Universität Stuttgart IER€¦ · Institut für Energiewirtschaft und Rationelle Energieanwendung Universität Stuttgart Ralf Kuder Forschungsbericht .. Energieeffizienz in der Industrie

Institut für Energiewirtschaft und Rationelle Energieanwendung Universität Stuttgart

Ralf Kuder

Forschungsbericht . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . ....

Energieeffizienz in der

Industrie – Modellgestützte

Analyse des effizienten

Energieeinsatzes in der

EU-27 mit Fokus auf den

Industriesektor

IER

Band 115

Energieeffizienz in der Industrie

– Modellgestützte Analyse des effizienten

Energieeinsatzes in der EU-27 mit Fokus auf

den Industriesektor

Von der Fakultät Energie-, Verfahrens- und Biotechnik der Universität Stuttgart zur

Erlangung der Würde eines Doktor-Ingenieurs (Dr.-Ing.) genehmigte Abhandlung

Vorgelegt von

Ralf Kuder

geboren in Hildesheim

Hauptberichter: Prof. Dr.-Ing. A. Voß

Mitberichter: Prof. Dr.-Ing. U. Wagner

Tag der Einreichung: 17. Juni 2013

Tag der mündlichen Prüfung: 09. Januar 2014

Institut für Energiewirtschaft und Rationelle Energieanwendung, Stuttgart

Prof. Dr.-Ing. A. Voß

Abteilung Energiewirtschaft und Systemtechnische Analyse (ESA)

Dr. rer. pol. U. Fahl

2014

ISSN 0938-1228

D 93 (Dissertation der Universität Stuttgart)

Danksagung

Die vorliegende Arbeit entstand während meiner Tätigkeit als wissenschaftlicher

Mitarbeiter am Institut für Energiewirtschaft und Rationelle Energieanwendung (IER) der

Universität Stuttgart. Mein Dank gilt Herrn Prof. Dr.-Ing. Alfred Voß für die Betreuung

und die Übernahme des Hauptberichts sowie Herrn Prof. Dr.-Ing. Ulrich Wagner für die

Übernahme des Korreferats.

Weiterhin möchte ich den Mitarbeitern der Abteilung „Energiewirtschaft und

Systemtechnische Analyse“ und des Fachbereichs „Energiesystemmodelle“ sowie der

Leitung, Herrn Dr. rer. pol. Ulrich Fahl und Herrn Dr.-Ing. Markus Blesl, danken.

Insbesondere möchte ich die gute Zusammenarbeit sowie die fruchtbaren und kritischen

Diskussionen mit den Kollegen des „PanEU-Teams“, Herrn Dr. Tom Kober, Herrn Dr.

David Bruchof, Herrn Dipl.-Ing. Dipl.-Wirt.Ing. Tobias Beck und Frau Monika Culka,

M.Sc., sowie mit Herrn Dipl.-Ing. Michael Broydo hervorheben. Allen weiteren nicht

namentlich genannten Kolleginnen und Kollegen am IER danke ich ebenfalls für den

Austausch und die angenehme Arbeitsatmosphäre.

Darüber hinaus waren für mich die Unterstützung und Inspiration während der Zeit meiner

Promotion von R. Kuder, A. Kuder, K. Lubowski, K. Ullrich sowie E. Minate und ihrem

Team von besonderer Bedeutung.

Brüssel, im Februar 2014

Ralf Kuder

Inhaltsverzeichnis

I

Inhaltsverzeichnis

Inhaltsverzeichnis ................................................................................................................ I

Abbildungsverzeichnis ....................................................................................................... V

Tabellenverzeichnis ....................................................................................................... XIII

Abkürzungsverzeichnis ................................................................................................. XIX

Formelzeichen und Indizes .......................................................................................... XXV

Kurzfassung ................................................................................................................ XXIX

Abstract .................................................................................................................... XXXIII

1 Einleitung ....................................................................................................................1

1.1 Problemstellung und Zielsetzung ..........................................................................1

1.2 Aufbau der Arbeit ..................................................................................................4

2 Diskussion des Begriffs Energieeffizienz ..................................................................7

2.1 Einführung in die Thematik und allgemeine Betrachtung von Effektivität

und Effizienz .........................................................................................................7

2.2 Energieeffizienz in der EU – Bedeutung, Verständnis, Ziele und

Zielerreichung .......................................................................................................9

2.2.1 Verständnis und Definition von Energieeffizienz in der EU .....................9

2.2.2 Bedeutung von Energieeffizienz innerhalb der europäischen Klima-

und Energiepolitik ....................................................................................10

2.2.3 Effizienzziele, Verbindlichkeit und aktuelle Zielerreichung ....................11

2.3 Energieeffizienz in Deutschland – Bedeutung, Verständnis, Ziele und

Zielerreichung .....................................................................................................14

2.3.1 Verständnis und Definition von Energieeffizienz in Deutschland ...........14

2.3.2 Bedeutung von Energieeffizienz innerhalb der nationalen Klima- und

Energiepolitik ...........................................................................................15

2.3.3 Effizienzziele und aktuelle Zielerreichung ...............................................15

2.4 Energieeffizienz – Weitere Konzepte und verwandte Begriffe ...........................18

2.4.1 Weitere Definitionen und Konzepte .........................................................18

2.4.2 Verwandte Begriffe und Energieeffizienzindikatoren für

unterschiedliche Aggregationsebenen ......................................................20

2.4.3 Energieeffizienzziele und weitere Effizienzindikatoren in Europa ..........22

Inhaltsverzeichnis

II

2.5 Kritik an den aktuellen Energieverbrauchsreduktionszielen und dem

bisherigen Verständnis von Energieeffizienz .................................................... 26

2.5.1 Bereits vorhandene Kritik an den aktuellen Zielvorgaben sowie

uneinheitliche und unklare Begriffsverwendung ..................................... 26

2.5.2 Eindimensionalität der Begriffsdefinition – fehlende Betrachtung des

kompletten Ressourcenaufwands ............................................................ 28

2.5.3 Abhängigkeit von der Bilanzierungsmethode des Energieeinsatzes ....... 29

2.5.4 Implikationen der Kritikpunkte: Einfluss von Zielvorgaben auf die

optimale Technologieauswahl und weitere Kritikpunkte ........................ 32

2.6 Herleitung eines erweiterten Verständnisses von Energieeffizienz ................... 34

2.6.1 Erweitertes Verständnis von Energieeffizienz ........................................ 34

2.6.2 Quantifizierung des erweiterten Verständnisses ...................................... 35

3 Technologieorientierte Sektoranalyse und Energieeinsparpotenziale ................ 39

3.1 Vorgehen, Abgrenzung des Untersuchungsrahmens und Istanalyse des

Industriesektors auf Gesamtsektorebene ............................................................ 39

3.1.1 Abgrenzung des Betrachtungsrahmens, Einordnung des

Industriesektors und allgemeines methodisches Vorgehen ..................... 39

3.1.2 Analyse des Energieverbrauchs in der Industrie ..................................... 43

3.1.3 Energie- und prozessbedingte Emissionen des Industriesektors ............. 48

3.2 Technikanalyse und technische Einsparpotenziale von

Energiebereitstellungs- und Querschnittstechnologien ...................................... 50

3.2.1 Methodisches Vorgehen zur Bestimmung der technischen

Energieeinsparpotenziale ......................................................................... 51

3.2.2 Thermische Querschnittsanwendungen ................................................... 53

3.2.3 Mechanische Querschnittstechnologien .................................................. 55

3.2.4 Sonstige Querschnittstechnologien .......................................................... 61

3.2.5 Zusammenfassung der technischen Einsparpotenziale im Bereich der

Querschnittstechnologien ........................................................................ 62

3.3 Branchenspezifische Analyse der vorhandenen und alternativer

Produktionsverfahren sowie des technischen Energieeinsparpotenzials ........... 63

3.3.1 Metallerzeugung ...................................................................................... 64

3.3.2 Chemische Industrie ................................................................................ 72

3.3.3 Nichtmetallische Mineralstoffe ............................................................... 76

3.3.4 Papierindustrie ......................................................................................... 82

3.3.5 Nicht-energieintensive Branchen ............................................................ 85

3.4 Zusammenfassender Überblick über den Industriesektor und die

Einsparpotenziale ............................................................................................... 91

3.4.1 Temperaturniveaus der Wärmenachfrage ................................................ 91

Inhaltsverzeichnis

III

3.4.2 Zusammenfassung der Besonderheiten und des gesamten

Energieeinsparpotenzials des Industriesektors .........................................94

4 Modellgestützte Analyse von Energieeffizienz im Industriesektor ......................97

4.1 Modellinstrumentarium und Szenarioanalysen ...................................................98

4.1.1 Beschreibung des Energiesystemmodells TIMES PanEU mit Fokus

auf den Industriesektor .............................................................................98

4.1.2 Modellierung von Energieeffizienz und Energieeinsparungen ..............107

4.1.3 Rahmenannahmen, modellgestützte Szenarioanalysen und Überblick

über die Szenarien ..................................................................................111

4.2 Energieeffiziente Struktur von Energiebereitstellung und -einsatz in der

Industrie ............................................................................................................117

4.2.1 Szenariodefinition einer energieeffizienten Referenzentwicklung ........117

4.2.2 Überblick über das europäische Energiesystem und vergleichende

Einordnung des Industriesektors bei effizientem Energieeinsatz ...........118

4.2.3 Entwicklung des effizienten Energieverbrauchs und der Emissionen

in der Industrie ........................................................................................122

4.3 Einfluss von Technologievorgaben und Primärenergieeinsparzielen ...............136

4.3.1 Szenariodefinition ..................................................................................136

4.3.2 Abweichung von der energieeffizienten Struktur durch Regulierung

und Energieeinsparvorgaben ..................................................................137

4.4 Bedeutung der primärenergetischen Bilanzierungsmethode .............................149

4.5 Energieeffizienz und Variation der Klimaschutzziele .......................................154

4.5.1 Szenariodefinition ..................................................................................154

4.5.2 Energieeffizienz bei unterschiedlichen Klimaschutzzielen ....................155

4.5.3 Energieeinsparungen bei unterschiedlichen Klimaschutzzielen sowie

Wechselwirkungen von Energieeinsparung und Emissionsminderung .164

4.6 Vergleich aller Szenarien ..................................................................................173

5 Zusammenfassung und Ausblick ..........................................................................177

5.1 Zusammenfassung der Ergebnisse ....................................................................177

5.2 Ausblick und weiterer Forschungsbedarf ..........................................................182

6 Literaturverzeichnis ...............................................................................................185

7 Anhang ....................................................................................................................203

Anhang A: Klassifikation der Wirtschaftszweige und Branchendaten ....................203

A 1: Klassifikation der Wirtschaftszweige ....................................................203

A 2: Technologiebeschreibungen der Produktionsprozesse ..........................205

A 3: Weitere Zusatzinformationen zur Istanalyse des Industriesektors.........221

Inhaltsverzeichnis

IV

Anhang B: Modellklassen und Modellierung in TIMES PanEU ............................ 223

B 1: Unterschiedliche Modellklassen und Einordnung von

Energiesystemmodellen ......................................................................... 223

B 2: Technologiedaten .................................................................................. 225

Anhang C: Rahmendaten und industrielle Produktionsmengen .............................. 226

C 1: Sozioökonomische Rahmenannahmen .................................................. 226

C 2: Entwicklung der industriellen Produktionsmengen .............................. 227

Anhang D: Endenergieverbrauch des Industriesektors............................................ 228

Anhang E: Emissionen des Industriesektors ........................................................... 236

Anhang F: Primärenergieverbrauch ......................................................................... 240

Abbildungsverzeichnis V

Abbildungsverzeichnis

Abbildung 1-1: Überblick über den Aufbau und die Säulen des

Dissertationsprojektes ..........................................................................4

Abbildung 2-1: Verhältnis von Effektivität und Effizienz ............................................8

Abbildung 2-2: Zielerreichung des Energieeffizienzziels der EU ...............................13

Abbildung 2-3: Energieproduktivität in Deutschland seit 1990 und

Verdopplungsziel................................................................................16

Abbildung 2-4: Entwicklung des Primärenergieverbrauchs in Deutschland und

Reduktionsziele der Bundesregierung ................................................17

Abbildung 2-5: Entwicklung des Stromverbrauchs in Deutschland und

Reduktionsziele der Bundesregierung ................................................17

Abbildung 2-6: Entwicklung der Endenergieproduktivität in Deutschland und

Reduktionsziel der Bundesregierung ..................................................18

Abbildung 2-7: Energieflussschema von Primärenergie zu

Energiedienstleistungen......................................................................22

Abbildung 2-8: Energieintensitäten nach Ländern in der EU-27 ................................25

Abbildung 2-9: Energieverbrauch pro Kopf nach Ländern in der EU-27 ...................26

Abbildung 2-10: Entwicklung eines Effizienzindikators ...............................................36

Abbildung 2-11: Spezifische energie- und umweltbedingte Kosten bezogen auf

das BIP in 2010 nach Ländern ...........................................................38

Abbildung 3-1: Endenergieverbrauch der Industrie nach Mitgliedsstaaten in der

EU-27 in 2010 ....................................................................................40

Abbildung 3-2: Energieintensitäten nach Branchen in der EU-27 in 2007 .................41

Abbildung 3-3: Potenzialbegriffe ................................................................................43

Abbildung 3-4: Anteil der einzelnen Branchen am Endenergieverbrauch der

Industrie nach Mitgliedsstaaten in der EU-27 im Jahr 2010 ..............44

Abbildung 3-5: Gesamter Endenergieverbrauch und Endenergieverbrauch der

Industrie nach Anwendungsarten in Deutschland im Jahr 2010 ........45

Abbildung 3-6: Brennstoff- und Stromeinsatz in der Industrie nach

Anwendungsarten in Deutschland im Jahr 2010 ................................46

Abbildung 3-7: Stromverbrauch der Industrie in Deutschland nach

Anwendungsarten in 2007 ..................................................................47

Abbildungsverzeichnis VI

Abbildung 3-8: Brennstoffverbrauch der Industrie in Deutschland nach

Anwendungsarten in 2007 ................................................................. 48

Abbildung 3-9: Abgeleitete Emissionsfaktoren für CO2-Emissionen in

Deutschland aus Industrieprozessen nach Sektoren in 2010 ............. 49

Abbildung 3-10: CO2-Emissionen in Deutschland nach Sektoren in 2010 .................. 50

Abbildung 3-11: Methodisches Vorgehen zur Bestimmung der technischen

Energieeinsparpotenziale in der Industrie ......................................... 52

Abbildung 3-12: Marktanteile von Elektromotoren in Europa ..................................... 57

Abbildung 3-13: Energienutzung bei der Druckluftbereitstellung................................ 58

Abbildung 3-14: Schematische Darstellung von Kompressions- und

Absorptionskältemaschine ................................................................. 59

Abbildung 3-15: Technische Energieeinsparpotenziale industrieller

Querschnittstechnologien .................................................................. 62

Abbildung 3-16: Produktionsmengen an Rohstahl nach Verfahren in 2010 im

Ländervergleich ................................................................................. 65

Abbildung 3-17: Spezifischer Energieverbrauch der Stahlherstellung und Anteil

Elektrostahl in 2010 im Ländervergleich .......................................... 66

Abbildung 3-18: Absolutes und spezifisches Einsparpotenzial in der

Stahlindustrie im Ländervergleich (basierend auf den Mengen

aus 2010) ........................................................................................... 67

Abbildung 3-19: Ammoniakherstellung in 2010 im Ländervergleich .......................... 73

Abbildung 3-20: Chlorherstellung im Jahr 2010 .......................................................... 74

Abbildung 3-21: Anteile der Produktionsverfahren an der Chlorherstellung in

Europa ................................................................................................ 75

Abbildung 3-22: Zementherstellung und Klinker-Zement-Verhältnis in 2010 in

ausgewählten Ländern ....................................................................... 77

Abbildung 3-23: Spezifischer Energieverbrauch der Zementherstellung in der

EU-27 und in ausgewählten Ländern in 2010 ................................... 78

Abbildung 3-24: Produktionsmengen in der Kalkindustrie in 2010 im

Ländervergleich ................................................................................. 80

Abbildung 3-25: Ofentypen zur Kalkherstellung in der EU im Jahr 2004 ................... 81

Abbildung 3-26: Produktionsmengen von Papier sowie Zell-/Holzstoff in 2008

im Ländervergleich ............................................................................ 83

Abbildungsverzeichnis VII

Abbildung 3-27: Aufteilung der Papierproduktion in Deutschland und Europa in

2010 nach Papiersorten ......................................................................84

Abbildung 3-28: Spezifischer Endenergieverbrauch der Papierherstellung in

2008 im Ländervergleich....................................................................85

Abbildung 3-29: Endenergieverbrauch der nicht-energieintensiven

Industriebranchen in 2010 im Ländervergleich..................................86

Abbildung 3-30: Strom- und Brennstoffeinsatz der nicht-energieintensiven

Industriebranchen in Deutschland (linker Teil) und der EU-27

(rechter Teil) nach Branchen in 2010 .................................................87

Abbildung 3-31: Anteile der Anwendungen am Stromverbrauch in der Industrie

in Deutschland nach Branchen im Jahr 2010 .....................................88

Abbildung 3-32: Einsatz von Brennstoffen und Fernwärme nach

Anwendungsarten in nicht-energieintensiven Branchen in der

Industrie in Deutschland im Jahr 2010 ...............................................89

Abbildung 3-33: Vorgehen zur Bestimmung der technischen

Energieeinsparpotenziale in der nicht-energieintensiven

Industrie ..............................................................................................90

Abbildung 3-34: Endenergieverbrauch zur Wärmebereitstellung nach

Temperaturniveaus in 2010 in der EU-27 ..........................................93

Abbildung 4-1: Aufbau der Szenarioanalyse ...............................................................97

Abbildung 4-2: Schematische Darstellung des Referenzenergiesystems von

TIMES PanEU ....................................................................................99

Abbildung 4-3: Struktur der Modellierung des Industriesektors in

TIMES PanEU ..................................................................................102

Abbildung 4-4: Referenzenergiesystem der Branche Eisen/Stahl in

TIMES PanEU ..................................................................................103

Abbildung 4-5: Struktur der Modellierung der Lebensmittelindustrie in

TIMES PanEU ..................................................................................104

Abbildung 4-6: Referenzenergiesystem der Lebensmittelindustrie in

TIMES PanEU ..................................................................................105

Abbildung 4-7: Auszug aus dem Referenzenergiesystem der

Lebensmittelindustrie in TIMES PanEU ..........................................106

Abbildung 4-8: Brennstoffpreisannahmen .................................................................111

Abbildung 4-9: Überblick über die Szenarien ...........................................................112

Abbildungsverzeichnis VIII

Abbildung 4-10: Annahmen zu den Mindeststrommengen aus Erneuerbaren

Energien in der EU-27 ..................................................................... 113

Abbildung 4-11: Annahmen zu den maximal zulässigen Kernenergiekapazitäten

in der EU-27 .................................................................................... 114

Abbildung 4-12: Verschiedene Energieeinsparziele und deren Fortschreibung bis

zum Jahr 2050 .................................................................................. 115

Abbildung 4-13: Primärenergieverbrauch in der EU-27 im Szenario EKE_75 .......... 118

Abbildung 4-14: Gegenüberstellung des Primärenergieverbrauchs ohne

nichtenergetischen Verbrauch von EU-20-%-Ziel, PRIMES-

2007-Referenzentwicklung und EKE_75-Ergebnis ........................ 119

Abbildung 4-15: Entwicklung des Primärenergieverbrauchs im Szenario EKE_75

im Vergleich zu 2010 in der EU-27................................................. 120

Abbildung 4-16: Entwicklung der spezifischen CO2-Emissionen im Szenario

EKE_75 in der EU-27 ..................................................................... 121

Abbildung 4-17: Entwicklung des Endenergieverbrauchs nach Energieträgern in

der Industrie im Szenario EKE_75 in der EU-27 ............................ 122

Abbildung 4-18: Entwicklung des spezifischen Energieverbrauchs nach

Branchen in der Industrie im Szenario EKE_75 in der EU-27........ 124

Abbildung 4-19: Vergleich der Reduktion des spezifischen Energieverbrauchs

und der spezifischen CO2-Emissionen nach Branchen zwischen

2010 und 2050 im Szenario EKE_75 in der EU-27 ........................ 126

Abbildung 4-20: Stromverbrauch der Industrie nach Anwendungen im Szenario

EKE_75 in der EU-27 ..................................................................... 127

Abbildung 4-21: Deckung des Strombedarfs der Industrie nach

Erzeugungstechnologien im Szenario EKE_75 in der EU-27 ......... 128

Abbildung 4-22: Abgetrenntes CO2 in der Industrie im Szenario EKE_75 in der

EU-27 .............................................................................................. 129

Abbildung 4-23: Einsatz von Erneuerbaren Energien nach Verfahren in der

Industrie im Szenario EKE_75 in der EU-27 .................................. 130

Abbildung 4-24: Direkte und indirekte CO2-Emissionen in der Industrie im

Szenario EKE_75 in der EU-27 ...................................................... 131

Abbildung 4-25: Direkter und indirekter Energieverbrauch des Industriesektors

im Szenario EKE_75 in der EU-27 ................................................. 133

Abbildung 4-26: Energieeinsatz nach Technologien in der Industrie im Szenario

EKE_75 in der EU-27 ..................................................................... 134

Abbildungsverzeichnis IX

Abbildung 4-27: Energieeinsatz nach Anwendungsarten in der Industrie im

Szenario EKE_75 in der EU-27 gegenüber 2010 .............................135

Abbildung 4-28: Primärenergieverbrauch in der EU-27 im Szenariovergleich ..........137

Abbildung 4-29: Primärenergieverbrauch in Deutschland im Szenariovergleich .......139

Abbildung 4-30: Nettostrombedarf in der EU-27 im Szenariovergleich .....................140

Abbildung 4-31: Veränderung des Primärenergieverbrauchs gegenüber 2010

nach Sektoren in der EU-27 im Szenariovergleich ..........................141

Abbildung 4-32: Veränderung des Endenergieverbrauchs der Industrie nach

Verfahren und Verwendungszwecken im Szenario PEV-H_75

gegenüber der Referenzentwicklung EKE_75 in der EU-27 ...........143

Abbildung 4-33: GHG-Emissionen nach Sektoren und Zertifikatspreise im

Szenariovergleich in der EU-27 .......................................................144

Abbildung 4-34: CO2-Emissionen nach Sektoren im Szenariovergleich in der

EU-27 ...............................................................................................145

Abbildung 4-35: Delta kumulierte, undiskontierte Systemkosten gegenüber dem

Szenario EKE_75 im Szenariovergleich in der EU-27 ....................147

Abbildung 4-36: Delta kumulierte, undiskontierte Systemkosten in der Industrie

gegenüber dem Szenario EKE_75 im Szenariovergleich in der

EU-27 ...............................................................................................148

Abbildung 4-37: Bruttoinlandsverbrauch der EU-27 im Baseline Scenario in

2020 basierend auf PRIMES 2007 nach der Wirkungsgrad

(WM)- und Substitutionsmethode (SM) ..........................................150

