und derSystemtransformation eine notwendige, aber keine hinrei-chende Rolle. Infrastruktur ist notwendig, um die regionalauseinanderfallenden Quellen der Energieerzeugung, ins-besondere der Elektrizitätserzeugung aus erneuerbarenEnergien, und die Verbrauchsregionen (Last) zu verbinden.

Damit erfüllt Infrastruktur auch im Rahmen der Energiewen-de die klassischen Funktionen des Ausgleichs von Faktor-preisen, welche zu einer Erhöhung der sozialen Wohlfahrtführen soll.

Eine notwendige und hinreichende Bedingung für die Sys-temtransformation ist die Systemintegration von erneuerba-ren Energien. Damit ist gemeint, dass der Ausbau von In-frastruktur nicht ausreicht, sondern darüber hinaus eine ma-terielle und institutionelle Integration der erneuerbaren Ener-gien in das bestehende bzw. die Entwicklung eines neuen,integrierten Energiesystems notwendig sind. Beispielswei-se sei hier auf die Integration fluktuierender erneuerbarerEnergien im Elektrizitätsmarkt verwiesen, bei der ein gewis-ses Maß an zuverlässiger Back-up-Technologie zum Aus-gleich eben dieser Fluktuationen notwendig ist. Dies kannsowohl im Speicherbereich als auch im Bereich flexibler Er-zeugungen, z.B. durch Biogas, geleistet werden. In diesemFalle ist die Back-up-Kapazität nicht so sehr als eine Erzeu-gungskapazität zu sehen, sondern vielmehr als eine System -infrastruktur. Bereits hieran wird deutlich, dass sich diese In-frastruktur nicht notwendigerweise eigenständig rechnenmuss oder kann; vielmehr liefert sie eine Kapazität bzw. ei-ne Dienstleistung und benötigt hierfür eventuell neue Fi-nanzierungsmechanismen.

Im Rahmen der Systemtransformation kommt es auch zurUmstellung der Rolle der klassischen Netzregulierung (vgl.Matthes 2009; Pollitt 2008; Hirschhausen et al. 2011): Imklassischen Schema der Energiewirtschaft waren ja die Er-zeugungs- und die Verkaufsstufe von dem »natürlichen« Mo-nopolbereich getrennt worden, welcher aus Hoch- und Nie-derspannungsnetzen bestand (vgl. Abb. 1). Die einzige Auf-gabe der Regulierung wurde im Bereich der natürlichen Mo-nopolinfrastrukturen gesehen, und es ergab sich eine in-tensive Diskussion zwischen Regulierungsverfahren: Im Mit-telpunkt hiervon standen die Kostenzuschlagsregulierung(cost plus) und die Preis- bzw. Erlösgrenzenregulierung, wel-che auch in Deutschland eingeführt wurde.

Der zunehmende Bedarf an systemweiter, integrierenderInfrastruktur sowie eine veränderte Rolle des Netzbetrei-bers als Koordinators des Gesamtsystems führen nun-mehr jedoch sowohl zu einer erweiterten Rolle der Re-gulierung, als auch zu der Notwendigkeit, den Kapazi-tätsausbau koordinierend zu planen. In diesem Zusam-menhang stellen sich auch neue Fragen der Investitionund der Eigentümerstruktur. Abbildung 2 zeigt den Pa-radigmenwechsel auf, welcher Energieinfrastrukturen imRahmen der Transformation des Energiesystems unter-worfen sind. So steht im Bereich der Stromnetze die Er-weiterung des bestehenden Wechselstromsystems (AC)mit Hochspannungs-Gleichstromübertragungsnetzen(HGÜ) in höheren Spannungsebenen (bis 800 kV) als so-genannte »Overlaynetze« auf der Agenda. Mit dem Auf-