Abbildung 4-38: Anteile am Primärenergieverbrauch bei unterschiedlichen

Bilanzierungsmethoden im Szenariovergleich in der EU-27 im

Jahr 2050 ..........................................................................................152


Szenario EKE_75 im Szenariovergleich in der EU-27 ....................153

Abbildung 4-40: Primärenergieverbrauch in der EU-27 im Szenariovergleich ..........156

Abbildung 4-41: Nettostrombedarf in der EU-27 im Szenariovergleich .....................157

Abbildung 4-42: Stromnachfrage in der Industrie in der EU-27 im

Szenariovergleich .............................................................................158

Abbildung 4-43: Verteilung des Endenergieverbrauchs von Erneuerbaren

Energien auf die einzelnen Nachfragesektoren in der EU-27 im

Szenariovergleich .............................................................................159

Abbildungsverzeichnis X

Abbildung 4-44: Endenergieverbrauch in der Industrie in der EU-27 im

Szenariovergleich ............................................................................ 160

Abbildung 4-45: CO2-Emissionen nach Sektoren in der EU-27 im Jahr 2050 im



Szenario EKE_75 im Szenariovergleich in der EU-27 ................... 162



EU-27 .............................................................................................. 163

Abbildung 4-48: Primärenergieverbrauch in der EU-27 ............................................. 164

Abbildung 4-49: Nettostrombedarf bei unterschiedlichen Klimaschutzzielen in

der EU-27 im Szenariovergleich ..................................................... 165

Abbildung 4-50: Anteile der Sektoren am Primärenergieverbrauch in der EU-27

im Jahr 2050 im Szenariovergleich ................................................. 166

Abbildung 4-51: Endenergieverbrauch in der Industrie in der EU-27 im


Abbildung 4-52: Endenergieverbrauch in der Industrie in Deutschland im


Abbildung 4-53: Zertifikatspreise in der EU-27 im Szenariovergleich ...................... 168

Abbildung 4-54: Auswirkungen von Klimaschutz- und Energieeinsparzielen in

der EU-27 im Szenariovergleich ..................................................... 170





EU-27 .............................................................................................. 172



Abbildung 4-58: Delta undiskontierte Systemkosten gegenüber dem Szenario

EKE_75 bezogen auf den PEV über den spezifischen GHG-

Emissionen des PEV im Szenariovergleich in der EU-27 im

Jahr 2050 (jeweils kumulierte Werte) ............................................. 174


EKE_75 über der Primärenergiereduktion gegenüber EKE_75

Abbildungsverzeichnis XI

im Szenariovergleich in der EU-27 im Jahr 2050 (jeweils

kumulierte Werte).............................................................................175


EKE_75 in der Industrie über der

Endenergieverbrauchsreduktion in der Industrie gegenüber

EKE_75 im Szenariovergleich in der EU-27 im Jahr 2050

(jeweils kumulierte Werte) ...............................................................176

Abbildungsverzeichnis XII

Tabellenverzeichnis XIII

Tabellenverzeichnis

Tabelle 2-1: Energieeffizienzziele nach Regionen und Ländern ............................23

Tabelle 3-1: Maßnahmen zur Energieeinsparung in Kältesystemen ......................60

Tabelle 3-2: Maßnahmen zur Energieeinsparung in Beleuchtungssystemen .........61

Tabelle 3-3: Prozessbedingte, spezifische CO2-Emissionen der Industrie in

der EU-27 im Jahr 2010 .....................................................................68

Tabelle 3-4: Spezifischer Rohstoff- und Brennstoffverbrauch der

Ammoniakerzeugung .........................................................................73

Tabelle 3-5: Spezifischer Wärmeverbrauch unterschiedlicher Ofentypen .............81

Tabelle 3-6: Zusammenfassung der gegenwärtigen Energieeinsparpotenziale

in der nicht-energieintensiven Industrie in der EU-27 und in

Deutschland ggü. 2010 .......................................................................91

Tabelle 3-7: Wichtige Prozesse nach Branchen und Temperaturniveau ................92

Tabelle 3-8: Zusammenfassung der gegenwärtigen Energieeinsparpotenziale

in der Industrie in der EU-27 und in Deutschland ggü. 2010.............96

Tabelle 4-1: Investitionskosten in der EU-27 im Jahr 2010 für

unterschiedliche Anwendungsarten im Bereich der

Lebensmittelindustrie .......................................................................109

Tabelle 7-1: Klassifikationen der Wirtschaftszweige gemäß NACE Rev. 2 ........203

Tabelle 7-2: Technologiedarstellung Eisen- und Stahlherstellung .......................205

Tabelle 7-3: Technologiedarstellung Aluminiumherstellung ...............................206

Tabelle 7-4: Technologiedarstellung Primäraluminiumherstellung .....................207

Tabelle 7-5: Technologiedarstellung Aluminiumoxidgewinnung ........................208

Tabelle 7-6: Technologiedarstellung Kupferherstellung ......................................209

Tabelle 7-7: Technologiedarstellung Ammoniakherstellung – Steam

Reforming .........................................................................................210

Tabelle 7-8: Technologiedarstellung Ammoniakherstellung – Partielle

Oxidation ..........................................................................................211

Tabelle 7-9: Technologiedarstellung Ammoniaksynthese ...................................212

Tabelle 7-10: Technologiedarstellung Chlorherstellung - Amalgamverfahren ......213

Tabellenverzeichnis XIV

Tabelle 7-11: Technologiedarstellung Chlorherstellung -

Diaphragmaverfahren ...................................................................... 214

Tabelle 7-12: Technologiedarstellung Chlorherstellung - Membranverfahren ..... 215

Tabelle 7-13: Technologiedarstellung Ethylenherstellung .................................... 216

Tabelle 7-14: Technologiedarstellung Zementherstellung .................................... 217

Tabelle 7-15: Technologiedarstellung Glasherstellung ......................................... 218

Tabelle 7-16: Technologiedarstellung Kalkherstellung ......................................... 219

Tabelle 7-17: Technologiedarstellung Papierherstellung ...................................... 220

Tabelle 7-18: Produktionsmengen Aluminiumindustrie ........................................ 221

Tabelle 7-19: Stromverbrauch in der Industrie nach Anwendungsarten in

Deutschland in 2001 ........................................................................ 222

Tabelle 7-20: Überblick über unterschiedliche Energiemodelle............................ 224

Tabelle 7-21: Überblick über Technologiedaten in TIMES PanEU ...................... 225

Tabelle 7-22: Sozioökonomische Rahmenannahmen für die EU-27 ..................... 226

Tabelle 7-23: Sozioökonomische Rahmenannahmen für Deutschland ................. 227

Tabelle 7-24: Annahmen bezüglich der Entwicklung der Produktionsmengen

in der Industrie in der EU-27 ........................................................... 227

Tabelle 7-25: Endenergieverbrauch in der Industrie in der EU-27 nach

Ländern (1/2) in PJ .......................................................................... 228


Ländern (2/2) in PJ .......................................................................... 229


Energieträgern in PJ......................................................................... 229


Energieträgern im Szenario EKE_75 .............................................. 230


Branchen im Szenario EKE_75 ....................................................... 230


Energieträgern im Szenario C_75 ................................................... 230


Branchen im Szenario C_75 ............................................................ 230


Energieträgern im Szenario PEV-N_75 .......................................... 231

Tabellenverzeichnis XV


Branchen im Szenario PEV-N_75 ....................................................231


Energieträgern im Szenario PEV-M_75...........................................231


Branchen im Szenario PEV-M_75 ...................................................231


Energieträgern im Szenario PEV-H_75 ...........................................232


Branchen im Szenario PEV-H_75 ....................................................232


Energieträgern in der Variante PEV-M_75-S ..................................232


Branchen in der Variante PEV-M_75-S ...........................................232


Energieträgern im Szenario EKE_65 ...............................................233


Branchen im Szenario EKE_65 ........................................................233


Energieträgern im Szenario C_65 ....................................................233


Branchen im Szenario C_65 .............................................................233


Energieträgern im Szenario PEV-M_65...........................................234


Branchen im Szenario PEV-M_65 ...................................................234


Energieträgern im Szenario EKE_85 ...............................................234


Branchen im Szenario EKE_85 ........................................................234


Energieträgern im Szenario C_85 ....................................................235


Branchen im Szenario C_85 .............................................................235

Tabellenverzeichnis XVI


Energieträgern im Szenario PEV-M_85 .......................................... 235


Branchen im Szenario PEV-M_85 .................................................. 235

Tabelle 7-52: CO2-Emissionen in der Industrie in der EU-27 nach Branchen

in Mt ................................................................................................ 236


im Szenario EKE_75 ....................................................................... 236


im Szenario C_75 ............................................................................ 237


im Szenario PEV-N_75 ................................................................... 237


im Szenario PEV-M_75 .................................................................. 237


im Szenario PEV-H_75 ................................................................... 237


in der Variante PEV-M_75-S .......................................................... 238


im Szenario EKE_65 ....................................................................... 238


im Szenario C_65 ............................................................................ 238


im Szenario PEV-M_65 .................................................................. 238


im Szenario EKE_85 ....................................................................... 239


im Szenario C_85 ............................................................................ 239


im Szenario PEV-M_85 .................................................................. 239

Tabelle 7-65: Primärenergieverbrauch in der EU-27 nach Energieträgern ........... 240

Tabelle 7-66: Primärenergieverbrauch in der EU-27 nach Energieträgern im

Szenario EKE_75 ............................................................................ 240

Tabellenverzeichnis XVII


Szenario C_75 ..................................................................................240


Szenario PEV-N_75 .........................................................................241


Szenario PEV-M_75.........................................................................241


Szenario PEV-H_75 .........................................................................241

Tabelle 7-71: Primärenergieverbrauch in der EU-27 nach Energieträgern in

der Variante PEV-M_75-S ...............................................................242


Szenario EKE_65 .............................................................................242


Szenario C_65 ..................................................................................242


Szenario PEV-M_65.........................................................................243


Szenario EKE_85 .............................................................................243


Szenario C_85 ..................................................................................243


Szenario PEV-M_85.........................................................................244

Tabellenverzeichnis XVIII

Abkürzungsverzeichnis XIX

Abkürzungsverzeichnis

a Anno

ABB Asea Brown Boveri

ADEME Agence de l'environnement et de la maîtrise de

l'énergie

adv advanced

AG Aktiengesellschaft

AG Arbeitsgemeinschaft

AGEB Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen

ANS Arbeitskreis für die Nutzbarmachung von

Siedlungsabfällen

AT Österreich

BAT Best Available Technology

BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft

BDI Bundesverband der Deutschen Industrie

BDZ Bundesverband der Deutschen Zementindustrie

BE Belgien

BFE Bundesamt für Energie

BG Bulgarien

Bio. Billionen

BIP Bruttoinlandsprodukt

BMBF Bundesministerium für Bildung und Forschung

BMJ Bundesministerium der Justiz

BMU Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und

Reaktorsicherheit

BMWFJ Bundesministerium für Wirtschaft, Familie und

Jugend

BMWi Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie

BV Glas Bundesverband der Glasindustrie

BY Base Year

bzw. beziehungsweise

C Celsius

C Climate

ca. circa

cap capita

CCS Carbon Capture and Storage

CEMEP Comité Européen de Constructeurs de Machines

Electriques et d'Electronique de Puissance

Abkürzungsverzeichnis XX

CEPI Confederation of European Paper Industries

CO2eq Kohlenstoffdioxid-Äquivalent

CSP Compact Strip Production

CY Zypern

CZ Tschechische Republik

d. h. das heißt

DE Deutschland

DENA Deutsche Energie-Agentur

DG Directorate-General

DK Dänemark

DRI Direct Reduced Iron

EAA European Aluminium Association

ECEEE European Council for an Energy Efficient Economy

EDL-G Gesetz über Energiedienstleistungen und andere

Energieeffizienzmaßnahmen

EDL-RL Energiedienstleistungsrichtlinie

EE Estland

EEA European Economic Area

EEAP Energieeffizienz Aktionsplan

EEFA Energy Environment Forecast Analysis

EEV Endenergieverbrauch

EFMA European Fertilizer Manufacturers Association

EFOM Energy Flow Optimization Modell

EIA Energy Information Administration

EJ Exajoule

EKE Effizienter Klimaschutz in Europa

ES Spanien

et al. et alii

ETS Emission Trading System

ETSAP Energy Technology Systems Analysis Program

EU Europäische Union

EU-27 27 Mitgliedsstaaten der Europäischen Union

EU-30 27 Mitgliedsstaaten der Europäischen Union erweitert

um die Schweiz, Island und Norwegen

EuLA European Lime Association

EW Electrowinning

EWI Energiewirtschaftliches Institut an der Universität zu

Köln

FFE Forschungsstelle für Energiewirtschaft

FI Finnland

Abkürzungsverzeichnis XXI

FONA Forschung für Nachhaltige Entwicklung

FR Frankreich

GDA Gesamtverband der Aluminiumindustrie

GGR Gleichstrom-Gegenstrom-Regenerativ

ggü. gegenüber

GHD Gewerbe, Handel, Dienstleistungen

GHG Greenhouse Gas

GJ Gigajoule

GmbH Gesellschaft mit beschränkter Haftung

GR Griechenland

GuD-Kraftwerk Gas- und Dampfkraftwerk

Hrsg Herausgeber

HU Ungarn

HVPI Harmonisierte Verbraucherpreisindizes

IE Irland

IEA International Energy Agency

IER Institut für Energiewirtschaft und Rationelle

Energieanwendung

IFEU Institut für Energie- und Umweltforschung

IFT Industry Food and Tobacco

IGCC Integrated Gasification Combined Cycle

IIASA International Institute for Applied System Analysis

IKT Informations- und Kommunikationstechnologie

IPPC Integrated Pollution Preventation and Control

IPTS Institute for Prospective Technological Studies

ISI Institut für System- und Innovationsforschung

ISIS Institute of Studies for the Integration of Systems

IT Italien

IUTA Institut für Energie- und Umwelttechnik

JRC Joint Research Center

kg Kilogramm

kgoe kilograms of oil equivalent

kum kumuliert

kW Kilowatt

kWh Kilowattstunde

KWK Kraft-Wärme-Kopplung

LFU Landesamt für Umweltschutz (Bayerisches

Landesamt für Umweltschutz)

LPG Liquefied Petroleum Gas

LT Litauen

Abkürzungsverzeichnis XXII

LTT Lehrstuhl für Technische Thermodynamik

LU Luxemburg

LV Lettland

M€ Millionen Euro

MARKAL Market Allocation Model

Mio. Millionen

MJ Megajoule

Mrd. Milliarden

MS Mitgliedsstaat

MT Malta

Mt Megatonnen

MW Megawatt

MWh Megawattstunde

NACE Nomenclature statistique des activités économiques

dans la Communauté européenne

NE nichteisen

NEEAP Nationaler Energieeffizienz Aktionsplan

NEEDS New Energy Externalities Development for

Sustainability

NL Niederlande

NM nichtmetallisch

NMVOC Non Methane Volatile Organic Compounds

NTUA National Technical University of Athens

OECD Organisation for Economic Co-operation and

Development

OXY Oxygen

p. a. pro anno

PEC Primary Energy Consumption

PEV Primärenergieverbrauch

PEV-H Hohes Primärenergieeinsparziel

PEV-M Mittleres Primärenergieeinsparziel

PEV-N Niedriges Primärenergieeinsparziel

PJ Petajoule

PL Polen

PLANETS Probabilistic Long-term Assessment of New Energy

Technologies Scenarios

PLT Pellets

PM Particular Matter

PM10 Particular Matter (aerodynamischer Durchmesser ≤

10 µm)

Abkürzungsverzeichnis XXIII

PM2.5 Particular Matter (aerodynamischer Durchmesser ≤

2,5 µm)

PROBAS Prozessorientierte Basisdaten für Umwelt-

management-Instrumente

PT Portugal

PTS Papiertechnische Stiftung

PV Photovoltaik

RES Referenzenergiesystem

RLT Raumlufttechnik

RO Rumänien

RWI Rheinisch-Westfälisches Institut für

Wirtschaftsforschung

SE Schweden

SI Slowenien

SK Slowakei

SM Substitutionsmethode

SNT Sinter

SVK Sauerstoffverzehrkathode

SX Solventextraktionstechnik

t Tonne

THG Treibhausgas

TIMES The Integrated Markal-Efom System

TMP Thermo-Mechanical Pulping

toe tonne of oil equivalent

TU Technische Universität

u. a. unter anderem

UBA Umweltbundesamt

UK Vereinigtes Königreich

UNECE Economic Commission for Europe

UNFCCC United Nations Framework Convention on Climate

Change

UNIDO United Nations Industrial Development Organization

USGS United States Geological Survey

var. variable

VCI Verband der Chemischen Industrie

VDEh Verein Deutscher Eisenhüttenleute

VDI Verein Deutscher Ingenieure

VDMA Verband Deutscher Maschinen- und Anlagenbau

VDP Verband Deutscher Papierfabriken

VDZ Verein Deutscher Zementwerke

Abkürzungsverzeichnis XXIV

VIK Verband der Industriellen Energie- und

Kraftwirtschaft

WEC World Energy Council

WM Wirkungsgradmethode

z. B. zum Beispiel

Formelzeichen und Indizes XXV

Formelzeichen und Indizes

Formelzeichen

ACT Aktivität eines Prozesses

aij Koeffizienten der Entscheidungsvariablen xj in der Gleichung i

basis Indexmenge Basisjahr des Indexes t

bi Konstante rechte Seite der Gleichung i

CAP Kapazität eines Prozesses

cj Koeffizienten der Entscheidungsvariablen xj in der Zielfunktion

com_bndprdt,GHG Grenze für die Emission von Treibhausgasemissionen in der Periode

t

CRF Kapitalwiedergewinnungsfaktor

cst_act Spezifische variable Betriebskosten (Kosten der Aktivität)

cst_flo Spezifische variable Kosten des Flusses/Stoffstroms

cst_fom Spezifische fixe Betriebskosten

cst_inv Spezifische Investkosten

CST_TOT Gesamte Systemkosten

d Dauer der Periode

dem Exogene Nachfrage (demand)

dem Indexmenge aller Güter, die ein exogen nachgefragtes Gut darstellen

demand Indexmenge der Demand-Prozesse in den nicht-energieintensiven

Branchen

ES Energieeinsparung

EV Energieverbrauch

EXP Exportvariable eines Energieträgers

expp,c,r Indexmenge der Exportprozesse p, die Energieträger c in die Region

r exportieren

FLO Flussvariable eines Energieträgers in oder aus einem Prozess

ghg Indexmenge aller GHG-Emissionen

IMP Importvariable eines Energieträgers

impp,c,r Indexmenge der Importprozesse p, die Energieträger c in Region r

importieren

inp,c Indexmenge der Prozesse p, in dem Gut c verbraucht wird

MIN Förderung eines Energieträgers innerhalb der Region

outp,c Indexmenge der Prozesse p, in dem Gut c erzeugt wird

outp,final,b Indexmenge der Prozesse p auf der finalen Stufe des industriellen

Produktionsprozesses (ps=final) in einer energieintensiven Branche

b

Formelzeichen und Indizes XXVI

outp,inter,b Indexmenge der Prozesse p auf der Stufe der Produktion eines

Vorproduktes des industriellen Produktionsprozesses (ps=inter) in

einer energieintensiven Branche b

PBF Primary Energy balancing factor

PEC Obergrenze für den Primärenerieverbrauch

prc_ts Indexmenge der Zeitsegmente, in der der Prozess eingesetzt werden

kann

price Spezifische Kosten (bzw. Preis) für den Import oder Export von

Gütern

ref Indexmenge Referenzszenario des Indexes scen

RNI_ELC Menge an Strom aus Wind, Wasser, Solar (RES), Kernenergie

(nuclear) und Stromimporte

SAVPRO Menge an Nutzenergie, die durch einen Energiesparprozess

eingespart wird

STGIN Menge eines eingespeicherten Energieträgers oder Emission

STGOUT Menge eines Energieträgers, der aus einem Speicher entnommen

wird

stgp,c Indexmenge der Speicherprozesse p, in dem Gut c gespeichert

werden kann

xj Entscheidungsvariable

β Diskontfaktor bezüglich des Basisjahrs

Indizes

a Art der Energieanwendung

b Branche

bm Balancing method mit den möglichen Ausprägungen wm

(Wirkungsgradmethode) und sm (Substitutionsmethode)

c Energieträger/Rohstoff/Material (Commodity)

e Endenergieträger

i Index der Gleichungen von 1…m

j Index der Entscheidungsvariablen von 1…n

p Prozess

ps Stufe des Produktionsprozesses in energieintensiven Branchen von

1…final (mit „inter“ als Menge aller Prozessstufen ohne die finale

Stufe)

r Region

s Zeitsegmente

scen Szenario

t Modellperiode von 1…T

Formelzeichen und Indizes XXVII

Chemische Formelzeichen

Al Aluminium

Al2O3 Aluminiumoxid

CaCO3 Calciumcarbonat

CaO Calciumoxid

CH4 Methan

Cl Chlor

CO Kohlenstoffmonoxid

CO2 Kohlenstoffdioxid

Cu Kupfer

Fe Eisen

Fe2O3 Eisenoxid

H Wasserstoff

H2O Wasser

N Stickstoff

N2O Distickstoffmonoxid

Na Natrium

Na2S Natriumsulfid

NaCl Natriumchlorid

NaOH Natriumhydroxid

NH3 Ammoniak

NOx Stickoxide

O2 Sauerstoff

SiO2 Siliciumdioxid

SO2 Schwefeldioxid

Formelzeichen und Indizes XXVIII

Kurzfassung XXIX

Kurzfassung

Das Thema Energieeffizienz ist von hoher Aktualität und allgegenwärtig sowohl in der

energiepolitischen Diskussion als auch in europäischen und nationalen Energiekonzepten

und -strategien. Trotz dieser hohen Bedeutung herrscht allerdings selbst hinsichtlich der

Begriffsdefinition von Energieeffizienz kein einheitliches Verständnis. Zudem gibt es in

Europa eine Vielzahl von sogenannten Energieeffizienzzielen und zahlreiche Indikatoren,

mit denen der Grad der Effizienz gemessen werden soll. Daher soll diese Arbeit einen

Beitrag für ein vertieftes Verständnis der effizienten Nutzung von Energie leisten. Mit

Hilfe einer Energiesystemanalyse sollen dazu energiewirtschaftliche Zusammenhänge

aufgezeigt und berücksichtigt werden, um zu einer fundierten Aussage hinsichtlich der

effizienten Nutzung von Energie im europäischen Energiesystem mit Fokus auf den

Industriesektor zu kommen.