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bau eines Offshore-Elektrizitätsnetzes in der Nordsee unddem Ausbau der Übertragungskapazitäten zwischenNordafrika und Südwesteuropa und deren Anbindungan Zentraleuropa sind prioritäre Ausbaukorridore im Eu-ropäischen Infrastrukturpaket (EIP) explizit benannt, diefür diese Technologie also geeignet gehalten werden. DesWeiteren stellen sich auch im Bereich der Elektrizitätsver-teilung neue Anforderungen an die Netzinfrastruktur; Zielist es, sowohl die Bidirektionalität von Stromflüssen (z.B.für flexibles Nachfragemanagement) als auch Ressour-ceneffizienz bei der Einspeisung zu gewährleisten; einebesondere Rolle kommt dabei den zentralen und verteil-ten Speichern zu.

Die Elektrizitätsinfrastrukturspielt somit eine wichtige Rol-le in dem Transformationspro-zess zu einer kohlenstoffarmenWirtschaft und erfordert eineNeuausrichtung des bisheri-gen Ansatzes der Anreizregu-lierung. Hierbei sind – z.T. in-terdependente – Fragen zur Ei-gentümerschaft, Planung, In-vestition, Regulierung und Fi-nanzierung von bestehendenNetzen und des Netzausbauszu diskutieren und derenWechselwirkungen mit demMarktdesign zu berücksichti-gen. Wettbewerb und die Voll-endung des europäischen Bin-nenmarktes sind nicht mehrdie einzigen Ziele der Infra-

strukturpolitik, vielmehr kommt den ordnungspolitischen Vor-gaben für die Schaffung einer echten Integrationsinfrastruk-tur größere Bedeutung zu. Dies beinhaltet auch eine größe-re Infrastrukturverantwortung des Staates, insb. in der Pla-nung, aber auch in der (regulierten) Finanzierung.

Die Abkehr von der klassischen Preisgrenzenregulierung zu-gunsten eines multikriteriellen, auch an Nachhaltigkeitszie-len orientieren Ansatzes wird bereits von der Regulierungs-behörde für Energienetze in England und Wales (Office ofGas and Electricity Markets, Ofgem) praktiziert. Im Rah-men von Konsultationen und eines umfangreichen Überar-beitungsprozesses (RPI-X@20) wurde ein neuer Ansatz für

die Regulierung von Energie-netzen erarbeitet. Das Modell»Revenues set to deliverstrong Incentives, Innovationand Outputs (RIIO)« gibt Bo-nus- und Malus-Regelungenfür die ergebnisorientierte Um-setzung (»Outputs«) als Ele-ment der »klassischen« Anreiz-regulierung unter Einbezugvon technologischen und öko-nomischen Innovationen vor(Ofgem 2010). Dabei sind ne-ben Effizienzaspekten erstmalslangfristige Ziele zum Aufbaueiner nachhaltigen Infrastruk-tur gleichberechtigt als Regu-lierungsziel genannt. Des Wei-teren wurde das Mandat desenglischen Regulierers OF-GEM jüngst um die Berück-sichtigung von Klimaaspekten

Abb. 1 Elektrizitätsinfrastruktur in der »alten« Welt

Quelle: von Hirschhausen et al. (2011, 2).

Abb. 2 Die Rolle der Infrastruktur in der »neuen« Welt der Elektrizitätsversorgung

Quelle: von Hirschhausen et al. (2011, 3).

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der Regulierung erweitert und eine neue Abteilung für die-se Tätigkeit aufgebaut. Die Berücksichtigung einer Langfrist-perspektive in der Regulierung der Energienetze gegen-über bisher vorwiegend kurz- bis mittelfristigen Effizienzzie-len spiegelt sich auch in einer Verlängerung der Regulie-rungsperiode auf acht Jahre mit einer Zwischenüberprüfungwider. Die Aufnahme von Innovationszielen in die Regulie-rungsvorgaben stellt eine Neuerung gegenüber der beste-henden Regulierungspraxis dar. Darüber hinaus soll ein stär-keres Mitspracherecht weiterer Interessenparteien möglichsein, um einem energiesystemweiten Ansatz der Regulie-rung Rechnung zu tragen. Regulierungsentscheidungen ob-liegen jedoch weiterhin Ofgem als Regulierer. Der RIIO-An-satz findet erstmals im Rahmen der Preisüberprüfung imJahr 2013 in England und Wales Anwendung.

Stromnetze: Versorgungssicherheit trotz Atomausstieg nicht gefährdet

In Deutschland besteht eine traditionell gut ausgebauteEnergieinfrastruktur, welche im alten System reichlich »Luft«,d.h. Reservekapazitäten, aufwies und somit gute Rahmen-bedingungen für die Energiewende liefert. Im Zusammen-hang mit der Energiewende ist besonders intensiv die Fra-ge der Versorgungssicherheit in der Elektrizitätswirtschaftgestellt worden. In der Öffentlichkeit werden dabei die Fra-ge ausreichender Kraftwerkskapazitäten und der Ausbaudes Hochspannungsnetzes separat diskutiert. Zwischenbeiden gibt es jedoch einen engen Zusammenhang, füh-ren doch ein Ausbau von Erzeugungskapazitäten und/oderder Rückgang der Last (Nachfrage) zu weniger Infrastruk-turausbaubedarf; umgekehrt kann durch Höchstspan-nungsleitungen die Stromnachfrage in einer Region befrie-digt werden, auch wenn diese keine oder nur wenige Er-zeugungsanlagen aufweist.

Das richtige Verhältnis von Stromerzeugung und -leitung,von regionaler und überregionaler Integration sowie von er-neuerbaren, dargebotsabhängigen (Wind, Sonne) und kon-ventionellen Kraftwerken steht im Rahmen der Energiewen-de im Mittelpunkt des Interesses und wird uns auch nochdie kommenden Jahre begleiten. In einer unabhängigen For-schungsstudie haben wir daher geprüft, ob nach dem Ab-schalten von Kernkraftwerken Engpässe bei Erzeugung bzw.im Netz zu befürchten sind (Kunz, von Hirschhausen, Möstund Weigt 2011). Dabei wurden erstmalig die Energiebereit-stellung und die Lastflüsse im deutschen und mitteleuro-päischen Elektrizitätsnetz analysiert. Die Analyse basiertauf dem europäischen Elektrizitätsmarktmodell ELMOD(Leuthold, Weigt und von Hirschhausen 2011) und simu-liert das Atommoratorium vom 14. März 2011 mit der Ab-schaltung von sieben Kernkraftwerken. Das Modell ist aufeinen kritischen Wintertag kalibriert, den 17. November 2010,für welchen ein vollständiger Datensatz verfügbar ist; somit

können die Auswirkungen auf Preise, Dispatch, Import undExport und Netzengpässe ermitteln werden.

Die Abbildungen 3 und 4 zeigen die Auswirkungen des Mo-ratoriums auf Stromflüsse und -preise auf. Im Falle der Ab-schaltung der sieben alten Meiler im Rahmen des Morato-riums vermindern sich die Exporte auf 75% des Status quo,und die Importe erhöhen sich um ca. 25%. In Deutschlandkommen bereits vorhandene Kohle- und Gaskraftwerke stär-ker zum Einsatz; des Weiteren wird geringfügig mehr Stromin den Niederlanden, Frankreich, Italien, Polen, und Ungarnerzeugt, um die fehlenden deutschen Importe zu ersetzen.Während der Peakzeiten sind die deutschen Kohlekraft-werke bereits ausgelastet, so dass eine zusätzliche Produk-

Abb. 3 Gemittelte Veränderung des Kraftwerkseinsatzes im Fall Moratorium (links) gegenüber Status quo

Quelle: Kunz et al. (2011, 31).

Abb. 4 Auswirkungen des Kernkraftmoratoriums auf Marktpreise

Quelle: Kunz et al. (2011, 31).