Die uneinheitliche Definition des Begriffs Energieeffizienz bezieht sich zunächst auf die

Verwendung sowohl von spezifischen als auch absoluten Energieverbräuchen zur

Charakterisierung von Effizienz. Zudem kommen sowohl statische Betrachtungen von

Effizienz als Zustand als auch dynamische Betrachtungen als Verbesserung eines

Zustandes gegenüber einer Referenz zur Anwendung. Weitere Unterschiede herrschen in

der Bewertung des Energieeinsatzes (beispielsweise Primär- oder Endenergieverbrauch)

sowie hinsichtlich der Wahl einer möglichen Bezugsgröße. Zudem liegt der Fokus im

gegenwärtig überwiegend vorherrschenden Verständnis des Begriffs nur auf dem

Energieverbrauch. Alle anderen Ressourcen, die zur Erbringung einer Energiedienst-

leistung notwendig sind, werden trotz der Substitutionsoptionen zwischen diesen

einzelnen Ressourcen nicht betrachtet. Daher wird das Verständnis von Energieeffizienz in

dieser Arbeit erweitert und um die bislang nicht betrachteten Ressourcen ergänzt. Alle

notwendigen Ressourcen zur Bereitstellung von Energiedienstleistungen werden zu

diesem Zweck monetär bewertet. Die effiziente Nutzung der Ressource Energie ist dann

diejenige, die sich aus der Optimierung des Verhältnisses des gesamten Aufwands bzw.

der gesamten Kosten aller Ressourcen zum erzielten Nutzen ergibt.

Um den effizienten Energieeinsatz im Industriesektor in der EU näher bestimmen zu

können, ist ein tieferes Verständnis dieses Sektors und seiner Besonderheiten notwendig.

Die Industrie ist der größte Stromverbraucher in der EU sowie für ein Viertel des

Endenergieverbrauchs und etwa ein Fünftel der CO2-Emissionen verantwortlich. Der

Industriesektor stellt ein Energiesystem im Kleinen dar, in dem sowohl Bereitstellungs- als

auch Anwendungsverfahren eine entscheidende Rolle für Energieverbrauch und

Emissionsniveau spielen. Kennzeichnend sind weiterhin das hohe und heterogene

Temperaturniveau der Wärmenachfrage und die in Umwandlungsverfahren entstehenden

Prozessemissionen. Zudem ist eine Unterteilung des Sektors in energieintensive Branchen,

Kurzfassung XXX

in denen branchenspezifische Produktionsverfahren den Energieverbrauch dominieren,

und nicht-energieintensive Branchen möglich. Der Energieverbrauch in den nicht-

energieintensiven Branchen ist durch die Nutzung von branchenübergreifenden

Querschnittstechnologien bestimmt. Insbesondere der Stromeinsatz der Industrie erfolgt

überwiegend in diesen Verfahren. Möglichkeiten zur Reduktion des Energieverbrauchs in

der Industrie liegen im Einsatz alternativer oder optimierter Produktions- und

Querschnittsverfahren sowie von Einsparmaßnahmen zur Reduktion der Nutzenergie-

nachfrage. Basierend auf der Analyse in dieser Arbeit beläuft sich das gegenwärtige

technische Energieeinsparpotenzial in der Industrie auf 21 % in der EU und auf 17 % in

Deutschland.

Die modellgestützte Szenarioanalyse des europäischen Energiesystems mit Hilfe des

weiterentwickelten Energiesystemmodells TIMES PanEU verdeutlicht aufbauend auf dem

erweiterten Verständnis von Energieeffizienz, dass der effiziente Energieeinsatz bei einem

Emissionsminderungsziel von 75 % aus einem leicht ansteigenden Primärenergie-

verbrauch mit einem diversifizierten Energieträger- und Technologiemix besteht. Sowohl

Erneuerbare Energien, als auch die Nutzung von Kernenergie und CCS-Verfahren spielen

langfristig eine bedeutende Rolle. Zudem steigt insbesondere der Stromeinsatz in

Kombination mit einer starken Dekarbonisierung der Stromerzeugung. In der Industrie

tragen zur Minderung der Emissionen sowohl der verstärkte Einsatz von Strom, CCS und

Erneuerbaren Energien als auch die Nutzung von verbesserten und alternativen Verfahren

zu einer Emissionsminderung bei. Dadurch ergibt sich ein Endenergieverbrauch auf einem

etwa konstanten Niveau im Zeitverlauf mit zunehmender Bedeutung der Energieträger

Strom und Biomasse.

Sowohl regulatorische Eingriffe in den Stromsektor als auch die Vorgabe von

Primärenergieverbrauchseinsparzielen sorgen für einen Anstieg der gesamten

Energiesystemkosten und somit für einen Rückgang der Effizienz. Der Energieverbrauch

wird über das effiziente Maß hinaus reduziert und die Einsparvorgaben sorgen für eine

verstärkte Nutzung anderer notwendiger Ressourcen. Erreicht werden die

Energieeinsparvorgaben vor allem durch die Reduktion der Umwandlungsverluste im

Stromsektor. Dafür sorgen sowohl eine verminderte Stromnachfrage als auch ein

Technologiewechsel sowie bilanzielle Einsparungen durch den verstärkten Einsatz von

Windkraft und Solarenergie mit einem bilanziellen Wirkungsgrad von 100 % bei einem

Rückgang von Kernenergie mit einem bilanziellen Wirkungsgrad von 33 %. Insgesamt

zeigt die modellgestützte Analyse des effizienten Einsatzes des Inputfaktors Energie, dass

ein geringerer Energieverbrauch nicht gleichbedeutend ist mit einem höheren Maß an

Effizienz.

Die integrierte Systemanalyse in dieser Arbeit verdeutlicht zudem die Wechselwirkungen

zwischen Emissionsminderungs- und Energieeinsparzielen. Emissionsminderungspfade

wie die verstärkte Nutzung von Kernenergie, CCS oder Biomasse sowie generell der

Kurzfassung XXXI

verstärkte Einsatz von Strom werden durch Primärenergieeinsparziele blockiert. Die

Einsparziele sorgen für höhere Emissionszertifikatspreise. Es besteht teilweise ein

Zielkonflikt zwischen diesen beiden Zielen. Energieeinsparziele sind insbesondere bei

verschärftem Klimaschutz nur schwer zu erreichen und sorgen für einen deutlichen

Anstieg der Energiesystemkosten. Insgesamt wird deutlich, dass eine integrierte

Systemanalyse notwendig ist, um das gesamte Energiesystem und somit auch die

vorgelagerten Stufen des industriellen Energieverbrauchs sowie die Wechselwirkungen

mit anderen Sektoren mit in die Betrachtung einzubeziehen. Sowohl normative

Energieeinsparziele als auch politische, regulierende Eingriffe in den Stromsektor führen

zu Abweichungen vom energieeffizienten und somit vom kostenminimalen Pfad. Der

effiziente Energieeinsatz ist nicht gleichbedeutend mit dem geringsten Energieverbrauch.

Quantitative Energieeinsparziele führen nicht zu einer effizienteren Nutzung von Energie.

Diese Aussagen sind unabhängig von der geltenden Emissionsminderungsvorgabe und

gelten ebenso auf EU-Ebene wie auch für Deutschland.

Kurzfassung XXXII

Abstract XXXIII

Abstract

Energy efficiency is a highly important topic and currently omnipresent in the energy

political discussion as well as in European and national energy concepts and strategies.

Despite this high importance there’s no common understanding even concerning the

definition of the term energy efficiency. In addition, there are plenty so called energy

efficiency targets within Europe and several indicators which should measure the level of

energy efficiency. Therefore this study should provide a deepened understanding of the

efficient use of energy. By using the approach of an energy system analysis, energy

economic relations should be pointed out und considered to develop a profound statement

of the efficient use of energy in the European energy system with special focus on the

industrial sector.

The inconsistent definition of energy efficiency is related to the use of this term for a

specific as well as an absolute reduction of energy consumption. Furthermore both static

views on efficiency as a status and also dynamic views on efficiency as an improvement of

a value compared to a reference number are used. Additional differences occur in the

evaluation of the energy use (for example primary or final energy) and in the selection of a

reference value in a key figure to assess energy efficiency. Moreover the focus of the

current general understanding is mainly only on the consumption of energy. All other

resources next to the energy input which are needed to provide energy services are not

considered even though there are strong interactions and substitution possibilities among

these resources. Hence the understanding of energy efficiency is extended in this study by

these additional resources which were not considered yet. Therefore all resources needed

to provide energy services are valued on a monetary basis. Based on this extension the

efficient use of the resource energy is a result of an optimisation of the relation of these

total costs of all resources to the related benefit.

To determine the efficient use of energy in the industrial sector, a deeper understanding of

the sector and its characteristics is necessary. The industrial sector is the largest consumer

of electricity within the EU. Also a quarter of the final energy consumption and about

20 % of the CO2 emissions are related to this sector. The industrial sector is a complete

energy system itself where both energy supply and energy using technologies play a key

role for the level of emissions and energy demand. Typical for this sector are the

heterogeneous and high temperature level of the heat demand and the process emissions

which accrue in transformation processes. The subsectors of the industry could be split up

into energy intensive subsectors where single production processes dominate the energy

consumption, and non-energy intensive subsectors. The energy demand in the non-

intensive subsectors is determined by the use of cross cutting technologies. Especially the

electricity consumption is concentrated on these technologies. Ways to reduce the energy

Abstract XXXIV

consumption in the industrial sector are the use of alternative or improved production or

cross cutting technologies and the use of energy saving measures to reduce the demand for

useable energy. Based on the analysis within this study, 21 % of the current energy

consumption of the industrial sector of the EU and 17 % in Germany could be reduced.

Based on the extended understanding of energy efficiency, the model based scenario

analysis of the European energy system with the further developed energy system model

TIMES PanEU shows that the efficient use of energy at an emission reduction level of

75 % is a slightly increasing primary energy consumption. The primary energy

consumption is characterised by a diversified energy carrier and technology mix.

Renewable energy sources, nuclear energy and CCS play a key role in the long term. In

addition the electricity demand in combination with a strong decarbonisation of the

electricity generation is increasing constantly. In the industrial sector the emission

reduction is driven by the extended use of electricity, CCS and renewables as well as by

the use of improved or alternative process and supply technologies with lower specific

energy consumption. Thereby the final energy consumption stays almost on a constant

level with increasing importance of electricity and biomass.

Both regulatory interventions in the electricity sector and energy saving targets on the

primary energy demand lead to higher energy system costs and therewith to a decrease of

efficiency based on the extended understanding. The energy demand is reduced stronger

than it is efficient and the saving targets lead to the extended use of other resources

resulting in totally higher costs. The energy saving targets are reached mainly by reduced

conversion losses in the electricity sector. The reasons therefor are reduced electricity

demand, a change of technologies and savings based on the primary energy balancing

method due to the extended use of wind and solar energy and a reduced use of nuclear.

While wind and solar have a primary energy efficiency of 100 % based on the efficiency

balancing method, nuclear has only 33 %. In total, the model based analysis shows that the

efficient use of energy is not necessarily related to decreasing energy consumption.

The integrated system analysis in this study points out the interactions between emission

reduction and energy saving targets. Some emission reduction pathways like the extended

use of nuclear, CCS or biomass and also the extended use of electricity in general are

blocked by an energy saving target for the primary energy consumption. Energy saving

targets lead to higher certificate prices for emissions. There are conflicting interests

between the two targets. Especially at higher emission reduction targets energy savings are

hard to reach and lead to clearly higher energy system costs. In total it could be shown that

an integrated energy system analysis is needed to analysis the whole energy system and

the indirect effects of energy use in the industrial sector as well as the interactions with

other sectors. Both normative targets and political regulatory interventions in the

electricity sector lead to deviations from the efficient use of energy and therewith from the

cost optimal pathway. The efficient use of energy is not identical with the lowest energy

Abstract XXXV

consumption. Quantitative energy saving targets do not lead to an efficient use of energy.

These results are valid independently from the level of the emission target and apply both

for the EU level and for Germany.

1 Einleitung

1

1 Einleitung

1.1 Problemstellung und Zielsetzung

Das Thema Energieeffizienz spielt in der gegenwärtigen energiepolitischen Diskussion

eine entscheidende Rolle. Sowohl von der EU, als auch von der Bundesregierung, wird

diesem Themenfeld eine große Bedeutung innerhalb ihrer jeweiligen energiepolitischen

Strategien zugewiesen. Energieeffizienz ist ein zentrales Element der EU-Strategie

„Europa 2020“ für ein intelligentes, nachhaltiges und integratives Wachstum. Laut

Energieeffizienzplan der Europäischen Kommission ist Energieeffizienz eine der

kosteneffektivsten Möglichkeiten, um sowohl die Versorgungssicherheit zu erhöhen als

auch die Emissionen zu vermindern (Europäische Kommission 2011b). Auch von Seiten

der Bundesregierung wurde die Bedeutung von Energieeffizienz wiederholt betont, unter

anderem im Energiekonzept (Bundesregierung 2010) und im Eckpunktepapier zur

Energiewende (Bundesregierung 2011). In zahlreichen Veröffentlichungen steht das

Thema zudem im Zentrum der Betrachtungen, beispielsweise im World Energy Outlook

2012 der Internationalen Energieagentur (IEA 2012a).

Trotz dieser großen Bedeutung des Themengebiets in der aktuellen energiepolitischen

Diskussion ist der Begriff Energieeffizienz nicht einheitlich definiert und wird

unterschiedlich verwendet. Sowohl ein Rückgang des absoluten als auch des spezifischen

Energieverbrauchs werden beispielsweise mit dem Term Energieeffizienz charakterisiert.

Die Begriffe Energieeffizienz und Energieeinsparung werden außerdem häufig synonym

verwendet und nicht voneinander abgegrenzt. Zudem wird weiterhin unter dem Begriff

teilweise ein Zustand und teilweise eine Verbesserung gegenüber einem Referenzwert

verstanden. Ein genaues und einheitliches Verständnis sowie klare Zielvorgaben zur

Messung sind nicht vorhanden. So gibt es in den EU-Mitgliedsstaaten zahlreiche

unterschiedliche Mess- und Zielgrößen, die mit einer Steigerung der Energieeffizienz

verbunden werden wie beispielsweise eine Reduktion des Primär- oder

Endenergieverbrauchs, eine Reduktion des Stromverbrauchs, die Steigerung der

Energieproduktivität oder etwa die Reduktion des Energieverbrauchs pro Kopf. Weiterhin

bezieht sich das vorherrschende Verständnis von Energieeffizienz nur auf den Faktor

Energie, alle anderen notwendigen Ressourcen, die mit diesem Energieeinsatz verbunden

sind, werden nicht berücksichtigt.

Neben der allgemeinen Betrachtung von Energieeffizienz liegt der spezielle Fokus dieser

Arbeit auf dem Industriesektor. Dieser Sektor ist in Bezug auf den Strom- und

Energieverbrauch sowie hinsichtlich der Emissionen von entscheidender Bedeutung. Die

Industrie ist der größte Stromverbraucher und etwa ein Viertel des Endenergieverbrauchs

sowie ein Fünftel der CO2-Emissionen in der EU entfallen auf diesen Sektor (Eurostat

2012a, UNFCCC 2012). Somit kommt der Industrie auch in Fragen bezüglich der

Energieeffizienz eine Schlüsselrolle zu.

1 Einleitung

2

Zwischen den jeweiligen Industriesektoren der europäischen Mitgliedsstaaten gibt es

erhebliche Unterschiede hinsichtlich der jeweiligen Branchenstruktur, aber auch

hinsichtlich der eingesetzten Verfahren. Neben den deutlichen nationalen Unterschieden

zeichnet sich dieser Sektor im Vergleich zu den anderen Nachfragesektoren durch sehr

energieintensive, branchenspezifische Produktionsprozesse und Anwendungen auf sehr

hohem Temperaturniveau aus. In der Industrie spielen sowohl Energiebereit-

stellungsverfahren als auch physikalisch-chemische Umwandlungsverfahren im Rahmen

der Produktion eine Rolle. Insofern weist dieser Sektor deutliche Abweichungen zu den

anderen Nachfragesektoren auf. Der Industriesektor stellt durch das Zusammenwirken von

Energiebereitstellung und Produktionsverfahren ein komplettes Energiesystem im Kleinen

dar und ist auch deswegen von besonderem Interesse.

Aufgrund der hohen Bedeutung des Industriesektors für den Energieverbrauch sowie der

komplexen Struktur mit branchenspezifischen und nationalen Besonderheiten ist eine

detaillierte Analyse des Industriesektors notwendig. Die Besonderheiten des Sektors sowie

die technischen Möglichkeiten und Grenzen für Energieeinsparungen sind in der Analyse

des effizienten Energieeinsatzes zu berücksichtigen. Zwischen dem Industriesektor und

den anderen Sektoren des Energiesystems bestehen außerdem vielfältige Wechsel-

beziehungen. Diese Wechselbeziehungen und somit auch die indirekten Effekte des

industriellen Energieeinsatzes auf vorgelagerte oder in Konkurrenz stehende Stufen des

Energiesystems müssen ebenfalls berücksichtigt werden. Diese Gesamtbetrachtung des

Sektors auf europäischer Ebene - inklusive der Berücksichtigung der Besonderheiten und

Einsparmöglichkeiten sowie als Teil des gesamten Energiesystems - fehlt bislang, ist aber

aufgrund der Bedeutung für eine Analyse der Energieeinsparpotenziale und der effizienten

Nutzung von Energie unabdingbar.

Zudem sind die Auswirkungen des gegenwärtigen Verständnisses von Energieeffizienz

und darauf basierender Zielvorgaben auf das Energiesystem nicht hinreichend untersucht.

Zu diesen Zielvorgaben zählt vor allem das Primärenergieeinsparziel der EU.

Insbesondere fehlt eine Systemanalyse zur Untersuchung der Wechselwirkungen und

Interaktionen zwischen unterschiedlichen Sektoren und Technologien bei Vorgabe von

Energieeinsparzielen sowie hinsichtlich des Zusammenspiels mit anderen energie- und

klimapolitischen Maßnahmen. Zu diesen weiteren energie- und klimapolitischen Zielen

neben der Steigerung der Energieeffizienz gehört auf Seiten der EU insbesondere die

Reduktion der Treibhausgasemissionen. Zudem gilt es, bestehende Unsicherheiten

hinsichtlich der langfristigen Ausgestaltung von Energieeinspar- und Emissions-

minderungszielen zu berücksichtigen.

Basierend auf der skizzierten Problemstellung sollen zunächst die unterschiedlichen

Verständnisse von Energieeffizienz sowie die unterschiedlichen Ziel- und Messgrößen

aufgezeigt werden. Anschließend soll das bisherige Verständnis einer kritischen

Würdigung unterzogen werden, um darauf aufbauend ein erweitertes Verständnis von

1 Einleitung

3

Energieeffizienz herzuleiten. Dieses erweiterte Verständnis soll insbesondere die

Konzentration einzig auf die Ressource Energie, und die fehlende Berücksichtigung von

anderen notwendigen Ressourcen zur Erbringung einer Energiedienstleistung, aufheben.

Um anschließend basierend auf dem erweiterten Verständnis von Energieeffizienz

fundierte Aussagen über mögliche Energieeinsparung und den effizienten Einsatz von

Energie in der Industrie in Europa treffen zu können, müssen die Einsparpotenziale in der

Industrie auf EU-Ebene untersucht und die nationalen und branchenspezifischen

Besonderheiten herausgearbeitet werden. Insgesamt soll durch diese Analyse ein tieferes

Verständnis für den Industriesektor ermöglicht werden. Dazu zählt auch die Betrachtung

der indirekten Effekte des Energieeinsatzes in der Industrie auf andere Sektoren bzw.

Stufen des Energiesystems. Daher ist aufbauend auf einer detaillierten Analyse des

Sektors und der branchenspezifischen Energieeinsparpotenziale eine integrierte

Systemanalyse notwendig, um die aufgezeigten Problemstellungen bearbeiten zu können.

Zur Durchführung dieser Analyse soll basierend auf den Ergebnissen der Sektoranalyse

das Energiesystemmodell TIMES PanEU weiterentwickelt werden.

Mit Hilfe der integrierten Systemanalyse soll im Rahmen der vorliegenden Arbeit der

effiziente Energieeinsatz im europäischen Energiesystem mit Fokus auf die Industrie

herausgearbeitet werden. Zudem sollen die Auswirkungen von regulatorischen politischen

Eingriffen sowie insbesondere von normativen Energieeinsparzielen aufgezeigt werden. In

diesem Zusammenhang gilt es zu analysieren, wie Energieeinsparziele erreicht werden

können und welchen Einfluss die Vorgabe von Einsparzielen auf das Energiesystem hat.

Weiterhin ist zu untersuchen, ob die Vorgabe von quantitativen Energieeinsparzielen zu

einer effizienten Nutzung von Energie führt. Ebenso sollen durch die Systemanalyse die

Wechselwirkungen von Energieeinspar- und Emissionsminderungszielen untersucht

werden. Um die skizzierten Unsicherheiten zu berücksichtigen, sollen zudem sowohl

Emissionsminderungs- als auch Energieeinsparziele im Rahmen einer Szenarioanalyse

variiert werden.

Insgesamt sollen durch diese Arbeit ein erweitertes und vertieftes Verständnis für den

effizienten Einsatz von Energie im Industriesektor und die energiewirtschaftlichen

Zusammenhänge basierend auf einer Systemanalyse ermöglicht werden. Zudem sollen die

Auswirkungen von Politikmaßnahmen in Form von Zielvorgaben für den

Energieverbrauch aufgezeigt werden. Durch eine detaillierte und integrierte

Systemanalyse werden Energieeinsparvorgaben und aktuelle Zielgrößen der EU einer

kritischen Bewertung unterzogen. Dadurch sollen politischen Entscheidungsträgern und

der interessierten Öffentlichkeit detaillierte und verlässliche Informationen bereitgestellt

werden, um die Auswirkungen energiepolitischer Zielvorgaben und damit auch die

Entwicklung künftiger Ziele richtig einordnen zu können.

1 Einleitung

4

1.2 Aufbau der Arbeit

Die vorliege Arbeit besteht aus drei Hauptbereichen (siehe Abbildung 1-1). Der erste

Bereich besteht aus der Diskussion des Begriffs Energieeffizienz (Kapitel 2). In diesem

Teil sollen zunächst die vorhandenen Definitionen und die darauf basierenden

Zielvorgaben von Energieeffizienz aufgezeigt werden. Die Zielvorgaben sollen sowohl auf

nationaler als auch auf europäischer Ebene dargestellt werden. Im Folgenden wird die

aktuelle Verwendung des Begriffs einer kritischen Würdigung unterzogen. Basierend auf

diesen Kritikpunkten am aktuellen Verständnis von Energieeffizienz soll im Rahmen

dieser Arbeit ein erweitertes Verständnis des Begriffs hergeleitet werden.

Abbildung 1-1: Überblick über den Aufbau und die Säulen des Dissertationsprojektes

Quelle: Eigene Darstellung

Die zweite Säule der Arbeit ist die technologieorientierte Analyse des Industriesektors

(Kapitel 3). Innerhalb dieser Analyse soll zunächst der aktuelle Energieverbrauch des

Industriesektors im Rahmen einer Istanalyse detailliert betrachtet werden. Dazu zählt

insbesondere eine Aufteilung nach Energieträgern, Branchen und vor allem

Anwendungsarten. Zudem soll die Bedeutung von Querschnittstechnologien und

branchenspezifischen Produktionsverfahren herausgearbeitet werden. Basierend auf dieser

allgemeinen Analyse des Industriesektors auf einem aggregierten Niveau erfolgt im

folgenden Schritt eine branchenspezifische Betrachtung. Die aktuell eingesetzten

Technologien auf den unterschiedlichen Produktionsstufen und die auf den einzelnen

Stufen produzierten Mengen sollen ermittelt werden. Für die nicht-energieintensiven

Branchen soll der Energieverbrauch nach Anwendungsarten bestimmt und die Bedeutung

der einzelnen Querschnittstechnologien herausgearbeitet werden.