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Status Quo Moratorium Status quo

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tion nur noch mit Gaskraftwerken möglich ist; weiterhin wer-den Kapazitäten in den Niederlanden, Italien, Österreich undUngarn herangezogen, um das Defizit zu decken.

Die Auswirkungen des Moratoriums auf die Marktpreise sindebenfalls eher gering. Insbesondere zu Schwachlastzeitensind ausreichende Kapazitäten vorhanden, um den Rück-gang der Atomstromerzeugung zu kompensieren. Off-peakpreise sind nur ca. Euro 1/MWh höher als im Statusquo (mit den Kernkraftwerken), und selbst in der Spitzen-last beträgt der Preisanstieg im Mittel lediglich Euro3–5/MWh; der größte Aufschlag erfolgt erwartungsgemäßzur Abendstunde um 19 Uhr.

Die Studie legt somit nahe, dass die Energiewende unddas Kernkraftmoratorium nicht zu einer Gefahr für dasdeutsche Energiesystem geführt haben und dass dieHöchstspannungsinfrastruktur keinen limitierenden Fak-tor dargestellt hat. Die Gefahr eines moratoriumsinduzier-ten Blackouts stellt sich in dieser Form nicht mehr. Um-gekehrt ist es eher erstaunlich, wie gering die Auswirkun-gen des Atomausstiegs auf die deutsche Energiewirtschaftgewesen sind.

Betrachtet man die mittlere Frist, so bestehen durch Opti-mierung des bestehenden Systems (z.B. Line Switching),dem Ausbau bestehender Trassen sowie den gezielten Neu-bau von Leitungen ausreichende Potenziale, die Transfor-mation des Energiesystems graduell zu begleiten. Dabei istdarauf hinzuweisen, dass der Leitungsausbau bereits heu-te langsam aber sicher voranschreitet. So befinden sich al-le vier Pilotprojekte mit Erdverkabelung aus dem Energie-leitungsausbaugesetz (ENLAG) in Raumordnungs- bzw. imPlanfeststellungsverfahren. Die Windsammelschiene Gör-ries-Krümmel ist so gut wie fertig, der Ring um Berlin machtgroße Fortschritte, die Strecke Dauersberg-Limberg wurdeim März 2010 in Betrieb genommen, etc. Mittelfristig sindsicherlich weitere Ausbaumaßnahmen notwendig, auchwenn sich diese weit unterhalb der im Rahmen der dena-Netzstudie 2 genannten 3 600 km befinden. Es ist aber nichtabsehbar, dass der Trassenausbau im Bereich der Hoch-und Höchstspannung einen schwerwiegenden Engpass be-züglich der Ausbauszenarien der erneuerbaren Energienim Rahmen der Systemtransformation darstellt.

CCTS in der Industrie – hohe Abscheidungsratenbei moderatem Infrastrukturausbau darstellbar

Ein anderer Bereich, welcher im Rahmen der Systemtrans-formation intensiv diskutiert wird, ist die CO2-Abscheidung,der -Transport und die -Speicherung, i.d.R. als CCTS be-zeichnet (carbon capture, transport, and storage). So wur-den in vielen europäischen Ländern, u.a. auch in Deutsch-land, große Hoffnungen auf die Umsetzung von CCTS im

Energiesektor gesetzt. Tatsächlich sah das Energiekonzeptder Bundesregierung den wirtschaftlichen Einsatz von CCTSim Energiebereich bereits zum Zeitpunkt 2020 vor; auchauf europäischer Ebene wurden erhebliche Anstrengungenzum Anschub von zwölf Pilotprojekten gemacht (Herold, vonHirschhausen und Rüster 2010). Jedoch ist nach einer Rei-he von Rückschlägen die Zukunft von CCTS in der Ener-giewirtschaft heute unsicher; jüngst fiel mit der Absage desCCTS-Demonstrationskraftwerks in Jänschwalde auch dasletzte Pilotprojekt in Deutschland dem internationalen Ne-gativtrend zum Opfer.

Umgekehrt stellt sich CCTS in der Industrie jedoch als eineernsthafte CO2-Vermeidungsstrategie dar. Einerseits ist dieCO2-Abscheidung in einigen Industriesektoren kostengüns-tiger als im Energiesektor, was u.a. mit größerer Reinheit undStoffkonzentration zusammenhängt; andererseits gibt es invielen Industrieprozessen keine Alternative zu CO2-intensi-ver Produktion, wodurch Vermeidungsstrategien dringen-der werden als im Energiesektor mit vergleichsweise kos-tengünstigen Alternativen. Dies gilt insbesondere für die Ei-sen- und Stahl- sowie die Kalk- und Zementindustrie.

In einer jüngst veröffentlichten Studie analysieren wir denInfrastrukturbedarf im Fall von CCTS in der Industrie (He-rold, Oei, Tissen und von Hirschhausen 2011): Dabei han-delt es sich um 54 Mt CO2, davon 2/3 in der Eisen- undStahlerzeugung und 1/3 in der Kalk- und Zementindustrie.Die technische Anwendbarkeit der CCTS Technologie indiesen Sektoren sowie die resultierenden Kosten der Ab-scheidung wurden unter anderem in einer Studie des Öko-Institutes (2011) beschrieben. Zur Ermittlung der Kosten,insbesondere des benötigten Infrastrukturbedarfs, verwen-den wir das am Lehrstuhl entwickelte Modell CCTSMOD,welches einen kostenminimierenden Ausbau der CCTS-Wertschöpfungskette simuliert (Oie, et al. 2010). Nebender Abscheidung und dem Transport werden zwei alterna-tive Speichermöglichkeiten berücksichtigt, Onshore- bzw.Offshore-Speicherung; aufgrund längerer Transportwegeund tieferer Erkundung sind Offshore-Speicher teurer, wei-sen jedoch höhere Speichervolumina und evtl. geringereUmsetzungskosten auf.

Die Abbildungen 5 und 6 zeigen den Infrastrukturbedarf fürzwei ausgewählte Szenarien auf: »Onshore 50« und »Off-shore 50«. Dabei wird jeweils von einem CO2-Preis vonEuro 50/t ausgegangen, so dass CCTS-Investitionen un-terhalb dieses Preises durchgeführt werden würden. Im On-shore-Szenario besteht freie Wahl der Speicherorte, wäh-rend diese im Offshore-Szenario auf Lagerstätten in der Nord-see beschränkt sind. In beiden Fällen ergibt sich ein relativmoderater Infrastrukturaufbau:

• In Szenario »Onshore 50« werden vor allem industriena-he Speicherstätten gewählt, welche an große Emittenten

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der Stahlindustrie sowie kleinere Kalk- und Zementwer-ke angeschlossen werden. Die vom Modell gewähltenLagerstätten liegen aufgrund der höheren Verfügbarkeitin Norddeutschland, kleinere Mengen werden auch inOstdeutschland gespeichert.

• Im Szenario »Offshore 50« werden dagegen lediglich zweigroße Stahlwerke mit den nahegelegensten Speicher-stätten in der Nordsee verbunden, eine Anbindung klei-nerer Zementwerke erfolgt hierbei nicht.

Die hier dargestellten Szenarien dienen der Plausibilisierungmöglicher CO2-Vermeidungsstrategien, wobei die Wahl desInfrastrukturverlaufs und der Speicherstätten als grober An-haltspunkt zu interpretieren ist. Bei höheren CO2-Preisen wer-den weitere Infrastrukturmaßnahmen durchgeführt werden,und der Pipeline- und Speicherbedarf steigen entsprechendan (vgl. Szenario »Onshore 100« und »Offshore 100« in derStudie). Dennoch weist die Analyse darauf hin, dass dermoderate Bedarf an Pipelineinfrastruktur per se nicht denEngpass der CCTS-Entwicklung in der Industrie darstellt.