● Aufzeigen vorhandener

Definitionen und

weiterer Begriffe

● Nationale und

internationale

Energieeffizienzziele

● Bewertung vorhandener

Definitionen und Ziele

● Erweiterung des

Begriffsverständnisses

von „Energieeffizienz“

Begriffsdiskussion

● Istanalyse des

Industriesektors

● Analyse und

Beschreibung der

eingesetzten

Technologien und

alternativer Verfahren

● Berechnung der

technischen Energie-

einsparpotenziale

● Effiziente Versor-

gungsstruktur in der

Industrie

● Auswirkungen von

Energieverbrauchs-

reduktionsvorgaben

● Auswirkung der

Bilanzierungsmethode

● Variation der

Emissionsvorgaben

● Abweichungen von der

effizienten Struktur

SzenarioanalysenTechnikanalyse

Energieeffizienz in der Industrie

1 Einleitung

5

Durch den Vergleich der derzeit eingesetzten Technologien mit den besten verfügbaren

Technologien (best available technologies BAT) soll innerhalb dieser Sektoranalyse das

technische Energieeinsparpotenzial nach Branchen und für den gesamten Industriesektor

in der EU und für Deutschland ermittelt werden. Für die nicht-energieintensiven Branchen

erfolgt die Berechnung basierend auf den Anteilen und Einsparpotenzialen der einzelnen

Querschnittstechnologien. Weiterhin sollen die Besonderheiten des Sektors, die für die

Modellierung und Interpretation der Modellergebnisse im folgenden Teil von besonderer

Bedeutung sind, herausgearbeitet werden.

Im dritten Teil der Arbeit soll mit Hilfe der Ergebnisse der beiden vorangegangen

Bereiche eine energieeffiziente Versorgungsstruktur für den Industriesektor in Europa

ermittelt werden (Kapitel 4). Die Bestimmung dieser energieeffizienten Struktur erfolgt

mit Hilfe des weiterentwickelten europäischen Energiesystemmodells TIMES PanEU.

Ausgangspunkt für die Modellierung des Industriesektors in TIMES PanEU sind die

Analysen in Kapitel 3 bezüglich der Anwendungsarten, Branchen, eingesetzten Verfahren,

besten verfügbaren Technologien, Produktionsmengen und Temperaturniveaus. Zusätzlich

zu der technologieorientierten Analyse der derzeit eingesetzten Technologien sowie der

BAT gehen weitere technische und ökonomische Parameter aktueller und zukünftig

verfügbarer Technologien in die Modellrechnungen ein. Entsprechend des hergeleiteten,

erweiterten Verständnisses des Begriffs Energieeffizienz aus Kapitel 2 sollen durch

modellgestützte Szenariorechnungen sowohl eine effiziente Struktur, als auch die

Auswirkungen unterschiedlicher energiepolitischer Vorgaben auf den Industriesektor

ermittelt werden. Zu diesen Rahmenbedingungen zählen insbesondere Energieeinspar-

vorgaben, aber auch unterschiedliche Emissionsminderungsziele. Zudem sollen die

Auswirkungen unterschiedlicher primärenergetischer Bilanzierungsregeln aufgezeigt

werden. Insgesamt sollen sowohl die Struktur eines effizienten Energieeinsatzes im

europäischen Energiesystem herausgearbeitet, als auch Abweichungen von dieser

Struktur, hervorgerufen durch politische Vorgaben, verdeutlicht werden.

1 Einleitung

6

2 Diskussion des Begriffs Energieeffizienz

7


In diesem Abschnitt wird nach einer allgemeinen Einführung (Abschnitt 2.1) zunächst das

Verständnis des Begriffs Energieeffizienz auf Ebene der EU untersucht (Abschnitt 2.2).

Die vorhandenen EU-Definitionen, die Bedeutung von Energieeffizienz innerhalb der

europäischen Energie- und Klimapolitik sowie die mit diesem Themengebiet verbundenen

Ziele werden in diesem Zusammenhang betrachtet. Zudem wird der aktuelle Grad der

Zielerreichung der EU-Energieeffizienzziele dargestellt. Im nächsten Teil wird diese

Analyse auch für Deutschland vorgenommen (Abschnitt 2.3). Anschließend werden

weitere Konzepte aus anderen europäischen Ländern und deren Zielvorgaben vorgestellt.

Weiterhin erfolgt eine Abgrenzung zu anderen Begriffen und Konzepten (Abschnitt 2.4).

Im Anschluss wird eine Zusammenfassung und Kritik an der bisherigen Verwendung des

Begriffs Energieeffizienz sowie der damit verbundenen Zielvorgaben erarbeitet und darauf

aufbauend ein erweitertes Begriffsverständnis hergeleitet (Abschnitte 2.5 und 2.6). Die

Ergebnisse dieses Kapitels bilden zusammen mit der Technikanalyse des Industriesektors

(Kapitel 3) die Grundlage, um mit Hilfe eines Energiesystemmodells eine energie-

effiziente Struktur für den Industriesektor bestimmen zu können (Kapitel 4).

2.1 Einführung in die Thematik und allgemeine Betrachtung von Effektivität und

Effizienz

Der Begriff Energieeffizienz wird oft unterschiedlich verwendet und auch unterschiedlich

gemessen. Unklarheiten herrschen sowohl hinsichtlich der Frage, ob Energieeffizienz ein

fester Zustand im Sinne eines Wirkungsgrads ist oder eine Verbesserung eines Zustandes

darstellt. Zudem werden häufig die Begriffe Energieeffizienz und Energieeinsparungen

nicht voneinander abgegrenzt und jede Form der Reduktion des Energieverbrauchs

(absolut und spezifisch), kann sowohl eine Effizienzsteigerung als auch eine

Energieeinsparung darstellen. Weiterhin gibt es unterschiedliche Messgrößen zur

Bewertung von Energieeffizienz. Teilweise beziehen sich Effizienzziele auf den

Primärenergieverbrauch, teilweise auf den Endenergieverbrauch. Zudem unterscheiden

sich die Ziele in absolute Reduktionsvorgaben und in spezifische Reduktionsvorgaben des

Energieverbrauchs bezogen auf eine andere Größe, etwa die wirtschaftliche Entwicklung.

Unklarheit in der Definition und eine uneinheitliche Verwendung bestehen oft schon bei

dem Begriff Effizienz. Allgemein wird unter dem Begriff Effizienz eine Relation von

eingesetzten Mitteln zu erreichter Wirkung bzw. von Aufwand zu Nutzen verstanden.

Demgegenüber wird unter dem Begriff Effektivität der Grad einer Zielerreichung

verstanden (Irrek et al. 2008). Effektivität beschreibt demzufolge den Grad der

Wirksamkeit und untersucht, ob die beabsichtigte Wirkung erreicht wird bzw. ob die

Wirkungsrichtung entsprechend des Ziels verläuft (siehe auch Abbildung 2-1). Nicht das

Verhältnis von Input zu Output (und ein möglichst geringer Mitteleinsatz) wird durch den


8

Begriff Effektivität beschrieben, sondern das Verhältnis von erreichtem zu definiertem

Ziel unter Einsatz aller Mittel (Pehnt 2010).

Abbildung 2-1: Verhältnis von Effektivität und Effizienz

Quelle: Buchholtz (2001)

Effizienz dagegen untersucht nicht die Wirkungsrichtung, sondern die Wirtschaftlichkeit

und das Kosten-Nutzen-Verhältnis einer Option. Oftmals findet auch die Unterscheidung

Anwendung, dass Effektivität beschreibt, „die richtigen Dinge zu tun“ und dagegen

Effizienz, „die Dinge richtig zu tun“ (Drucker 1963). Eine alternative Abgrenzung ist, dass

Effektivität die Wirksamkeit und Effizienz die Wirtschaftlichkeit einer Maßnahme

charakterisiert. Effizienz setzt Effektivität voraus und geht über diese hinaus (Pehnt 2010).

Allgemein wird mit dem Begriff Effizienz versucht, relative Vorteilhaftigkeiten von

alternativen Strukturen zu bewerten (Hüttenrauch, Baum 2008).

Diese allgemeine, klassische Verwendung des Begriffs Effizienz wird oftmals auch auf

energiewirtschaftliche Zusammenhänge übertragen. Energie wird dabei als alleiniger

Inputfaktor betrachtet, um einen bestimmten Output zu erzeugen. Der Term Effizienz

beschreibt dann das Verhältnis zwischen diesen beiden Positionen. Um dieses Verhältnis

zu ermitteln, muss eine Bewertung des Outputs sowie des Energieinputs erfolgen. Dazu ist

sowohl eine mengen- als auch eine wertmäßige Bewertung dieser beiden Faktoren

möglich. In der allgemeinen Verwendung wird jedoch meist nur auf die Mengen abgezielt

und Wirtschaftlichkeitsaspekte werden nicht berücksichtigt.

Kosteneffizienz

Ziele

Maßnahmen/Budgets

Prozess

IstkostenMin. Kosten

EffizienzEffektivität

Outcomes

Outputs


9

2.2 Energieeffizienz in der EU – Bedeutung, Verständnis, Ziele und

Zielerreichung

2.2.1 Verständnis und Definition von Energieeffizienz in der EU

Auf europäischer Ebene wird der Begriff Energieeffizienz in der Energie-

dienstleistungs- (EDL-RL) und in der Energieeffizienzrichtlinie als der Quotient aus

Leistung, Waren oder Energie und dem Energieeinsatz definiert (Europäisches Parlament

und Rat 2006, Europäischer Rat 2012). Entsprechend dieser Definition beschreibt

Energieeffizienz die Menge eines Gutes, einer Leistung oder einer bestimmten

Energieform, die mit einer bestimmten Menge an Energie hergestellt werden kann.

Insofern stellt der Begriff in diesem Fall den Kehrwert eines spezifischen bzw. bezogenen1

Verbrauchs dar und entspricht einem Wirkungs- bzw. Nutzungsgrad.

Im Energieeffizienzplan 2011 der Europäischen Kommission (Europäische Kommission

2011b) wird der Begriff Energieeffizienz so definiert, dass weniger Energie bei

gleichbleibendem Niveau der Wirtschaftstätigkeit oder Dienstleistung eingesetzt wird. Im

Gegensatz zu der obigen Definition basierend auf der Energiedienstleistungsrichtlinie,

beschreibt die Definition aus dem Energieeffizienzplan eine Reduktion des spezifischen

Verbrauchs und somit eine Steigerung des Wirkungs- bzw. Nutzungsgrades im Vergleich

zu einem Referenzzustand. Es wird nicht ein bestimmter aktueller Zustand absolut

gesehen bewertet. Im Gegensatz zur statischen Betrachtung in der Energiedienstleistungs-

und Energieeffizienzrichtlinie kommt somit eine dynamische Betrachtung zur

Anwendung.

Entsprechend des Energieeffizienzplans werden Energieeinsparungen als umfassenderes

Konzept im Vergleich zu Energieeffizienz definiert, das auch Verbrauchssenkungen durch

Verhaltensänderungen basierend auf einer reduzierten Nachfrage nach Energie-

dienstleistungen oder eine geringere Wirtschaftstätigkeit miteinschließt (Europäische

Kommission 2011b). Auch im Energieeffizienzplan wird jedoch darauf hingewiesen, dass

die Begriffe Energieeffizienz und Energieeinsparung schwer voneinander zu trennen sind

und häufig (unter anderem auch im Energieeffizienzplan selbst) gleichbedeutend

verwendet werden.

In der Energieeffizienzrichtlinie werden auch die Begriffe Energieeinsparung und

Energieeffizienzsteigerung definiert (vergleiche Artikel 2 der Energieeffizienzrichtlinie,

Europäischer Rat 2012). Basierend auf der Definition von Energieeffizienz in der neuen

Effizienzrichtlinie stellen Effizienzsteigerungen eine Steigerung der Energieeffizienz als

Ergebnis technischer, verhaltensbezogener und/oder wirtschaftlicher Änderung dar.

Insofern bezieht sich nach dieser Abgrenzung der Begriff Energieeffizienz auf eine

1 Der Term spezifischer Verbrauch bezieht sich normalerweise nur auf Größen, die in einer Masseneinheit

gemessen werden. Für andere (etwa monetäre) Güter kann der Begriff bezogener Verbrauch eingesetzt

werden. In dieser Arbeit werden für ein einfacheres Verständnis die Ausdrücke jedoch synonym

verwendet.


10

statische Betrachtung eines Zustandes und der Begriff Energieeffizienzsteigerung auf die

dynamische Betrachtung der Verbesserung gegenüber einem Referenzwert. Der Term

Energieeinsparung wiederum beschreibt die eingesparte Energiemenge, die durch

Maßnahmen zur Energieeffizienzverbesserung bei gleichzeitiger Normalisierung der den

Energieverbrauch2 beeinflussenden äußeren Rahmenbedingungen erreicht wird. Insofern

erfolgt keine klare Trennung hinsichtlich der Ursachen für eine absolute Energie-

verbrauchsreduktion. Verbrauchsrückgänge basierend auf Energieeffizienzsteigerungen

stellen keine Teilmenge mehr von Energieeinsparungen dar, sondern werden, basierend

auf der Energieeffizienzrichtlinie, mit Energieeinsparungen gleichgesetzt.

2.2.2 Bedeutung von Energieeffizienz innerhalb der europäischen Klima- und

Energiepolitik

Energieeffizienz ist ein zentrales Element der europäischen Energiepolitik. Sie stellt einen

der Eckpunkte der Strategie „Europa 2020“ der Europäischen Union für ein intelligentes,

nachhaltiges und integratives Wachstum dar (Europäische Kommission 2010a). In der EU

ist Energieeffizienz ein Kernelement für den Übergang zu einer ressourceneffizienten

Wirtschaft (Europäische Kommission 2011a) und Teil des Fahrplans (EU Roadmap) für

eine CO2-arme Wirtschaft bis 2050 (Europäische Kommission 2011b, Europäische

Kommission 2011c). Zusammen mit der Reduktion der Treibhausgase und dem Ausbau

der Erneuerbaren Energien stellt die Steigerung der Energieeffizienz eines der 20/20/20-

Ziele der EU dar und ist Teil des EU Klima- und Energiepakets (European Commission

2008a).

Laut EU-Kommission soll durch eine Steigerung der Energieeffizienz die Wettbewerbs-

fähigkeit des europäischen Wirtschaftsraums gesteigert und für ein nachhaltiges

Wachstum gesorgt werden. Zudem soll ein Beitrag zur Versorgungssicherheit geleistet

und entsprechend der Verpflichtungen des Kyoto-Protokolls die Emissionen reduziert

werden. Ein weiteres, mit der Steigerung von Energieeffizienz verbundenes Ziel, ist

zudem eine Kostenreduktionen für die Verbraucher (Europäische Kommission 2011b).

Im Vergleich der drei 20/20/20-Ziele (20 % Reduktion der Treibhausgase, 20 %

Effizienzsteigerung, 20 % Anteil Erneuerbarer Energien) ist die Reduktion der

Treibhausgase das übergeordnete Ziel. Mit der Vorgabe dieses Ziels werden zunächst

keine bevorzugten Wege oder Technologien definiert. Die beiden zusätzlichen Ziele

stellen im Vergleich dazu lediglich mögliche, technologieorientierte Wege zur Erreichung

des übergeordneten Zieles dar.

2 Obwohl die Bezeichnung Energieverbrauch thermodynamisch gesehen falsch ist (da nach dem ersten

Hauptsatz der Thermodynamik Energie nicht verbraucht werden kann, sondern nur in eine andere

Energieform überführt wird), wird dieser Begriff für ein leichteres Verständnis in dieser Arbeit

verwendet.


11

2.2.3 Effizienzziele, Verbindlichkeit und aktuelle Zielerreichung

Das EU-Energieeffizienzziel, als Teil der 20/20/20-Ziele, sieht eine Reduktion des

jährlichen Primärenergieverbrauchs3 bis zum Jahr 2020 gegenüber einer Referenz-

entwicklung um 20 % vor (Europäische Kommission 2007 und Europäischer Rat 2007).

Dieses Ziel wurde von der Kommission im Jahr 2010 erneut als ein wichtiger Schritt zur

Erreichung der langfristigen Energie- und Klimaschutzziele herausgestellt (Europäische

Kommission 2010b) und auch im Effizienzplan 2011 (Europäische Kommission 2011b)

sowie im Kompromiss zur Energieeffizienzrichtlinie (Europäischer Rat 2012) wiederholt

bekräftigt.

Neben dieser EU-weiten Effizienzzielvorgabe wurden im Jahr 2006 durch die

Energiedienstleistungsrichtlinie (Europäisches Parlament und Rat 2006) nationale

Effizienzziele für die einzelnen Mitgliedsstaaten durch die EU festgelegt. Diese beziehen

sich auf den Zeitraum zwischen Anfang 2008 und Ende 2016 und betragen 9 % des

jährlichen Durchschnittsverbrauchs aller von dieser Richtlinie erfassten Energie-

verbraucher in den letzten fünf Jahren vor Umsetzung der Richtlinie (BMWi 2011a,

Europäisches Parlament und Rat 2006). Die Einsparziele, basierend auf dieser Richtlinie,

beziehen sich im Gegensatz zum 20-%-Ziel auf den Endenergieverbrauch.

Um weitere Maßnahmen zur Erreichung des 20-%-Ziels festzulegen, wurde im Oktober

2012 die EU-Energieeffizienzrichtlinie erlassen (Europäisches Parlament und

Europäischer Rat 2012). Diese Richtlinie hebt die EDL-RL auf. Laut der

Energieeffizienzrichtlinie wird das 20-%-Ziel ohne weitere Maßnahmen deutlich verfehlt.

Diese zusätzlichen Maßnahmen betreffen alle Stufen der Energieversorgungskette über

Umwandlung, Verteilung und Verbrauch. Mit dieser Richtlinie werden die

Mitgliedsstaaten verpflichtet, sich nationale Energieeffizienzziele für das Jahr 2020 zu

geben (vergleiche Artikel 3 der Richtlinie, Europäischer Rat 2012). Der Kompromiss zur

Effizienzrichtlinie gibt eine nationale Einsparvorgabe von jährlich 1,5 % bezogen auf den

Zeitraum von Anfang 2014 bis Ende 2020 vor. Diese bezieht sich auf das Absatzvolumen

aller Energieverteiler oder Energieeinzelhandelsunternehmen an Endkunden. Die

Mitgliedsstaaten können zwischen der Einführung von Energieeffizienzverpflichtungs-

systemen oder alternativen Instrumenten mit gleicher Wirkung wählen. Alternative

Systeme sind unter anderem Energiesteuern, Fördersysteme oder die Vorgabe von

Standards. Zudem können Einsparungen in anderen Bereichen, nationale Besonderheiten

sowie early actions bis zu einem Wert von 25 % der Einsparvorgabe angerechnet werden

(BMWi 2012c). Allerdings erscheint die Erreichung des 20-%-Ziels auch basierend auf

dem Kompromiss zur Energieeffizienzrichtlinie sehr ambitioniert, so dass größtenteils

3 Definiert wird der Begriff Primärenergieverbrauch in diesem Zusammenhang von der Kommission als

Bruttoinlandsverbrauch („Gross Inland Consumption“) ohne nichtenergetische Nutzungsformen

(Europäische Kommission 2011d). Damit weicht die EU-Definition von Primärenergieverbrauch

beispielsweise von der Definition der AGEB ab, in der der nichtenergetische Verbrauch Teil des

Primärenergieverbrauchs ist (AGEB 2010).


12

auch weiterhin davon ausgegangen wird, dass dieses Ziel nicht erreicht wird (EurActiv

2012a). Anstatt der Reduktion des Primärenergieverbrauchs von 20 %, entsprechend des

EU-Energieeffizienzziels, werden Einsparungen von nur 15 % als machbar angesehen

(EurActiv 2012a, EurActiv 2012b, FONA 2012).

Weder das 20-%-Ziel noch das 9-%-Ziel oder die vorgegebenen nationalen Ziele auf Basis

der Energieeffizienzrichtlinie sind verbindliche Ziele für die Mitgliedsstaaten. Alle diese

Ziele sind sogenannte indikative Ziele. Bei Zielverfehlung können diese somit nicht von

der Europäischen Kommission oder dem Europäischen Gerichtshof sanktioniert werden.

Damit unterscheidet sich das 20-%-Effizienzziel auch von den beiden anderen 20/20/20-

Zielen, die jeweils beide legislativ untermauert sind.

Allerdings wird innerhalb des Energieeffizienzplans 2011 und der Energieeffizienz-

richtlinie 2012 zur Festlegung von Zielvorgaben ein zweistufiger Ansatz von der

Kommission vorgegeben. Zunächst stellen die Mitgliedsstaaten nationale Energie-

effizienzzielvorgaben und entsprechende Programme auf (siehe Abschnitt 2.3.3 für die

nationalen Ziele in Deutschland und Abschnitt 2.4.3 für die nationalen Ziele in anderen

EU-Mitgliedsstaaten). Diese nationalen Programme werden anschließend evaluiert und

jährlich dahingehend geprüft, ob die kombinierten Programme der einzelnen Staaten zu

einer Erreichung des europäischen Ziels von 20 % führen. Im Fall einer Nichterreichung

werden in einer zweiten Phase rechtsverbindliche nationale Ziele für 2020 vorgeschlagen

(Europäische Kommission 2011b).

Die in der Definition im Energieeffizienzplan (Europäische Kommission 2011b)

vorgenommene Abgrenzung zwischen Energieeffizienz und Energieeinsparung

(vergleiche Abschnitt 2.2.1) findet in der Zielvorgabe einer Primärenergiereduktion

gegenüber einer Referenzentwicklung jedoch nur indirekt seinen Niederschlag. Bei dem

20-%-Ziel handelt es sich um ein Einsparziel. Die wirtschaftliche Entwicklung fließt nur

insofern mit in die Betrachtung ein, als dass der Primärenergieverbrauch in 2020

gegenüber einer Referenzentwicklung und nicht gegenüber einem Basisjahr reduziert

werden muss. In der Bestimmung des Referenzwertes ist eine Annahme für die

wirtschaftliche Entwicklung bis 2020 hinterlegt. Gegenüber dem Energieverbrauchswert

in 2005 stellt der Zielwert für 2020 nur eine Reduktion von 13 % dar.

Da der zukünftige Fokus der EU basierend auf dem Energieeffizienzplan 2011 sowie dem

Kompromiss zur Effizienzrichtlinie (European Commission 2012b, Europäischer Rat

2012) auf dem 20-%-Ziel bezogen auf den Primärenergieverbrauch liegt, steht dieses Ziel

auch im Mittelpunkt der Analyse der aktuellen Zielerreichung.

Die Berechnung der Zielgröße für den Primärenergieverbrauch in der EU-27 in 2020

basiert auf den Modellrechnungen mit dem PRIMES-Modell aus dem Jahr 2007

(European Commission 2008b, in Abbildung 2-2 als „PRIMES 2007“ bezeichnet). Für

2020 ergibt sich im Baseline-Szenario ein Referenzwert von 77.123 PJ. Eine


13

20-%-Reduktion gegenüber dieser Referenzentwicklung bedingt eine Zielgröße von

61.698 PJ in 2020 (in Abbildung 2-2 „Reduktionsziel 20 %“). Basierend auf den

Berechnungen mit PRIMES aus dem Jahr 2009 (European Commission 2010a) ergibt sich

für 2020 im Baseline Szenario ein Energieverbrauch von 71.390 PJ („PRIMES 2009,

Baseline Scenario“ in Abbildung 2-2). Dieser Wert stellt eine Reduktion von 7,4 %

gegenüber dem Bezugswert für 2020 (aus PRIMES 2007) dar. Basierend auf diesen

Berechnungen aus 2009 ist gegenüber dem Bezugswert für 2020 demzufolge noch eine

weitere Reduktion von 9.692 PJ oder 12,6 % notwendig, um das EU-Effizienzziel von

20 % in 2020 zu erreichen.

Abbildung 2-2: Zielerreichung des Energieeffizienzziels der EU

Quelle: Eigene Darstellung basierend auf eigenen Berechnungen und Daten aus European Commission

(2008b), European Commission (2010a), European Commission (2011a)

Auf Basis der aktuellsten Zahlen aus 2011 liegt der Verbrauch in der Referenzentwicklung

in 2020 bei 70.009 PJ (European Commission 2011a). Damit ergibt sich eine

prognostizierte Reduktion bis 2020 von 9,2 %. Es zeigt sich somit erneut, dass eine

Reduktion von 20 % nur schwer zu erreichen ist. Selbst im Energieeffizienz-Szenario der

2011-Studie (European Commission 2011a) wird der Zielwert nicht erreicht (siehe

ebenfalls Abbildung 2-2).

50000

55000

60000

65000

70000

75000

80000

1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020

Pri

mär

en

erg

ieve

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uch

oh

ne

nic

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geti

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Ve

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uch

EU

-27

[PJ

]

Bislang prognostizierteerreichte Reduktion

zusätzlich notwendigeReduktion

PRIMES 2007 EU-27Baseline Scenario


PRIMES 2011 EU-27Reference Scenario

PRIMES 2011 EU-27Energy Efficiency

Reduktionsziel 20 %


14

2.3 Energieeffizienz in Deutschland – Bedeutung, Verständnis, Ziele und

Zielerreichung

2.3.1 Verständnis und Definition von Energieeffizienz in Deutschland

Auch auf nationaler Ebene wird der Begriff Energieeffizienz nicht einheitlich definiert,

verwendet und gemessen. Laut Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und

Reaktorsicherheit (BMU) ist die Energieeffizienz umso höher, je geringer die

Energieverluste bei Gewinnung, Umwandlung, Verteilung und Nutzung von

Energieträgern für die jeweilige Energiedienstleistung sind (BMU 2012b). Effizient ist

eine Minimierung der Umwandlungsverluste auf dem Weg zur Bereitstellung von

Energiedienstleistungen. Dieses Verständnis schließt alle Umwandlungsstufen mit ein und

bezieht sich somit auf den Primärenergieverbrauch. In die Effizienzbetrachtung fließt an

dieser Stelle die Menge der erbrachten Energiedienstleistungen (zur Definition von

Energiedienstleistungen siehe Abschnitt 2.4.2) ein, insofern erfolgt eine relative

Betrachtung. Zudem wird Energieeffizienz nicht als Zustand verstanden, sondern als ein

Vergleich von zwei Zuständen, die mit dem Kriterium der Energieeffizienz bewertet

werden können. Laut Umweltbundesamt (UBA) hingegen ist Energieeffizienz das

Verhältnis eines bestimmten Nutzens oder Ergebnisses zum dafür nötigen Energieaufwand

(UBA 2012c). Diese Definition zielt somit auf einen Zustand ab.

Im nationalen Gesetz über Energiedienstleistungen und andere Energieeffizienz-

maßnahmen (EDL-G) vom November 2010 wird sowohl der Begriff Energieeffizienz

definiert, als auch die Begriffe Energieeffizienzverbesserung und Energieeinsparungen

(BMJ 2010). Die Definition von Energieeffizienz entspricht dabei derjenigen aus der EU-

Energiedienstleistungsrichtlinie als Verhältnis von Ertrag an Leistung, Dienstleistung,

Waren oder Energie zum Energieeinsatz (vergleiche auch Abschnitt 2.2.1). Als

Effizienzverbesserung werden Steigerungen der Energieeffizienz durch technische,

wirtschaftliche oder Verhaltensänderungen verstanden. Energieeinsparungen wiederum

beschreiben die eingesparte Energiemenge, die durch Energieeffizienzmaßnahmen oder

Verhaltensänderungen erreicht worden sind.

Insgesamt wird auf nationaler Ebene deutlicher zwischen Energieeffizienz und

Energieeinsparungen und demzufolge zwischen Effizienz- und Einsparzielen getrennt.

Insbesondere im Zuge der Diskussion der EU-Energieeffizienzrichtlinie wurden von

Seiten der Bundesregierung diese Unterschiede und die abweichenden Grundsätze betont

(Deutscher Bundestag 2012). Bezogen auf Effizienzziele wird die Kopplung an die

wirtschaftliche Entwicklung hervorgehoben. Zur Messung und Beurteilung des aktuellen

Niveaus der Energieeffizienz auf Bundesebene wird dementsprechend der Indikator

Energieintensität (Primärenergieverbrauch/BIP) bzw. der Kehrwert, die Energie-

produktivität, verwendet (BMWi 2007). Im Energieeffizienz-Aktionsplan wird zudem

betont, dass die Orientierung am Wirtschaftlichkeitsprinzip bei der Realisierung von

Energiesparmaßnahmen die Philosophie der deutschen Energieeffizienzpolitik


15

widerspiegelt. Dieses Verständnis wird auch im zweiten Energieeffizienz-Aktionsplan

(BMWi 2011a) und im Energiekonzept der Bundesregierung (Bundesregierung 2010)

hervorgehoben. Diese deutlichere Trennung spiegelt sich allerdings nicht in den

Energieeffizienzzielen der Bundesregierung basierend auf dem Energiekonzept wider

(siehe Abschnitt 2.3.3).

2.3.2 Bedeutung von Energieeffizienz innerhalb der nationalen Klima- und

Energiepolitik

Wie in Europa spielt das Thema Energieeffizienz auch in der nationalen Klima- und

Energiepolitik eine zentrale Rolle. In dem im September 2010 von der Bundesregierung

beschlossenen Energiekonzept werden insbesondere Maßnahmen zur Steigerung der

Energieeffizienz sowie zum Ausbau der Erneuerbaren Energien und der Netze definiert

(Bundesregierung 2010). Entsprechend des Energiekonzepts soll Deutschland eine der

energieeffizientesten Volkswirtschaften der Welt werden. Das Thema Energieeffizienz

stellt eines der Kernelemente dieses Konzepts dar. Auch in dem im Juni 2011 von der

Bundesregierung beschlossenen Energiepaket spielt Energieeffizienz eine entscheidende

Rolle (Bundesregierung 2011). Die im Energiekonzept beschlossenen Effizienzziele (siehe

Abschnitt 2.3.3) sowie die strategische Grundausrichtung zum Umstieg auf Erneuerbare

Energien und Energieeffizienz für eine sichere, umweltschonende und wettbewerbsfähige

Energieversorgung werden bekräftigt.

Auch von der Bundesregierung werden mit einer Steigerung der Energieeffizienz ähnliche

Ziele verbunden wie von Seiten der EU (vergleiche Abschnitt 2.2.2). Zu diesen zählen

eine bezahlbare Energieversorgung und somit eine Stärkung des Standortes Deutschland,

eine Vergrößerung der Versorgungssicherheit sowie die kostengünstige Unterstützung der

Erreichung der energie- und klimapolitischen Ziele (BMWi 2011a, BMWi 2007). Zudem

bekennt sich die Bundesregierung zum EU-Energieeffizienzziel der Reduktion des

Primärenergieverbrauchs von 20 % (BMWi 2012d).

2.3.3 Effizienzziele und aktuelle Zielerreichung

Den einzelnen EU-Mitgliedsstaaten, wie auch Deutschland, fällt die Schlüsselrolle bei der

Erreichung der EU-Effizienzziele zu. Dazu zählen das 9-%-Ziel aus der EDL-RL für jeden

EU-Mitgliedsstaat, das EU-weite 20-%-Ziel sowie die Reduktionsvorgabe von 1,5 % p. a.

basierend auf der Energieeffizienzrichtlinie (vergleiche dazu Abschnitt 2.2). Zudem

verpflichtet die Energieeffizienzrichtlinie die Mitgliedsstaaten, sich indikative nationale

Ziele vorzugeben, die in Summe zu einer Erreichung des Energieeffizienzzieles der EU in

Höhe von 20 % führen sollen.


16

Zur Umsetzung der EU-Vorgaben und als Teil der nationalen Energie- und Klimapolitik

hat sich Deutschland eigene Energieeffizienzziele gesetzt. Die Bundesregierung hat im

Jahr 2002 als nationales Energieeffizienzziel eine Verdopplung der Energieproduktivität

bis 2020 gegenüber 1990 vorgegeben (Bundesregierung 2002). In dem im September 2010

von der Bundesregierung veröffentlichten Energiekonzept werden zur Umsetzung der

langfristigen Strategie detaillierte energiepolitische Ziele definiert (Bundesregierung

2010). Zu diesen Zielen zählen Vorgaben für die Minderung der Treibhausgasemissionen,

Anteile Erneuerbarer Energien am Bruttoendenergieverbrauch und an der Stromerzeugung

sowie Vorgaben hinsichtlich des Primärenergieverbrauchs, der Endenergieproduktivität

und des Stromverbrauchs. Demnach soll der Primärenergieverbrauch in Deutschland bis

2020 um 20 % ggü. 2008 und um 50 % bis 2050 reduziert werden. Weiterhin soll die

Energieproduktivität, bezogen auf den Endenergieverbrauch, um durchschnittlich 2,1 %

p. a. bis 2050 gesteigert werden und der Stromverbrauch bis 2020 um 10 %, bis 2050 um

25 % (jeweils bezogen auf 2008) reduziert werden (Bundesregierung 2010).

Die Energieproduktivität (Bruttoinlandsprodukt/Primärenergieverbrauch) als Effizienz-

indikator basierend auf der Nachhaltigkeitsstrategie der Bundesregierung hat sich seit

1990 bis zum Jahr 2010 um 37,4 % erhöht (siehe Abbildung 2-3). Dies entspricht einer

jährlichen Steigerung von 1,6 %. Von einem Ausgangswert im Jahr 1990 von

123 Mio. €2005/PJ ist die Energieproduktivität in Deutschland bis zum Jahr 2010 auf einen

Wert von 169 Mio. €2005/PJ angestiegen. Das Ziel der Bundesregierung einer Verdopplung

der Energieproduktivität zwischen 1990 und 2020 entspricht jedoch insgesamt einer

jährlichen Steigerung von 2,3 %. Um das Ziel noch erreichen zu können, wäre nun

zwischen 2010 und 2020 eine jährliche Steigerung der Energieproduktivität von 3,8 %

notwendig.

Abbildung 2-3: Energieproduktivität in Deutschland seit 1990 und Verdopplungsziel

Quelle: Eigene Darstellung basierend auf Daten aus BMWi (2012a)

0

50

100

150

200

250

300

1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020

Ene

rgie

pro

du

ktiv

ität

[Mio

. €2

00

5/P

J]

Energieproduktivität

Verdopplungziel


17

Basierend auf dem Primärenergieverbrauch in Deutschland im Jahr 2008 (Basisjahr für die

Zielvorgabe entsprechend des Energiekonzepts) von 14.216 PJ (BMWi 2012a), ergibt

sich, entsprechend der Vorgaben der Bundesregierung, ein Zielwert von 11.373 PJ für

2020 bzw. von 7.108 PJ für 2050. Bis zum Jahr 2010 ist der Primärenergieverbrauch in

Deutschland gegenüber 2008 um insgesamt 1,2 % zurückgegangen (siehe Abbildung 2-4).

In der historischen Entwicklung seit 1990 hat sich der Primärenergieverbrauch in

Deutschland bis zum Jahr 2010 um 5,8 % verringert.

Abbildung 2-4: Entwicklung des Primärenergieverbrauchs in Deutschland und Reduktionsziele

der Bundesregierung


Abbildung 2-5: Entwicklung des Stromverbrauchs in Deutschland und Reduktionsziele der

Bundesregierung


0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

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1990 1995 2000 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2020 2050

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1990 1995 2000 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2020 2050

Ziel

Stro

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uch

[PJ

]


18

Im Gegensatz zum Primärenergieverbrauch ist der Stromverbrauch in Deutschland in der

historischen Entwicklung seit 1990 bis zum Jahr 2010 um 13,5 % gestiegen (siehe

Abbildung 2-5). Basierend auf dem Wert im Basisjahr für die Zielberechnung 2008 von

1.887 PJ belaufen sich die Zielwerte auf 1.699 PJ in 2020 bzw. 1.416 PJ in 2050. Im

Vergleich zu den Einsparvorgaben von 10 % (bis 2020) bzw. 25 % (bis 2050, jeweils

bezogen auf 2008) wurden bis zum Jahr 2010 insgesamt 1,5 % Strom seit dem Jahr 2008

eingespart.

Abbildung 2-6: Entwicklung der Endenergieproduktivität in Deutschland und Reduktionsziel

der Bundesregierung


Die Endenergieproduktivität hat sich zwischen 1990 und 2010 um insgesamt 35,4 %

erhöht (siehe Abbildung 2-6). Dies entspricht einem jährlichen Wachstum von 1,5 %.

Zwischen 2008 und 2010 hat sich die Endenergieproduktivität jedoch um insgesamt 1,2 %

reduziert. Eine jährliche Steigerungsrate von 2,1 % entsprechend der Zielvorgabe aus dem

Energiekonzept der Bundesregierung führt bis 2050 zu einem Zielwert von

0,63 Mrd. €2005/PJ und liegt damit deutlich über dem aktuellen Wert in 2010 von

0,26 Mrd. €2005/PJ.

2.4 Energieeffizienz – Weitere Konzepte und verwandte Begriffe

2.4.1 Weitere Definitionen und Konzepte

Auch in der wissenschaftlichen Diskussion und in der Literatur bestehen unterschiedliche

Verständnisse und eine uneinheitliche Verwendung des Begriffs Energieeffizienz. Pehnt

definiert Energieeffizienz beispielsweise als Reduktion des Energieeinsatzes in einem

System zur Erbringung einer Dienstleistung (Pehnt 2010). Das Wuppertal Institut definiert

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

1990 1995 2000 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2050

Ziel

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[Mrd

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00

5/P

J]


19

Energieeffizienz als das Verhältnis von erzieltem Nutzen und eingesetzter Energie (Irrek

et al. 2008). Allerdings wird auch hier eingeschränkt, dass oftmals nicht die absolute

Effizienz (statische Betrachtung), sondern deren prozentuale Steigerung (dynamische

Effizienz) gemessen wird.

Um die Effizienz einer Technologie oder eines Sektors zu evaluieren und sowohl eine

Zustandsbewertung als auch eine Analyse einer Entwicklung vornehmen zu können,

unterscheidet beispielsweise das österreichische Umweltbundesamt in Wien drei

Möglichkeiten zur Bewertung von Energieeffizienz (Umweltbundesamt 2005a). Die erste

Möglichkeit ist die Analyse der Entwicklung von Input zu Output im Zeitreihenvergleich.

Die zweite Option ist der Vergleich der gemessenen Verbrauchswerte mit theoretischen

Ansätzen bzw. Rechenergebnissen. Die dritte Möglichkeit ist der Vergleich mit

Benchmarks und Best-Practice Ansätzen. Alle drei Ansätze vergleichen einen aktuellen

gemessenen IST-Wert mit einem Referenzwert. Darauf aufbauend wird eine Steigerung

der Energieeffizienz definiert als neuer Zustand, in dem für die Bereitstellung der gleichen

Leistung ein geringerer Energieinput erforderlich ist bzw. wenn mit dem gleichen Input an

Energie eine höherwertige Dienstleistung erzielt wird.

Zur Messung von Energieeffizienz werden als Indikatoren neben Energieeinsparungen

bzw. Energieverbrauch, Energieproduktivität oder Reduktion des spezifischen Verbrauchs

auch Energieeffizienz-Indizes verwendet, um unterschiedliche Technologien oder

Subsektoren zu aggregieren. Im Odyssee-Mure Projekt (Enerdata 2010) wurde der ODEX

Index entwickelt, um die Energieeffizienz eines ganzen Sektors (Industrie, Verkehr,

Haushalte) oder einer gesamten Volkswirtschaft zu messen4. Dazu wird ein gewichteter

Durchschnittswert von wiederum kleineren Subeinheiten (wie beispielsweise einzelne

Industriebranchen) gebildet. Basis ist die Berechnung von spezifischen Energie-

verbräuchen pro physischer Outputeinheit eines bestimmten Verfahrens. Die Verbesserung

dieser spezifischen Verbräuche wird mit dem Anteil des Energieverbrauchs für dieses

Verfahren bzw. dieser Anwendung am Gesamtverbrauch (oder Verbrauch des betrachteten

Sektors) gewichtet, um so die Effizienzsteigerung des gesamten Sektors zu bestimmen.

Der Unterschied dieses Ansatzes zur Bewertung einer Sektoreffizienz im Vergleich mit

anderen Methoden ist die Verwendung einer technologieorientierten Bottom-Up-

Berechnung mit physischen Bezugsgrößen auch für einen kompletten Sektor, anstatt

monetäre Bezugsgrößen zu nutzen (wie etwa die Bruttowertschöpfung).

Insgesamt zeigt die vorangegangene Analyse somit, dass es unterschiedliche

Verständnisse von Energieeffizienz gibt, zum Großteil unter Energieeffizienz allerdings

ein spezifischer Energieverbrauch und unter Effizienzsteigerungen eine Minderung dieses

spezifischen Verbrauchs verstanden wird.

4 Vergleiche http://www.odyssee-indicators.org/.


20

2.4.2 Verwandte Begriffe und Energieeffizienzindikatoren für unterschiedliche

Aggregationsebenen

Abzugrenzen vom Begriff Energieeffizienz ist der Begriff Energieeinsparung. Jeder

absolute Verbrauchsrückgang im Vergleich zu einem Referenzwert stellt zunächst eine

Energieeinsparung dar. Dieser Begriff ist somit weiter gefasst, eine

Energieeffizienzsteigerung ist nur eine Teilmenge von Energieeinsparungen. Zur

Bestimmung, ob ein Verbrauchsrückgang auf Effizienzsteigerungen entsprechend des

vorgestellten bisherigen Verständnisses basiert, ist eine Bezugsgröße für eine spezifische

Betrachtung notwendig. Beispielsweise ist ein reduzierter Energieeinsatz gegenüber einem

Referenzwert in der gesamten Stahlindustrie zunächst eine Energieeinsparung.

Anschließend kann dieser Verbrauchsrückgang unterteilt werden in einen Effizienzeffekt,

der auf einer Reduktion des spezifischen Energieverbrauchs (eingesetzte Energie pro

produzierter Tonnen Stahl) basiert, und einen Effekt, der durch einen Rückgang der

Aktivität (Produktionsmengen Stahl) ausgelöst worden ist. Die Verwendung und

Abgrenzung der Begriffe ist allerdings uneinheitlich.

Weitere verwandte Begriffe in diesem Zusammenhang sind beispielsweise

Ressourceneffizienz, Ökoeffizienz und Produktivität. Ressourceneffizienz wird definiert

als das Verhältnis eines bestimmten Nutzens zum dafür nötigen Ressourcenaufwand

(Eifert et al. 1974, Wittmann et al. 1993, Sellien 1975). Dabei werden alle notwendigen

Ressourcen zur Bereitstellung eines bestimmten Nutzens in die Betrachtung mitein-

bezogen. Unter diesen knappen Ressourcen werden die Produktionsfaktoren Arbeit und

Wissen, Kapital, Energie, Rohstoffe und Material sowie Umwelt verstanden. Energie stellt

dabei eine der notwendigen knappen Ressourcen zur Bereitstellung eines Nutzens dar.

Zwischen den einzelnen Ressourcen bestehen Substitutionsmöglichkeiten. Der reduzierte

Einsatz einer dieser Ressourcen kann zu einem deutlich erhöhten Einsatz einer anderen

knappen Ressource und damit in Summe zu einem erhöhten Ressourceneinsatz führen.

Der Begriff Ökoeffizienz wird definiert als Quotient aus dem Wert eines Produkts und der

durch sein Produktsystem verursachten Umweltbelastungen (UBA 2012c). Unter

Produktivität wird der Quotient aus Produktionsergebnis (Ausbringung, Output) und

einem, mehreren oder allen zur Produktion eingesetzten Produktionsfaktoren (Einsatz,

Input) verstanden (Cantner et al. 2007). Allerdings werden auch die Begriffe Produktivität

und Effizienz teilweise ohne eine präzise Definition und Abgrenzung sowie oftmals

synonym verwendet (Hammerschmidt 2006).

Weitere wichtige Begriffe in diesem Zusammenhang sind spezifischer bzw. bezogener

Energieverbrauch, Wirkungsgrad und Nutzungsgrad. Während sich der Wirkungsgrad auf

einen (optimalen) Betriebspunkt bezieht und das Verhältnis von Nutzleistung zu

Aufwandsleistung charakterisiert, beschreibt der (Jahres-)Nutzungsgrad das Verhältnis

von Nutzenergie zu Aufwandsenergie über einen Zeitraum von einem Jahr. Während der

Wirkungsgrad somit auf die momentane Leistung abzielt, bezieht sich der Nutzungsgrad


21

auf die Menge an Arbeit. Der spezifische Energieverbrauch (auch spezifischer

Energieaufwand) beschreibt die Summe allen Energieeinsatzes einer Prozessstufe für die

Herstellung bzw. Bereitstellung einer bestimmten Energieaufwendung bezogen auf die

funktionale Einheit der betrachteten Anwendung (Mauch 1993, FFE 1999).

Um Aussagen über Energieeffizienz entsprechend des bisher überwiegend

vorherrschenden Verständnisses treffen zu können, ist eine Bezugsgröße notwendig. Diese

Bezugsgröße fällt auf verschiedenen Betrachtungsebenen unterschiedlich aus. Auf

gesamtwirtschaftlicher Ebene dient nach dem bisherigen Verständnis von Energieeffizienz

oftmals die Energieproduktivität oder ihr Kehrwert, die Energieintensität, als Indikator zur

Bewertung bzw. zur Messung von Energieeffizienz (siehe auch Abbildung 2-8). Die

Energieproduktivität wird als Quotient aus Bruttoinlandsprodukt (BIP) und

Primärenergieverbrauch berechnet. Damit drückt die Energieproduktivität aus, wie viel

Bruttoinlandsprodukt je eingesetzter Einheit Primärenergie erwirtschaftet wird

(Statistisches Bundesamt 2012). Neben dem Bruttoinlandsprodukt wird teilweise auch die

Anzahl der Einwohner (Energieverbrauch pro Kopf) zur Bildung der Kennzahl Energie-

intensität herangezogen (Pehnt 2010; siehe auch Abbildung 2-9).