Ausblick

Mit der Energiewende vom 14. März 2011 hat sich Deutsch-land auf den Weg in eine Systemtransformation begeben,welche in Richtung einer weitgehend dekarbonisierten Wirt-schaftsstruktur und Versorgung mit erneuerbaren Energienzielt. Der politische Wettbewerb um das Thema, welchersich rasch in allen Parteien ausgebreitet hat, weist daraufhin, dass es sich nicht um einen Eintagsfliege handelt, son-

dern um ein gesellschaftspolitisches Großprojekt. Dies istauch auf der Ebne der Bundesländer spürbar, welche in-nerhalb der letzten sechs Monate ihre Ziele an erneuerba-ren Energien vervielfacht haben.

Infrastruktur spielt eine wichtige Rolle bei der Systemtrans-formation der Energiewirtschaft. Dies gilt umso mehr fürdie deutsche Energiewirtschaft, die mit der »Energiewende«vom 14. März 2011 und dem bestätigten Ausstieg aus derKernkraft einen besonders ehrgeizigen Weg der System-transformation eingeschlagen hat. Insgesamt ändert sich dieRolle der Infrastruktur durch die Transformation der Energie-systeme: Von einem relativ einfach zu regulierenden »Bottle -neck« wird Infrastruktur zu einem bedeutenden klimapoliti-schen Vektor, der aufgrund unterschiedlicher Ziele einer zu-nehmend komplexen Regulierung untersteht.

Andererseits sollte jedoch die Rolle der Infrastruktur im Rah-men der Energiewende auch nicht unnötig überhöht wer-den. Die deutsche Energieinfrastruktur ist gut ausgebautund traditionell mit hohen Sicherheitsaufschlägen versehen,so dass mittelfristig noch Puffer bestehen. Schon gar nichtsollte mangelnder Infrastrukturausbau gleichsam als »Gei-sel« missbraucht werden, der Systemtransformation Ein-halt zu gebieten.

Anhand zweier Sektorstudien wurde die Rolle der Infrastruk-tur im Rahmen der Energiewende und der -transformationin Deutschland verdeutlicht: Im Bereich der Höchstspan-nungsleitungen gibt es zwar mittelfristig einen gewissen Aus-baubedarf, kurzfristig kann der Atomausstieg jedoch vombestehenden System bewältigt werden. Auch nach dem Mo-

Abb. 5 Graphische Abbildung der CCTS-Infrastruktur »Onshore 50« im Jahr 2050

Quelle: Herold et al. (2011, 15).

Abb. 6 Graphische Abbildung der CCTS-Infrastruktur »Offshore 50« im Jahr 2050

Quelle: Herold et al. (2011, 15).

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ratorium ist die Versorgungssicherheit der deutschen Strom-wirtschaft nicht gefährdet. Sollte sich die, ökonomisch durch-aus darstellbare, CO2-Abscheidung in der Industrie durch-setzen, wird zwar auch Transportinfrastruktur benötigt, je-doch dürfte diese, unter Berücksichtigung der komplexenProzesskette, nicht den beschränkenden Faktor darstellen.

Der neue Fokus auf »nachhaltige Infrastruktur« stellt Politikund Wissenschaft, aber auch die Gesellschaft als Ganzes,vor neue Herausforderungen. Ein pragmatischer Ansatz mitmoderatem, gezieltem Infrastrukturausbau erscheint da-bei, auch vor dem Hintergrund gesellschaftlicher Akzeptanz,notwendig zu sein. Dabei gilt es, ein ausbalanciertes Maßan zentraler Bereitstellung von erneuerbaren Energien mitentsprechendem Infrastrukturbedarf und dezentralen Lö-sungen zu finden.

Literatur

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