Bezogen auf einzelne Umwandlungs- oder Produktionsverfahren wird dagegen der

Wirkungsgrad (z. B. bei Kraftwerken) oder der spezifische Verbrauch pro Outputeinheit

(z. B. bei Hochöfen) verwendet. Zudem werden für einzelne komplette Sektoren des

Energiesystems spezifische Werte gebildet, in denen der Energieeinsatz eines Sektors auf

den Output des gesamten Sektors bezogen wird (beispielsweise in der Industrie).

Unterschiede gibt es hinsichtlich der Bezugsgröße, da diese sowohl monetäre Werte (BIP

oder Bruttowertschöpfung eines Sektors oder Subsektors) oder auch physische Werte

(beispielsweise Einheiten Stahl) sein können.

Weitere mögliche Bezugsgrößen sind Energiedienstleistungen oder Nutzenergie.

Nutzenergie beinhaltet diejenigen technischen Formen der Energie, die letztendlich vom

Verbraucher benötigt werden (VDI 2003). Zum Bereich Nutzenergie zählen unter anderem

Wärme, Licht oder Kraft (siehe Abbildung 2-7). Energiedienstleistungen hingegen sind

die aus dem Einsatz von Nutzenergie und anderen Produktionsfaktoren befriedigten

Bedürfnisse bzw. erzeugten Güter (VDI 2003). Als Beispiele für Energiedienstleistungen

sind angenehm temperierte Räume, beleuchtete Flächen oder beförderte Personen zu

nennen.

Eine Reduktion des Energieeinsatzes bezogen auf die bereitgestellte Energiedienstleistung

stellt eine Energieeffizienzsteigerung (im Sinne des bisherigen Verständnisses) dar. Zur

Reduktion des Energieinputs können sowohl Wirkungsgradsteigerungen in der

Bereitstellung beitragen, als auch Maßnahmen zur Reduktion des Nutzenergiebedarfs. Zu

diesen Maßnahmen zählen, bezogen auf die Energiedienstleistung des warmen Raums,

beispielsweise Dämmmaßnahmen aber auch Verhaltensänderungen der Nutzer (etwa in

Form eines veränderten Lüftens des Raums). Ein reduzierter Energieverbrauch hingegen,


22

der nur auf einer verringerten Nachfrage nach Energiedienstleistungen beruht, kann dem

Bereich der Energieeinsparungen zugeordnet werden. Häufig werden jedoch, wie erläutert,

die Begriffe Energieeffizienz und Energieeinsparungen synonym verwendet.

Abbildung 2-7: Energieflussschema von Primärenergie zu Energiedienstleistungen

Quelle: Voß (2011)

2.4.3 Energieeffizienzziele und weitere Effizienzindikatoren in Europa

Die EU-Mitgliedsstaaten spielen eine Schlüsselrolle bei der Umsetzung der

EU-Energieeffizienzziele (vergleiche für die EU-Ziele Abschnitt 2.2.3). Wie für

Deutschland, gelten auch für die anderen Mitgliedsstaaten als nicht-rechtsverbindliche,

indikative Ziele das 9-%-Ziel basierend auf der Energiedienstleistungsrichtlinie, das EU-

weite 20-%-Ziel sowie die 1,5-%-Reduktionsvorgaben basierend auf dem Kompromiss zur

Energieeffizienzrichtlinie (vergleiche auch Abschnitte 2.2.3 für die europäischen und 2.3.3

für die deutschen Ziele). Zur Umsetzung der EU-Vorgaben und im Rahmen eigener,

energiepolitischer Strategien haben sich die EU-Mitgliedsstaaten vergleichbar mit

Deutschland eigene Effizienzziele gesetzt. Diese zeichnen sich durch eine große

Heterogenität im Ländervergleich bezogen auf das Bezugs- und Zieljahr sowie die Ziel-

und Messgröße aus. In Tabelle 2-1 sind die Ziele der EU sowie ihrer Mitgliedsstaaten

zusammengefasst, wobei die einzelnen 9-%- bzw. 1,5-%-Ziele nicht mehr gesondert

aufgeführt werden. Basierend auf der EU-Energieeffizienzrichtlinie sind jedoch alle

Mitgliedsstaaten verpflichtet, jeweils Einsparziele für das Jahr 2020 aufzustellen (Artikel 3

des Kompromissentwurfs, Europäischer Rat 2012). Diese Ziele können sich auf den


23

Primär- oder Endenergieverbrauch, auf Primär- oder Endenergieeinsparungen oder auf die

Energieintensität beziehen.

Tabelle 2-1: Energieeffizienzziele nach Regionen und Ländern

Region/Land Messgröße Bezugs-

jahr

Ziel-

jahr

Zielgröße

Bulgarien Energieintensität 2005 2020 -50 %

Dänemark Endenergieverbrauch 2010 2020 -1,5 % p. a.

Deutschland Primärenergieverbrauch 2008 2020 -20 %

2008 2050 -50 %

Energieproduktivität (BIP/EEV) 1990 2020 +100 %

EU Primärenergieverbrauch

(bezogen auf

Referenzentwicklung)

Baseline 2020 -20 %

EU-Mitglieds-

staaten

Endenergieverbrauch (Basierend

auf der Energiedienstleistungs-

richtlinie und Vorgabe für

NEEAP)

2008 2016 -9 %

Absatzvolumen aller

Energieunternehmen an

Endkunden

2014 2020 -1,5 % p. a.

Finnland Endenergieverbrauch Baseline 2020 -11 %

2020

(Baseline)

2050 -30 %

Primärenergieverbrauch 2008 2020 +/- 0 %

Frankreich Energieintensität 2005 2015 -20 %

Irland Endenergieverbrauch 2007 2020 -30 %

Italien Primärenergieverbrauch 2011 2012 -3,5 toe p. a.

Lettland Energieintensität 2005 2020 0,22 toe/1000€

Litauen Energieintensität 2025 EU Durch-

schnitt

Niederlande Energieeffizienzsteigerung

(gemessen als Reduktion des

Primärenergieverbrauchs)

2020 2 % p. a.

Österreich Endenergieverbrauch 2005 2020 +/- 0 %


24

Polen Energieintensität 2030 EU-15 Durch-

schnitt (2005)

Primärenergieverbrauch 2020 +/- 0 %

Portugal Endenergieverbrauch 2005 2020 -45,2 TWh

Rumänien Energieintensität 2001 2015 -40 %

Schweden Energieintensität 2008 2020 -20 %

Slowakei Energieintensität (Langfristziel) EU-15 Durch-

schnitt

Tschechische

Republik

Energieintensität 2000 2030 -3,22 % p. a.

Primärenergieverbrauch 2000 2030 +/- 0 %

Ungarn Energieintensität 1999 2010 -3,5 % p. a.

Quellen: Eigene Darstellung basierend auf Daten aus BMWFJ (2011), ECEEE (2011), Bulgarian WEC

Committee (2011), Ministry of Industry and Trade of the Czech Republic (2004), Enerdata

(2011), ABB (2012)

Als ein möglicher Indikator zur Messung von Energieeffizienz auf gesamtwirtschaftlicher

Ebene wird die Energieintensität, definiert als Primärenergieverbrauch bezogen auf das

Bruttoinlandsprodukt, herangezogen. Unter anderem wird dieser Indikator im

2. Nationalen Energieeffizienz-Aktionsplan der Bundesrepublik Deutschland zur

Bewertung der gesamtwirtschaftlichen Energieeffizienz verwendet (BMWi 2011a). Auch

andere EU-Staaten haben sich nationale Zielvorgaben basierend auf der Energieintensität

bzw. Energieproduktivität gegeben (u. a. Bulgarien, Frankreich oder Ungarn; vergleiche

Tabelle 2-1). Dieser Indikator ermöglicht einen Ländervergleich eines aktuellen Zustandes

bzw. der Entwicklung zwischen den Mitgliedsstaaten der EU (siehe Abbildung 2-8).

Der Ländervergleich zeigt in den meisten Ländern einen sinkenden Verlauf zwischen 1995

und 2010, aber auch deutliche Unterschiede in der absoluten Höhe der Energieintensität

zwischen den Ländern. Insbesondere die neuen EU-Mitgliedsstaaten wie Bulgarien

(1.223 toe/Millionen €2005 bezogen auf das Jahr 1995, 654 toe/Mio. € in 2010), Rumänien,

Estland oder die Slowakei weisen hohe Werte auf. Allerdings haben diese Staaten

gegenüber 1995 auch bereits eine deutliche Minderung der Energieintensität zu

verzeichnen.

In Deutschland hat sich dieser Wert im Zeitverlauf ebenfalls reduziert (vergleiche auch

erneut Abbildung 2-3). Im Jahr 2010 liegt der Wert in Deutschland bei 129 toe/Mio. €2005

und damit unter dem EU-Durschnitt von 143 toe/Mio. €2005. Die geringsten Werte sind in

Irland (91 toe/Mio. €2005) und Dänemark (93 toe/Mio. €2005) zu verzeichnen. Danach

folgen UK, Italien, Österreich und anschließend Deutschland.


25

Abbildung 2-8: Energieintensitäten nach Ländern in der EU-27

Quelle: Eigene Darstellung basierend auf European Commission (2010b), European Commission (2012a)

Ein weiterer zur Anwendung kommender Indikator, um Energieeffizienz auf Länderebene

zu vergleichen, ist der Energieverbrauch pro Kopf. Berechnet wird der Indikator in diesem

Fall als Bruttoinlandsverbrauch pro Einwohner (basierend auf European Commission

2012a). Auch dieser Indikator wird im Energieeffizienz-Aktionsplan der Bundesregierung

zu den Leitdaten der Energieeffizienz gezählt (BMWi 2011a). Im Ländervergleich

zwischen den Mitgliedsstaaten der EU-27 zeigt der Energieverbrauch pro Kopf sowohl in

der zeitlichen Entwicklung als auch bezogen auf den aktuellen Wert deutliche

Unterschiede zwischen den Ländern (siehe Abbildung 2-9).

Während in einigen Ländern ein Rückgang im Zeitverlauf zwischen den betrachteten

Perioden 1995, 2000 und 2010 zu beobachten ist, wie etwa in Deutschland oder der

Slowakei, verzeichnen andere Länder einen kontinuierlichen Anstieg. Zu diesen Staaten

zählen beispielsweise Österreich oder Finnland. Bezogen auf die absolute Höhe liegt

Deutschland im Jahr 2010 bei einem Wert von 4.111 kgoe/cap. Damit liegt Deutschland

über dem EU-Durchschnittswert von 3.507 kgoe/cap. Der geringste Wert in 2010 tritt in

Rumänien auf (1.666 kgoe/cap), gefolgt von Lettland (2.088) und Litauen (2.099). Die

höchsten Werte sind in Finnland (6.895) und mit großem Abstand in Luxemburg (9.198)

zu verzeichnen.

Der Vergleich dieser beiden gesamtwirtschaftlichen Indikatoren (Energieintensität und

Energieverbrauch pro Kopf) verdeutlicht die teilweise vorherrschende Widersprüchlich-

keit hinsichtlich möglicher Aussagen über den Grad der Energieeffizienz in den einzelnen

Ländern. So liegt beispielsweise in Bulgarien oder Rumänien die Energieintensität auf

einem sehr hohen Niveau und demzufolge fällt die Effizienz gering aus. Wird der

Indikator Energieverbrauch pro Kopf herangezogen, fallen die Werte für Bulgarien und

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2000

2010


26

Rumänien gering und die Effizienz basierend auf dieser Betrachtung hoch aus. Der

Indikator Energieverbrauch pro Kopf stellt daher keinen Energieeffizienzindikator dar und

ist zur Beurteilung von Effizienz nicht geeignet. Vielmehr wird eine Aussage über die

Intensität oder auch über den Entwicklungsstand eines Landes getroffen.

Abbildung 2-9: Energieverbrauch pro Kopf nach Ländern in der EU-27

Quelle: Eigene Darstellung basierend auf European Commission (2012a)

2.5 Kritik an den aktuellen Energieverbrauchsreduktionszielen und dem

bisherigen Verständnis von Energieeffizienz

2.5.1 Bereits vorhandene Kritik an den aktuellen Zielvorgaben sowie

uneinheitliche und unklare Begriffsverwendung

Bevor zusätzliche Kritikpunkte an dem bisherigen Verständnis von Energieeffizienz und

den damit verbundenen Zielvorgaben aufgezeigt werden, soll die bereits bestehende Kritik

kurz dargestellt werden. Kritisiert wird bislang an der bisherigen Ausgestaltung des EU-

Ziels mit einer absoluten Reduktionsvorgabe für den Primärenergieverbrauch unter

anderem, dass diese Vorgabe wachstumshemmend wirken kann und planwirtschaftliche

Züge trägt. Zudem verlangt eine Verbindlichkeit der Zielvorgabe mehr Ordnungsrecht

(BMWi 2011b). Laut BMWi stellen absolute Energieverbrauchshöchstwerte einen Irrweg

dar. Wichtig sei es vor allem, „Energie kosteneffizient einzusparen“ (BMWi 2012b).

Die kritische Haltung der Bundesregierung gegenüber der Effizienzpolitik der EU und der

Vorgabe von Energieeinsparzielen zeigte sich im Rahmen der Beratungen zur EU-

Energieeffizienzrichtlinie. Anstatt ausschließlich eine Energieeinsparung vorzugeben,

sollte es laut BMWi und BMU im Gegensatz dazu den Mitgliedsstaaten freigestellt sein,

sich entweder zu einer Reduktion des Energieverbrauchs von 4,5 % oder zu einer

Steigerung der Energieeffizienz (in diesem Fall gemessen als Wirtschaftswachstum in

0

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] 1995

2000

2010


27

Bezug zum Energieverbrauch) von 6,3 %, jeweils für einen Zeitraum von drei Jahren, zu

verpflichten (Deutscher Bundestag 2012, BMU 2012a). An dieser Stelle wird von Seiten

der Bundesregierung klar unterschieden zwischen Energieeffizienzziel (inklusive

Betrachtung der wirtschaftlichen Entwicklung) und Einsparverpflichtung. Zudem wird

betont, dass beide Ziele wegen unterschiedlicher Grundsätze nicht direkt vergleichbar sind

(siehe auch die Diskussion zu Energieeffizienz in Deutschland in Abschnitt 2.3). Diese

Kritik der Bundesregierung steht allerdings teilweise im Widerspruch zu den eigenen

energiepolitischen Zielvorgaben aus dem Energiekonzept. Obwohl auch Ziele festgelegt

wurden, die die wirtschaftliche Entwicklung berücksichtigen (Verdopplung der

Energieproduktivität bzw. jährliche Steigerung um 2,1 %), wurden im Energiekonzept

2010 (Bundesregierung 2010) auch Energieeinsparziele festgelegt. Diese Einsparziele

beziehen sich direkt auf den Primärenergie- bzw. Stromverbrauch ohne Berücksichtigung

einer Bezugsgröße.

Auch zu dem Kompromiss zur EU-Energieeffizienzrichtlinie gibt es bereits zahlreiche

kritische Anmerkungen. Von Seiten des Bundesverbandes der Deutschen Industrie wird

weiterhin kritisiert, dass absolute Verbrauchsobergrenzen Unternehmen zu

unwirtschaftlichen Maßnahmen oder einem Zurückfahren der Produktion zwingen können

(BDI 2012).

Im Anschluss an diese bereits bestehende Kritik an den aktuellen Zielvorgaben werden

weitere Kritikpunkte an diesen Zielvorgaben und dem bisherigen Verständnis von

Energieeffizienz herausgearbeitet. Ein genereller Kritikpunkt im Zusammenhang mit der

Definition und Messung von Energieeffizienz ist die uneinheitliche und unklare

Verwendung des Terms Energieeffizienz. Wie in dieser Arbeit aufgezeigt, erfolgt trotz der

großen Bedeutung und der häufigen Verwendung des Begriffs Energieeffizienz keine

einheitliche Verwendung und keine klare Abgrenzung zu anderen Begriffen wie etwa

Energieeinsparungen. Zudem existiert keine einheitliche Methode zur Messung von

Energieeffizienz. Es gibt eine Vielzahl von Indikatoren die zum Einsatz kommen, um

Aussagen über den Grad oder die Erhöhung der Energieeffizienz ableiten zu können.

Die am häufigsten auftretenden Unklarheiten in der Begriffsverwendung beziehen sich auf

die Unterscheidung zwischen einem Rückgang des absoluten und des spezifischen

Energieverbrauchs. Beide Effekte werden oftmals mit einer Steigerung der

Energieeffizienz gleichgesetzt. Es erfolgt somit keine klare Trennung zwischen den

Begriffen Energieeffizienz und Energieeinsparungen. Zudem besteht Uneinigkeit

hinsichtlich der dynamischen und statischen Begriffsverwendung und somit der Frage, ob

Energieeffizienz einen Zustand im Sinne eines Wirkungsgrads bzw. spezifischen

Energieverbrauchs oder eine Verbesserung eines spezifischen Energieverbrauchs

gegenüber einem Referenzwert beschreibt.

Weiterhin kommen unterschiedliche Bezugsgrößen auf verschiedenen Ebenen zur

Anwendung. In Abhängigkeit von der Betrachtungsebene wird nach dem bisherigen


28

Verständnis der Energieverbrauch auf unterschiedliche, monetäre oder nicht monetäre

Größen wie beispielsweise BIP, Anzahl Einwohner, Bruttowertschöpfung eines Sektors,

Nutzenergie, Energiedienstleistung, Wohnfläche oder etwa Anzahl der Beschäftigen

bezogen. In Verbindung mit diesen unterschiedlichen Bezugsgrößen werden zahlreiche

Indikatoren verwendet, um Aussagen über Energieeffizienz oder deren Steigerung treffen

zu können. Allerdings sind diese Indikatoren oftmals nicht geeignet, um Effizienz

bewerten zu können, sondern beschreiben lediglich Intensitäten.

2.5.2 Eindimensionalität der Begriffsdefinition – fehlende Betrachtung des

kompletten Ressourcenaufwands

Die bisherigen Definitionen von Energieeffizienz sowie die damit verbundenen

Zielvorgaben beziehen sich ausschließlich auf den Inputfaktor Energie. Von den

unterschiedlichen Produktionsfaktoren bzw. Ressourcen, die mit der Bereitstellung einer

Energiedienstleistung verbunden sind, wird somit ausschließlich der Produktionsfaktor

Energie betrachtet. Der übrige notwendige Ressourcenverbrauch, um eine Energie-

versorgungsaufgabe zu erfüllen, wird nicht berücksichtigt. Zu diesen nicht betrachteten

Ressourcen zählen Arbeit und Wissen, Kapital, Rohstoffe und Material sowie Umwelt. Da

Effizienz das Verhältnis von Nutzen zu Aufwand beschreiben soll, ist auch eine

vollständige Erfassung des Aufwands in Form einer Berücksichtigung aller Ressourcen

notwendig. Der Nutzen wird durch die erbrachte Energiedienstleistung wiedergegeben.

Zudem bestehen zwischen den einzelnen Ressourcen zur Bereitstellung einer Energie-

dienstleistung Substitutionsoptionen, die es durch eine Betrachtung aller Ressourcen zu

berücksichtigen gilt. Eine Einsparung bezogen auf den Produktionsfaktor Energie kann

gleichzeitig mit einer deutlich intensiveren Nutzung der anderen Ressourcen, etwa

Kapital, aber auch Umwelt, verbunden sein. Die Beurteilung von unterschiedlichen

Technologien, die nur auf der Betrachtung dieses einen Faktors Energie beruht, kann

nichts über die Effizienz dieser Technologie aussagen.

Die Messung und Erfassung des kompletten Ressourceneinsatzes kann über eine monetäre

Bewertung der einzelnen Ressourcen erfolgen, die anschließend zum erzielten Nutzen in

Bezug gesetzt werden, um eine Aussage über die Effizienz treffen zu können. Der

optimale und somit effiziente Einsatz der Ressource Energie ergibt sich aus diesem

Gesamtkontext der Vollkostenbetrachtung des gesamten Ressourcenaufwands.

Konsequenz dieser Fokussierung auf die Ressource Energie in der gegenwärtigen

Betrachtung ist demzufolge die einseitige Bevorzugung von Technologien, die über einen

geringen spezifischen Energieverbrauch verfügen (vergleiche Abschnitt 2.5.4 zu den

gesamten Auswirkungen des bisherigen Verständnisses von Energieeffizienz). Alle

anderen Ressourcen, die mit der Nutzung dieser Technologie in Verbindung stehen,

werden nicht berücksichtigt.


29

2.5.3 Abhängigkeit von der Bilanzierungsmethode des Energieeinsatzes

Ein weiterer Kritikpunkt an der bisherigen Definition, Messung und Zielvorgabe ist die

Abhängigkeit von der zum Einsatz kommenden Bilanzierungsmethode des Energie-

einsatzes. Für die primärenergetische Bewertung von Kernenergie sowie der erneuerbaren

Energieträger Wind, Wasser und Solarenergie bzw. der Stromerzeugung aus diesen

Energieträgern gibt es keinen einheitlichen Umrechnungsfaktor wie den Heizwert zur

Bewertung des Einsatzes von fossilen Energieträgern zur Stromerzeugung (VDI 2003).

Aufgrund internationaler Konventionen wird bei der Bilanzierung von Energieträgern

ohne Heizwert nach der Wirkungsgradmethode verfahren (AGEB 2012). Diese kommt

standardmäßig bei der europäischen Statistikbehörde Eurostat sowie bei der

Internationalen Energieagentur (IEA) zur Anwendung. Seit Mai 1995 wird diese Methode

auch von der Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen (AGEB) in Deutschland eingesetzt.

Bis dahin kam hier die Substitutionsmethode zur Anwendung.

Bei der Wirkungsgradmethode werden durch politische Beschlussfassung und zum Teil

ohne Berücksichtigung physikalisch-technischer Randbedingungen feste Umrechnungs-

faktoren für die primärenergetische Bewertung der Stromerzeugung festgelegt (VDI

2003). Die Wirkungsgradmethode bewertet Strom aus Wind- oder Solarenergie mit einem

Wirkungsgrad von 100 %, Strom aus Kernenergie hingegen mit einem Wirkungsgrad von

33 %.

Ein anderes Vorgehen stellt die Substitutionsmethode dar, in der davon ausgegangen wird,

dass Strom aus Kernkraftwerken oder aus Erneuerbaren Energien Strom aus

konventionellen Kraftwerken ersetzt. Demzufolge wird der Strom aus Kernenergie oder

Wind, aber auch Stromimporte, mit dem durchschnittlichen Wirkungsgrad der

konventionellen Kraftwerke belegt.

Die Umstellung auf die Wirkungsgradmethode in Deutschland erfolgte zum Zweck der

Herstellung einer internationalen Vergleichbarkeit. Bei dieser Methode werden die

chemische Energie fossiler Brennstoffe, elektrische Energie aus Erneuerbaren Energien

und thermische Energie in Kernkraftwerken als gleichwertige Primärenergien betrachtet

(Sterner et al. 2008). Der für Kernenergie anzulegende Wirkungsgrad von 33 % wird dabei

als repräsentativer physikalischer Wirkungsgrad erachtet (AGEB 2010). Dieser pauschale

Wirkungsgrad gibt den mittleren Grad der Wandlung der als Wärme freigesetzten

Kernbindungsenergie in elektrische Energie wieder (Günther, Schmid 2012). Die

Bewertung von Wind und Solarenergie mit einem Wirkungsgrad von 100 % basiert auf

ökonomischen und ökologischen Aspekten und nicht auf energetischen Überlegungen. Bei

der Energiebereitstellung in fossilen, nuklearen und biogenen Umwandlungsprozessen

kommt es zu Nutzenverlusten bei der Umwandlung für den Anlagenbetreiber in Form von

Kosten bzw. für die Gesellschaft in Form von emissionsbedingten Klimaschäden.

Dagegen sind bei der regenerativen Direktstromerzeugung die Verluste kostenfrei und


30

nicht klimaschädlich (Sterner et al. 2008). Es wird somit nicht auf eine technische

Betrachtung, etwa der kinetischen Energie des Windes, abgezielt.

Als Folge einer Anwendung der EU-Zielvorgabe einer absoluten Primärenergieeinsparung

und der primärenergetischen Bewertung durch die Wirkungsgradmethode würde sich

beispielhaft ergeben, dass die Stromerzeugung in Windkraftanlagen im Vergleich zur

Stromerzeugung durch Kernenergie um den Faktor drei effizienter ist. Diese Aussage

beruht nur auf der zur Anwendung kommenden Bilanzierungsmethode sowie dem

zugehörigen Verständnis von Energieeffizienz und nicht auf technischen oder

wirtschaftlichen Kriterien der Strombereitstellungsverfahren. Diese Abhängigkeit gilt es

bei der Ermittlung des zukünftigen effizienten Energieeinsatzes zu vermeiden. Die

Vorteilhaftigkeit einer Technologie sollte auf ihren technischen, wirtschaftlichen und

ökologischen Parametern beruhen und nicht in Abhängigkeit von einer politisch

festgelegten Bilanzierungsmethode stehen.

Ein weiterer Kritikpunkt in diesem Zusammenhang ist die von der EU verwendete

Definition des Begriffs Primärenergieverbrauch. Die Kommission definiert den

Primärenergieverbrauch als Bruttoinlandsverbrauch („Gross Inland Consumption“) ohne

nichtenergetische Nutzungsformen (Europäische Kommission 2011d). Damit weicht die

EU-Definition von Primärenergieverbrauch beispielsweise von der Definition der AGEB

ab, in der der nichtenergetische Verbrauch Teil des Primärenergieverbrauchs ist (AGEB

2010). Der nichtenergetische Verbrauch ist oftmals schwieriger zu vermeiden als der

energetische Verbrauch und nur durch eine komplette Produktionsumstellung

oder -verlagerung in der Industrie zu reduzieren.

Exkurs: Weitere Bewertungsmöglichkeiten des Energieeinsatzes

Neben der Bewertung des Energieeinsatzes durch die Wirkungsgrad- und

Substitutionsmethode soll an dieser Stelle zusätzlich kurz die Möglichkeit einer

exergetischen Bilanzierung aufgezeigt werden. Exergie ist ein Maß für die Qualität von

Energie und beschreibt den unbeschränkt wandelbaren Teil, der aus einer beliebigen

Energieform bei reversibler Wechselwirkung mit der Umgebung gewinnbar ist. Der Anteil

an Energie, der nicht in Exergie umgewandelt werden kann, wird als Anergie bezeichnet

(vergleiche u. a. Geller 2006). Exergie beschreibt somit die Arbeitsfähigkeit von Energie.

Mechanische und elektrische Energien bestehen vollständig aus Exergie, dies gilt

approximativ auch für chemische Energien wie die in Brennstoffen (Gasser et al. 2008,

Baehr 1988). Insofern besteht für die Bilanzierung fossiler Energieträger kein Unterschied

zwischen einer energetischen und exergetischen Bilanzierung. Weitere unbeschränkt

wandelbare Energien sind kinetische und potentielle Energie. Windenergie ist die

kinetische Energie der bewegten Luftmassen. Insofern besteht auch die Energie des

Windes vollständig aus Exergie (Lange 2005). Würde in einer Exergiebilanz die


31

kinetische Energie des Windes bilanziert werden, würde dieser Wert demzufolge höher

ausfallen als die Bilanzierung der Stromerzeugung aus Wind in einer Energiebilanz

basierend auf der Wirkungsgradmethode.

Bei Wärme ist hingegen nur die Arbeitsfähigkeit bezüglich des Umgebungszustands

Exergie. Der Exergiegehalt hängt somit von der Temperatur des Wärmestroms ab.

Umgebungswärme ist reine Anergie. Insofern kommt es an dieser Stelle zu einer

Abweichung von der Energiebilanz auf Basis der Wirkungsgradmethode, in der

Umgebungswärme als Input in Wärmepumpen abweichend von der exergetischen

Betrachtung als Primär- und Endenergie erfasst wird. Zur Bestimmung des Exergieanteils

an der gesamten spezifischen Energie der Solarstrahlung zur Stromerzeugung durch PV-

Module ist eine Differenzierung in direkte und diffuse Strahlung notwendig, um die

unterschiedlichen Temperaturen von direktem und Streulicht bestimmen zu können. Auf

Basis dieser Temperaturen und der darauf basierenden Differenz zur

Umgebungstemperatur berechnet sich der Exergieanteil (Lange 2005).

Neben der Substitutions- und der Wirkungsgradmethode sowie der exergetischen

Bewertung, können zur Bewertung der Stromerzeugung aus Windkraft und Solarenergie

auch die tatsächlichen physikalischen Wirkungsgrade dieser Verfahren eingesetzt werden.

Auch dieser Ansatz soll daher an dieser Stelle kurz skizziert werden. Der physikalische

Wirkungsgrad einer Solarzelle berechnet sich aus dem Verhältnis von abgegebener

Energie in Form des elektrischen Stroms zur auf das Solarmodul treffenden

Strahlungsenergie. Der Wirkungsgrad ist bei den verschiedenen Zelltypen sehr

unterschiedlich und erreicht bei monokristallinen Solarzellen einen Wert von etwa 20 %.

Der theoretisch maximal erreichbare Wert liegt je nach eingesetztem Material für einfache

Solarzellen (d. h. keine Tandem- oder andere kombinierte Zellen) bei etwa 30 %

(Kaltschmitt et al. 2006).

Für Windkraftanlagen wird anstelle eines Wirkungsgrads normalerweise der

Leistungsbeiwert herangezogen. Dieser stellt die Leistung der Windkraftanlage ins

Verhältnis zur Windleistung (Wesselak, Schabbach 2009). Der Leistungsbeiwert ist somit

der Anteil der dem Wind entzogenen Leistung zur insgesamt im Wind enthaltenen

Leistung. Moderne Anlagen erreichen Werte von etwa 50 % und liegen damit bereits nah

am aerodynamisch bedingten, theoretisch maximal erreichbaren Leistungsbeiwert von

59 % (maximaler Leistungsbeiwert nach Betz).

Basierend auf diesem Ansatz der technischen Wirkungsgrade bzw. des Leistungsbeiwerts

würde Strom aus Windkraft somit schlechter (mit einem höheren Primärenergieäquivalent)

bewertet werden als basierend auf der Wirkungsgradmethode, jedoch besser als basierend

auf der Substitutionsmethode. Der Solarstromerzeugung aus PV-Zellen würde der höchste

zugehörige Primärenergieverbrauch basierend auf dem hier kurz diskutierten Ansatz der

physikalischen Wirkungsgrade zugewiesen werden.


32

2.5.4 Implikationen der Kritikpunkte: Einfluss von Zielvorgaben auf die optimale

Technologieauswahl und weitere Kritikpunkte

Aufbauend auf dem bisherigen Verständnis und den zugehörigen Zielvorgaben werden

einseitig, nur auf dem Inputfaktor Energie basierend, einige Technologien bevorzugt und

andere benachteiligt. Diese Behandlung korreliert nicht zwangsläufig mit den

Auswirkungen auf das Emissionsniveau und dem Einsatz anderer, notwendiger

Ressourcen.

Bezogen auf die Ressource Umwelt, die ebenso in der bisherigen Betrachtung fehlt, wie

die Bewertung anderer, notwendiger Ressourcen zur Bereitstellung von

Energiedienstleistungen, werden bei der bisherigen Vorgehensweise umweltseitig alle

Energieträger gleich betrachtet und gleich gewichtet. Die jeweiligen Emissionsfaktoren

bzw. die Auswirkung des Einsatzes eines bestimmten Energieträgers oder einer

bestimmten Technologie auf das Emissionsniveau werden nicht berücksichtigt. So werden

bei der Vorgabe von Energieeinsparzielen Technologien benachteiligt, die zwar zu einem

geringeren Emissionsniveau, aber gleichzeitig auch zu einem höheren Energieverbrauch

führen.

Negativ betroffen sind neben der Kernenergie aufgrund des geringen bilanziellen

Wirkungsgrads (siehe Abschnitt 2.5.3) auch Emissionsminderungstechniken mit einem

geringeren Wirkungsgrad im Vergleich zu fossilen Standardvergleichsverfahren. Zu

diesen negativ betroffenen Verfahren zählen beispielsweise CCS-Verfahren und auch der

Einsatz von Biomassetechnologien. Die Nutzung dieser Verfahren, und damit die Nutzung

dieser CO2-Minderungsoptionen, würde durch ein Primärenergieeinsparziel erschwert

werden.

Aufgrund der Verwendung des Primärenergieverbrauchs als Mess- und Zielgröße für das

EU-Effizienzziel, können auch Technologien in den Nachfragesektoren benachteiligt

werden, die aufgrund eines Wechsels zum Endenergieträger Strom indirekt zu einem

höheren Primärenergieverbrauch beitragen. Dabei stellt ein verstärkter Stromeinsatz in den

Nachfragesektoren eine attraktive Emissionsminderungsoption dar, da in der Strom-

erzeugung hohe und kostenoptimale Potenziale zur Emissionsreduktion bestehen (Blesl et

al. 2011). Trotz des höheren Wirkungsgrads bezogen auf den Endenergieverbrauch von

strombetriebenen Technologien kann ein Wechsel von kohle- oder gasbasierten Verfahren

zu strombetriebenen Verfahren zu einem höheren Primärenergieverbrauch führen, da die

Umwandlungsverluste der Stromerzeugung mitberücksichtigt werden müssen.

Weiterhin wird bei einer ausschließlichen und absoluten Betrachtung des

Primärenergieverbrauchs als Zielgröße die wirtschaftliche Entwicklung als Nutzengröße

ebenfalls nicht berücksichtigt. Wie das Beispiel der Finanzkrise im Jahr 2009

verdeutlichte, hat die wirtschaftliche Entwicklung allerdings maßgeblichen Einfluss auf

die absolute Höhe des Energieverbrauchs. Insofern ist es fraglich, ob eine Vorgabe der

absoluten Höhe des Primärenergieverbrauchs zur Steigerung der Wettbewerbsfähigkeit


33

führt, wie es ursprünglich mit dem Ziel der Steigerung der Energieeffizienz verbunden war

(vergleiche dazu die mit Energieeffizienzsteigerungen verbundenen Ziele in der EU in

Abschnitt 2.2.2 und in Deutschland in Abschnitt 2.3.2). Im Gegenteil kann eine strikte

absolute Verbrauchsvorgabe die wirtschaftliche Entwicklung hemmen und zu einer Art

„Energy Leakage“ mit einer Abwanderung von Industrien in Regionen ohne

Reduktionsvorgabe für den Primärenergieverbrauch führen. Aufgrund dieser möglichen

negativen Auswirkungen auf die wirtschaftliche Entwicklung gibt es auch erheblichen

politischen Widerstand gegen eine rechtsverbindliche Vorgabe eines absoluten

Reduktionsziels für den Primärenergieverbrauch. Eine absolute (Primär-)Energie-

einsparvorgabe berücksichtigt somit zum einen nur einen Teil des Aufwands (nur den

Inputfaktor Energie) und zudem keine Nutzengröße.

Neben der Steigerung der Wettbewerbsfähigkeit soll auch die Versorgungssicherheit mit

einer Steigerung der Energieeffizienz ansteigen (vergleiche dazu erneut die mit Energie-

effizienzsteigerungen verbundenen Ziele in der EU in Abschnitt 2.2.2 und in Deutschland

in Abschnitt 2.3.2). Aufgrund der Auswirkungen auf einzelne Technologien und der damit

verbundenen Schlechterstellung von Kernenergie und Biomasse bei gleichzeitiger

Besserstellung von gasgefeuerten Verfahren (aufgrund des vergleichsweise höheren

Wirkungsgrads), ist diese positive Auswirkung auf die Versorgungssicherheit bei

Anwendung der bisherigen Methodik und der bisherigen Zielvorgaben ebenfalls fraglich.

Weitere allgemeine Kritikpunkte sind die Inkonsistenz von Begriffsverständnis und

Zielvorgaben. Wie aufgezeigt wird unter dem Begriff Energieeffizienz größtenteils ein

spezifischer Verbrauch verstanden, sowohl die Ziele der EU als auch diejenigen der

Bundesregierung beziehen sich aber auf den Primärenergie- oder Stromverbrauch ohne

Berücksichtigung einer Bezugsgröße. Ein weiterer Kritikpunkt ist die ausschließlich

mengenmäßige Bewertung des Energieeinsatzes in den bisherigen Definitionen. Eine

monetäre Bewertung zur Bildung einer Kennzahl wird bislang ausgeschlossen.

Zusammenfassend zeigt sich als Kritikpunkt an dem bisherigen Verständnis von

Energieeffizienz die eindimensionale Fokussierung auf den Faktor Energie und zusätzlich

in Bezug auf die Effizienzzielvorgabe der EU die Verwendung des Primärenergie-

verbrauchs auf Basis der Wirkungsgradmethode als Messgröße. Das bisherige Verständnis

von Energieeffizienz sagt nichts über die effiziente Nutzung aller notwendigen Ressourcen

zur Bereitstellung einer Energiedienstleistung aus. Der gesamte, notwendige

Ressourceneinsatz sowie die Substitutions- und Wechselwirkungen zwischen den

Ressourcen fließen bislang nicht in die Betrachtung mit ein. Die oben genannten

Kritikpunkte bleiben zudem auch bei einer Berücksichtigung der wirtschaftlichen

Entwicklung in einer Energieeffizienzkennzahl erhalten. Insgesamt wird deutlich, dass

normative und politisch festgelegte Zielvorgaben nicht dienlich sind, um das Thema

Energieeffizienz richtig zu erfassen und die Energieeffizienz zu steigern.


34

2.6 Herleitung eines erweiterten Verständnisses von Energieeffizienz

2.6.1 Erweitertes Verständnis von Energieeffizienz

Basierend auf der vorangegangenen Diskussion des Begriffs Energieeffizienz und den

Kritikpunkten an dem bisherigen Verständnis, wird im Folgenden dieses Begriffs-

verständnis erweitert und die bisherige Verwendung des Begriffs Energieeffizienz dazu in

Bezug gesetzt.

Um die Eindimensionalität des bisherigen Ansatzes zu durchbrechen, sollen zusätzlich zu

dem Faktor Energie auch die weiteren notwendigen Ressourcen zur Bereitstellung einer

Energiedienstleistung in dem erweiterten Verständnis Berücksichtigung finden. Dadurch

werden alle notwendigen Ressourcen zur Bereitstellung eines bestimmten Nutzens in die

Betrachtung miteinbezogen. Zu den weiteren knappen Ressourcen neben der Ressource

Energie zählen Arbeit und Wissen, Kapital, Rohstoffe und Material sowie Umwelt.

Energie stellt dabei eine der notwendigen knappen Ressourcen zur Bereitstellung eines

Nutzens dar. Zwischen den einzelnen Ressourcen bestehen Substitutionsmöglichkeiten.

Der reduzierte Einsatz einer dieser Ressourcen kann zu einem deutlich erhöhten Einsatz

einer anderen knappen Ressource führen. Zur Erfassung und zur Herstellung einer

Vergleichbarkeit der einzelnen Ressourcen ist eine monetäre Bewertung notwendig. Zur

monetären Bewertung der Nutzung der Ressource Umwelt kann das Konzept der externen

Kosten dienen (siehe folgenden Abschnitt 2.6.2 für eine nähere Beschreibung dieses

Ansatzes).

Der effiziente Einsatz der Ressource Energie ergibt sich dann aus der Betrachtung des

gesamten Aufwands und des damit erzielten Nutzens. Der Nutzen besteht aus der zu

erbringenden Energiedienstleistung, der Aufwand wird durch die monetäre Bewertung

aller notwendigen Ressourcen zur Erbringung dieser Dienstleistung abgebildet. Basierend

auf der monetären Bewertung aller Ressourcen ist der effiziente Energieeinsatz derjenige,

der zu dem maximalen Verhältnis von Nutzen zu Aufwand (bzw. Kosten) führt. Aus

diesem Gesamtkontext ergibt sich der effiziente Einsatz des Faktors Energie. Durch dieses

erweiterte Verständnis von Energieeffizienz wird die einseitige Fokussierung auf den

Inputfaktor Energie durchbrochen und die Wechselwirkungen mit den anderen

notwendigen Ressourcen erfasst.

Aus dieser allgemeinen Betrachtung des effizienten Energieeinsatzes im Kontext der

Gesamtressourceneffizienz lässt sich ein spezifischer Ansatz zur Betrachtung eines

effizienten Energiesystems ableiten, der auch im Folgenden in dieser Arbeit zur

Anwendung kommt. Bei diesem spezifischen Systemansatz wird eine zu erfüllende

Versorgungsaufgabe, die den Nutzen repräsentiert, sowie die zulässige Inanspruchnahme

der Ressource Umwelt vorab definiert. Bei einer vorgegebenen Versorgungsaufgabe und

einer vorgegebenen, zulässigen Inanspruchnahme des Faktors Umwelt, ergibt sich der

effiziente Einsatz des Faktors Energie aus der Minimierung der gesamten Energie-


35

systemkosten. Der effiziente Energieverbrauch hängt somit in diesem Anwendungsfall

von den Emissionsvorgaben und der zu erfüllenden Versorgungsaufgabe sowie den

technischen und wirtschaftlichen Parametern der verfügbaren Technologien ab und ist

unabhängig von der Bilanzierungsmethode (zur genaueren Quantifizierung dieses

Anwendungsfalls siehe ebenfalls den folgenden Abschnitt 2.6.2).

Mit Hilfe dieser Erweiterung des Verständnisses von Energieeffizienz werden alle

Parameter einer Technologie bzw. der gesamte mit dem Einsatz einer Technologie und der

Bereitstellung einer Energiedienstleistung verbundene Ressourcenaufwand berücksichtigt

und nicht einseitig Verfahren mit einem geringen Energieverbrauch bevorzugt. Dagegen

wird unter dem bisherigen Verständnis von Energieeffizienz lediglich eine Reduktion des

spezifischen Energieverbrauchs unabhängig von der Effizienz dieses Energieeinsatzes

verstanden. Ob der gesamte, monetär bewertete Ressourcenaufwand steigt oder fällt, wird

mit dem bisherigen Verständnis nicht erfasst. Der Fokus liegt nur auf einem Teil des

notwendigen Ressourceneinsatzes.

2.6.2 Quantifizierung des erweiterten Verständnisses

Basierend auf dem hergeleiteten erweiterten Verständnis von Energieeffizienz wird im

Folgenden dieses erweiterte Verständnis quantifiziert. Allerdings entfernt sich der in

dieser Arbeit vorgestellte Ansatz bewusst von einer Fokussierung auf eine einzelne, vorab

vorgegebene Zahl, wie etwa ein normatives Ziel in Form der absoluten Höhe des

Primärenergieverbrauchs unabhängig von den gegebenen Rahmenbedingungen.

Normative, politisch vorgegebene Zielvorgaben und Reduktionsverpflichtungen für den

Energieeinsatz erfassen nicht den Gesamtkontext von Energieeffizienz und führen nicht zu

einem effizienten Einsatz von Energie.

Der effiziente Energieeinsatz hängt vielmehr von der Minimierung des Verhältnisses der

Kosten des gesamten Ressourceneinsatzes zur Befriedigung einer definierten

Versorgungsaufgabe bezogen auf die erbrachte Energiedienstleistung ab. Über Kosten

lassen sich alle Ressourcen bis auf Umwelt direkt erfassen, für die Ressource Umwelt

bedarf es daher ebenfalls einer Bewertung. Durch eine Monetarisierung der

Umweltinanspruchnahme mit Hilfe von externen Effekten bzw. externen Kosten lässt sich

jedoch auch die Ressource Umwelt in die monetäre Bewertung des gesamten Aufwands

integrieren. Bei diesem Konzept werden die gesamten Umwelt-, Gesundheits- und

Klimaschäden aller Emissionen ermittelt und bewertet.

Externe Effekte sind Auswirkungen der Aktivität eines Wirtschaftssubjekts auf die

Produktions- oder Konsummöglichkeiten anderer Wirtschaftssubjekte, ohne dass eine

adäquate Kompensation erfolgt (Krewitt, Schlomann 2006). Externe Kosten umfassen

dabei basierend auf der Definition von Pigou diejenigen negativen Auswirkungen der

Produktion oder des Konsums, die nicht über den Markt erfasst werden und für die es


36

somit keinen Marktpreis gibt (Pigou 1912). In einer erweiterten Definition erfasst Kapp

neben diesen technologiebedingten externen Effekten wie Schädigungen der natürlichen

Umwelt und gesundheitliche Beeinträchtigungen zusätzlich weitere Kostenkomponenten,

die sich aus der Interdependenz der Wirtschaftssysteme ergeben (Kapp 1979). Dazu

zählen etwa makroökonomische Veränderungen der Produktion oder der Beschäftigung.

Den negativen externen Effekten werden externe Kosten zugeordnet. Diese wiederum

werden dem Verursacher zugewiesen und damit internalisiert. Somit werden aus den

externen Kosten durch die Internalisierung interne Kosten, die das Wirtschaftssubjekt bei

seinen Produktions- und Konsumentscheidungen berücksichtigt. Die Berechnung dieser

Kosten basiert in der Regel auf dem Wirkungspfadansatz. Für die Bewertung werden

Befragungen zu Zahlungsbereitschaften für die Vermeidung von Nutzenverlusten sowie

Wiederherstellungs- und Vermeidungskosten verwendet (Bickel, Friedrich 2005; UBA

2007).

Zur Quantifizierung des erweiterten Verständnisses des effizienten Einsatzes von Energie

und Ableitung eines Effizienzindikators werden die gesamten mit der Energie-

bereitstellung verbundenen Ressourcen inklusive der Ressource Umwelt monetär bewertet

und dieser so ermittelte Aufwand einem Nutzenwert gegenübergestellt (siehe Abbildung

2-10). Der Nutzen kann näherungsweise durch das BIP beschrieben werden. Die Kosten

stellen das Maß für den Verbrauch an knappen Ressourcen dar.

Abbildung 2-10: Entwicklung eines Effizienzindikators


Wie bereits im Rahmen der Herleitung des erweiterten Verständnisses von

Energieeffizienz geschildert, ist ein spezieller und in dieser Arbeit zur Anwendung

kommender Fall die Betrachtung eines Energiesystems mit einer vorgegebenen zulässigen

Inanspruchnahme des Faktors Umwelt und einer vorab definierten, zu erfüllenden

Versorgungsaufnahme. In diesem speziellen Fall der Analyse spiegelt ein Treibhausgas-

minderungsziel die Nutzung der Ressource Umwelt wider. Diese Konzentration auf

Treibhausgase ist ebenfalls ein Anwendungsfall aus der allgemeineren Berücksichtigung

aller Emissionen. Da der Nutzen und die Inanspruchnahme der Umwelt gegeben sind,

weisen die geringsten gesamten Energiesystemkosten das effiziente System aus. Dieser

Nutzen

BIP

Aufwand

Kosten

Monetäre

Bewertung

Energiebereit-

stellung

Umwelt

Ressourcen

Indikator

Spez. Kosten


37

Anwendungsfall wird im weiteren Verlauf dieser Arbeit mit dem Energiesystemmodell

TIMES PanEU5 betrachtet.

Um die Schwierigkeiten und Unsicherheiten des Ansatzes der externen Kosten bei der

Bestimmung der Schadenskostenhöhe mit Werten von 0 bis 300 €/tCO2 für die

Schadenskosten des Klimawandels (Krewitt 2007) zu umgehen und um die

Treibhausgasminderungsziele der EU als Kernelement der europäischen Klima- und

Energiepolitik als verpflichtendes normatives Ziel vorzugeben, wird die Nutzung der

Ressource Umwelt in dem Anwendungsfall dieser Arbeit durch Treibhausgas-

minderungspfade repräsentiert. Diese Minderungsvorgaben wiederum werden im Rahmen

der Szenarioanalyse zudem variiert. Konkrete Reduktionspfade basieren sowohl auf dem

Kyoto-Protokoll als auch dem EU-Emissionshandelssystem. Zudem hat die EU in dem

Fahrplan für eine CO2-arme Wirtschaft bis 2050 (EU Roadmap) auch langfristige

Zielvorgaben für die Minderung der Treibhausgasemissionen veröffentlicht (Europäische

Kommission 2011c). Der Emissionshandel ist ein direktes Instrument zur Internalisierung

der externen Kosten des Klimawandels.

Weiterhin liegt der Fokus dieser Betrachtung entsprechend der Zielvorgaben aus dem

Kyoto-Protokoll und dem Emissionshandel auf den Treibhausgasemissionen, die für den

klimarelevanten Treibhausgaseffekt verantwortlich sind. Da die Konzentration der

Treibhausgase in der Atmosphäre für die Ausprägung des Treibhausgaseffekts

verantwortlich ist und der Energiebereich an diesen Emissionen den größten Anteil hat,

eignet sich ein Energiesystemmodell, das die gesamten energiebedingten Emissionen

detailliert innerhalb einer Region ohne regionale Differenzierung der Emissionsstandorte

abbildet, besonders zur Betrachtung von Treibhausgasemissionen. Andere Emissionen wie

beispielsweise Feinstäube erfordern eine Betrachtung der regionalen Konzentration.

Luftverschmutzung bedingt vor allem Schädigungen an der lokalen Pflanzen- und

Tierwelt sowie an Materialien und führt zu Gesundheitsschäden bei Menschen. Zudem

dominieren die negativen Effekte des Klimawandels durch Treibhausgase die negativen

Auswirkungen der Luftschadstoffe deutlich (Krewitt, Schlomann 2006). Dies gilt sowohl

mengenmäßig als auch hinsichtlich der Schadenskosten.

Insgesamt lassen sich Effizienzaussagen somit entweder mit Hilfe einer Monetarisierung

der Umweltinanspruchnahme oder einer Vorgabe des zulässigen Emissionsniveaus

zusätzlich zur kostenmäßigen Betrachtung der übrigen Ressourcen treffen. Zur Umsetzung

dieses Ansatzes können die gesamten energiebedingten Systemkosten mit einem

Energiesystemmodell berechnet werden. Zu diesen Modellen zählen beispielsweise

PRIMES (NTUA 2000, NTUA 2005, NTUA 2010, European Commission 2010a) oder

TIMES PanEU.

5 In TIMES PanEU sind bei der Berechnung der Energiesystemkosten Steuern und Subventionen nicht

enthalten. Investitionskosten werden auf jährlicher Basis als Annuität erfasst. Eine Modellbeschreibung

von TIMES PanEU ist in Abschnitt 4.1.1 zu finden.


38

Entsprechend des in Abbildung 2-10 beschriebenen allgemeinen Vorgehens zeigt

Abbildung 2-11 den Ländervergleich der Ergebnisse für die Länder der EU-27 im Jahr

2010. Vereinfachend werden für diese Darstellung bei der monetären Bewertung der

Ressource Umwelt nur die Treibhausgasemissionen berücksichtigt. Während sich der

allgemeine Fall auf die gesamten externen Kosten aller Emissionen und somit die

gesamten verursachten Umwelt-, Gesundheits- und Klimaschäden bezieht, werden

aufgrund der dominierenden Bedeutung hier exemplarisch die Schadenskosten der

Treibhausgasemissionen dargestellt (THG-Kosten). Diese Bewertung basiert auf der

Zuordnung eines Emissionspreises von 20 €/t CO2eq für alle Treibhausgasemissionen.

Dieser Wert beruht auf den minimalen Kostensätzen aus der Methodenkonvention zur

Schätzung externer Umweltkosten (UBA 2007). Beide Kostenkomponenten werden auf

den Nutzen bezogen, der durch das BIP abgebildet wird.

Abbildung 2-11: Spezifische energie- und umweltbedingte Kosten bezogen auf das BIP in 2010

nach Ländern


Das geringste Verhältnis von Aufwand bzw. Kosten zu Nutzen und somit das höchste Maß

an Effizienz zeigt sich im Ländervergleich in UK, gefolgt von Irland, Dänemark und

Frankreich (siehe Abbildung 2-11). Das höchste Aufwand-Nutzen-Verhältnis und somit

das geringste Maß an Effizienz tritt in Estland, Rumänien, Lettland und schließlich

Bulgarien auf. Deutschland liegt bei dieser Bewertung an zehnter Stelle.

0,00

0,05

0,10

0,15

0,20

0,25

0,30

0,35

AT

BE

BG CY

CZ

DE

DK EE ES FI FR GR


NL

PL

PT

RO SE SI SK UK

Au

fwan

d-N

utz

en

-Ve

rhäl

tnis

[K

ost

en

/BIP

]

THG-Kosten

Energiekosten

3 Technologieorientierte Sektoranalyse und Energieeinsparpotenziale

39


Ziel dieses Kapitels ist es, den Industriesektor detailliert und technologieorientiert zu

analysieren, um damit die Grundlage für die Abbildung des Industriesektors in einem

Energiesystemmodell zu legen. Es sollen sowohl die sektorspezifischen Besonderheiten

herausgearbeitet werden, als auch technologische Möglichkeiten und Grenzen der

Reduktion des Energieverbrauchs ermittelt werden. Zudem soll basierend auf der Analyse

der gegenwärtig eingesetzten und von möglichen alternativen Verfahren das technische

Energieeinsparpotenzial des Industriesektors ermittelt werden.

Anschließend soll im weiteren Verlauf dieser Arbeit, aufbauend auf der

weiterentwickelten Begriffsdefinition von Energieeffizienz (Kapitel 2) und den

Ergebnissen dieses Kapitels, eine effiziente Struktur von Energiebereitstellung

und -einsatz für den Industriesektor mit Hilfe eines weiterentwickelten

Energiesystemmodells bestimmt werden (Kapitel 4).

Zunächst sollen dazu in diesem Kapitel im Rahmen einer Istanalyse des gesamten Sektors

die Charakteristika und Besonderheiten des Industriesektors hinsichtlich des

Energieverbrauchs und der Emissionen herausgearbeitet werden (Abschnitt 3.1).

Daraufhin werden branchenübergreifende Querschnittstechnologien und Verfahren der

Energiebereitstellung näher betrachtet und ihre Einsparpotenziale bestimmt (Abschnitt

3.2). Anschließend sollen in einer branchenspezifischen Betrachtung sowohl die aktuell

zum Einsatz kommenden als auch alternative Technologien untersucht und darauf

aufbauend, das theoretische Energieeinsparpotenzial der einzelnen Branchen und des

gesamten Industriesektors ermittelt werden (Abschnitt 3.3 und 3.4).

3.1 Vorgehen, Abgrenzung des Untersuchungsrahmens und Istanalyse des

Industriesektors auf Gesamtsektorebene

3.1.1 Abgrenzung des Betrachtungsrahmens, Einordnung des Industriesektors

und allgemeines methodisches Vorgehen

Der räumliche Fokus dieser Analyse liegt auf der EU und auf Deutschland. Die EU stellt

einen bedeutsamen internationalen Wirtschaftsraum dar. Zudem werden viele klima- und

energiepolitische Fragestellungen, die die einzelnen EU-Mitgliedsstaaten betreffen, auf

europäischer Ebene entschieden. Aufgrund der europäischen Perspektive der

Untersuchung gilt die auch von der europäischen Statistikbehörde Eurostat verwendete

Abgrenzung und Untergliederung des Industriesektors, die auf der NACE Klassifizierung

beruht (Eurostat et al. 2011). Diese Arbeit beschäftigt sich mit dem verarbeitenden

Gewerbe, das entsprechend der NACE Klassifizierung in Untereinheiten unterteilt ist

(siehe dazu Tabelle 7-1 im Anhang A 1). Entsprechend dieser Abgrenzung sind u. a.

Landwirtschaft, Bergbau, Handel, Dienstleistungen oder öffentliche Verwaltung kein Teil

des hier schwerpunktmäßig untersuchten Sektors.


40

In den europäischen Statistiken des Energieverbrauchs (Eurostat et al. 2011) werden die

Sektoren Eisen und Stahl (NACE 24.1; 24.2 24.3; 24.51; 24.52), Chemie (inklusive

Petrochemie; NACE 20, 21), Nichteisenmetalle (NACE 24.4; 24.53; 24.54),

Nichtmetallische-Mineralien (NACE 23), Fahrzeugbau (NACE 29; 30), Maschinenbau

(NACE 25; 26; 27; 28), Erzgewinnung (mit Ausnahme der Brenn- und

Kraftstoffgewinnung; NACE 7; 8; 9.9), Nahrungs- und Genussmittel (NACE 10; 11; 12),

Papier- und Druckindustrie (NACE 17; 18), Holz sowie Holz-, Kork- und Flechtwaren

(16), Baugewerbe (NACE 41; 42; 43), Textil und Leder (NACE 13; 14; 15) sowie sonstige

Industrien (NACE 22; 31; 32) berichtet.

Weiterhin wichtig zur Einordnung und zum Verständnis der Energieverbrauchskennwerte

insbesondere für den Industriesektor und für die Abgrenzung zum Umwandlungssektor ist

die zur Anwendung kommende Bilanzierungsregel für industrielle KWK-Anlagen.

Eurostat gewichtet beide Outputkategorien einer KWK-Anlage (Strom und Wärme)

gleich. Zur Bestimmung des Brennstoffeinsatzes für die Strom- bzw. Wärmeerzeugung

wird der Anteil des jeweiligen Energieträgers am Gesamtoutput bestimmt und dieser

Anteil am Brennstoffeinsatz seiner Erzeugung zugerechnet. Der Brennstoffanteil zur

Erzeugung von Wärme in industriellen KWK-Anlagen wird als Endenergieverbrauch der

Industrie dieses Brennstoffs bilanziert. Der Anteil für den Strom wird im

Umwandlungssektor und der Strom selber im Industriesektor bilanziert (Eurostat et al.

2011).

Abbildung 3-1: Endenergieverbrauch der Industrie nach Mitgliedsstaaten in der EU-27 in 2010

Quelle: Eigene Darstellung basierend auf Eurostat (2012a)

Innerhalb des Industriesektors der EU spielt Deutschland gemessen an den

Produktionswerten und dem Energieverbrauch die bedeutendste Rolle. Im Jahr 2010

Übrige MS12%

Tschechische Republik

3%

Österreich3%

Belgien4%

Finnland4%

Schweden4%

Niederlande5%Polen

5%Spanien

8%UK

10%

Italien11%

Frankreich11%

Deutschland21%


41

entfielen 21 % des Endenergieverbrauchs des Industriesektors der EU auf Deutschland

(Abbildung 3-1). Daher soll ein besonderer Fokus der Analyse auch auf Deutschland

liegen.

Der Industriesektor nimmt hinsichtlich des Energieverbrauchs in der EU eine bedeutsame

Rolle ein. Verglichen mit den anderen Nachfragesektoren stellt die Industrie den größten

Stromverbraucher dar. 36 % des Stromverbrauchs in der EU-27 im Jahr 2010 entfielen auf

den Industriesektor, jeweils 30 % auf Haushalte und GHD und die übrigen 4 % zu

gleichen Teilen auf den Verkehrssektor und die Landwirtschaft (Eurostat 2012a).

Gemessen am gesamten Endenergieverbrauch entfällt auf den Industriesektor in der EU im

Jahr 2010 ein Anteil von 25 %, die größten Verbraucher sind Verkehr (32 %) und

Haushalte (27 %).

Der Industriesektor lässt sich in unterschiedliche Branchen oder Subsektoren unterteilen.

Diese unterscheiden sich deutlich voneinander hinsichtlich der eingesetzten Produktions-

verfahren und somit auch hinsichtlich der Bedeutung des Faktors Energie. Diese

Abweichungen treten in der Energieintensität im Branchenvergleich (Energieverbrauch

bezogen auf die Bruttowertschöpfung) deutlich zu Tage (Abbildung 3-2). Durch die hohe

Energieintensität machen in den betroffenen Branchen auch die Energiekosten einen

höheren Anteil an den Gesamtkosten aus.

Abbildung 3-2: Energieintensitäten nach Branchen in der EU-27 in 2007

Quelle: ADEME (2009)

Basierend auf der Energieintensität lassen sich die einzelnen Branchen des

Industriesektors in energieintensive und nicht-energieintensive Branchen unterteilen. Wie

in Abbildung 3-2 deutlich wird, zählen die Metallerzeugung, die nichtmetallischen

Mineralien (NM-Mineralien), die chemische Industrie und die Papierherstellung zu den

energieintensiven Bereichen. Innerhalb dieser Bereiche gibt es wiederum besonders

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30

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[PJ/

Mio

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42

energieintensive Teilbereiche oder Verfahren, wie etwa die Erzeugung von

Primäraluminium. Zu den nicht-energieintensiven Branchen zählen die

Lebensmittelindustrie, die Textilindustrie sowie der Fahrzeug- und Maschinenbau.

Im Anschluss an diese Abgrenzung des Untersuchungsrahmens soll das weitere

allgemeine methodische Vorgehen dieses Kapitels kurz charakterisiert werden (vergleiche

für die Methode zur Bestimmung der branchenspezifischen, technischen Energie-

einsparpotenziale Abschnitt 3.2.1 und Abbildung 3-11). Im Rahmen einer Istanalyse soll

zunächst auf der obersten Ebene der Industriesektor als Ganzes untersucht werden.

Anschließend soll der Sektor weiter untergliedert und seine Besonderheiten

herausgearbeitet werden. Schwerpunkt der Betrachtung sind dabei Energieflüsse und

Energietechnologien. Zudem werden die industriellen Treibhausgas-(THG)-Emissionen

ebenfalls analysiert. Auf der zweiten Ebene sollen im Zug der Istanalyse sowohl

branchenübergreifende als auch branchenspezifische Verfahren und ihre spezifischen

Energieverbräuche betrachtet werden. Querschnittstechnologien und Produktionsverfahren

sollen näher untersucht und die branchenspezifischen Herstellungsprozesse in einzelne

Produktionsschritte unterteilt werden.

Der Fokus der Untersuchung liegt auf einer Betrachtung von Energieverbrauch und

Emissionen. Zudem sollen die energetischen Anwendungsarten und auch die

Produktionsmengen der einzelnen Sektoren betrachtet werden. Sowohl Materialflüsse und

-substitutionen, als auch volkswirtschaftliche und strukturelle Effekte bilden keinen

Schwerpunkt der Untersuchung in dieser Arbeit. Der Betrachtungsraum liegt auf dem

Energiesystem als einem Auszug aus der gesamten Wirtschaft.

Aufbauend auf der Istanalyse und den ermittelten absoluten und spezifischen

Energieverbräuchen der einzelnen Verfahren und Branchen soll im nächsten Schritt das

technische Energieeinsparpotenzial ermittelt werden. Dabei lassen sich im Rahmen einer

Potenzialanalyse verschiedene Potenzialbegriffe unterscheiden (siehe Abbildung 3-3; FFE

2009b, BFE 2007, Prognos 2007).

Ein Potenzial beschreibt eine noch nicht realisierte Möglichkeit (FFE 2009b).

Unterschieden wird das theoretische, technische, wirtschaftliche und erschließbare

Potenzial. Das theoretische Potenzial beschreibt dabei eine praktisch nicht erreichbare

Obergrenze. Das technische Potenzial berücksichtigt die gegebenen technischen

Restriktionen und beschreibt den Anteil am theoretischen Potenzial, der mit heute

verfügbaren Verfahren realisiert werden kann. Das wirtschaftliche Potenzial reduziert das

technische Potenzial auf den ökonomisch umsetzbaren Teil. Da aufgrund von

Hemmnissen und Verhaltensweisen nicht das vollständige wirtschaftliche Potenzial

realisiert werden kann, wird zusätzlich das erschließbare Potenzial unterschieden (FFE

2009b, BFE 2007, Prognos 2007).


43

Abbildung 3-3: Potenzialbegriffe


Zur Berechnung des gegenwärtigen technischen Potenzials gegenüber dem Jahr 2010 im

Sinne dieser Arbeit werden die Produktionsmengen der Branchen konstant gelassen.

Weiterhin werden nur aktuell verfügbare Technologien berücksichtigt. Zudem werden in

diesem Berechnungsschritt Anteile an den Endprodukten wie die Aufteilung zwischen

Oxygen- und Elektrostahl, Primär- und Sekundäraluminium oder zwischen

unterschiedlichen Papiersorten ebenfalls nicht variiert. Veränderlich dagegen sind die

einsetzbaren Verfahren, um ein bestimmtes Produkt herzustellen, wie etwa beispielsweise

unterschiedliche Verfahren zur Chlor-Alkali-Elektrolyse. Zur Herstellung von Chlor

können sowohl das Amalgam-, als auch das Diaphragma- oder das Membranverfahren

eingesetzt werden. Obwohl zur Potenzialanalyse nur die verfügbaren Verfahren

berücksichtigt werden, erfolgt in der Branchenperspektive auch ein Ausblick auf

Verfahren, die sich gegenwärtig noch in der Entwicklung befinden. Diese Verfahren

werden zudem in Abschnitt 4.1.2 zusammengefasst.

3.1.2 Analyse des Energieverbrauchs in der Industrie

Der Endenergieverbrauch der Industrie in der EU hat sich seit 1990 von etwa 15.350 PJ

bis zum Jahr 2010 auf ca. 12.200 PJ reduziert (vergleiche die Werte im Anhang D:

Endenergieverbrauch). Damit hat sich der Energieverbrauch in dieser Zeit um insgesamt

21 % vermindert, wobei ein Großteil dieser Reduktion bereits bis 1993 erreicht wurde. Die

wichtigsten Energieträger in der Industrie im Jahr 2010 sind Gas (Anteil in 2010: 32 %)

und Strom (31 %). Einen rückläufigen Einsatz verzeichneten in der Vergangenheit vor

allem Kohlen (Rückgang von 1990 bis 2010 um 54 %) und Mineralölprodukte (41 %

Rückgang). An Bedeutung gewonnen haben vor allem Strom (+ 169 PJ zwischen 1990

Erschließbares Potenzial

Wirtschaftliches Potenzial

Technisches Potenzial

Theoretisches Potenzial


44

und 2010, Anstieg des Anteils von 23 % auf 31 %) und Erneuerbare Energien (+357 PJ,

Anstieg von 4 % auf 7 %).

Bestimmt wird der Energieverbrauch der Industrie sowohl durch branchenspezifische

Produktionsprozesse, als auch durch branchenübergreifende Querschnittstechnologien. Im

Gegensatz zu anderen Sektoren spielen sowohl Verfahren zur Energiebereitstellung, aber

auch chemisch-physikalische Umwandlungsprozesse eine große Rolle. Je nach

industrieller Branche kommen unterschiedliche Verfahren zum Einsatz, werden

unterschiedliche Temperaturniveaus benötigt und unterscheiden sich auch die Anteile der

einzelnen Anwendungsarten. Diese Zusammensetzung des Industriesektors auf

Branchenebene hat somit einen erheblichen Einfluss auf den Energieverbrauch. Die

Branchenzusammensetzung unterscheidet sich wiederum teilweise deutlich zwischen den

einzelnen EU-Mitgliedsstaaten (siehe Abbildung 3-4). So gibt es in manchen

Mitgliedsstaaten eine klare Spezialisierung auf bestimmte Branchen (z.B. die

Papierindustrie in Finnland und Schweden mit einem Anteil am Endenergieverbrauch in

2010 von 54 % in Finnland bzw. 53 % in Schweden). Auf EU-27-Ebene sind die Sektoren

mit dem größten Anteil am gesamten Endenergieverbrauch (EEV) die chemische Industrie

(19 % in 2010), die Stahlerzeugung (18 %) und die Papierindustrie (13 %).

Abbildung 3-4: Anteil der einzelnen Branchen am Endenergieverbrauch der Industrie nach

Mitgliedsstaaten in der EU-27 im Jahr 2010


Neben der Analyse des Energieverbrauchs nach Energieträgern und Branchen, soll der

Fokus auf die einzelnen Anwendungsarten gelegt werden. Im Rahmen dieser Analyse ist

zwischen verschiedenen thermischen, mechanischen und sonstigen Anwendungen zu

unterscheiden. Zudem gilt es, den Unterschied zwischen branchenspezifischen und

Querschnittstechnologien herauszuarbeiten, um ein tieferes Verständnis für den

Industriesektor zu erlangen. Eine weitere wichtige Unterteilung lässt sich darüber hinaus

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10%

20%

30%

40%

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Sonstige Industrien Lebensmittel Papier NM-Mineralien Chemie NE-Metalle Eisen/Stahl


45

zwischen dem Einsatz und den darauf beruhenden Anwendungen von Brennstoffen auf der

einen und Strom auf der anderen Seite vornehmen.

Mit Hilfe eines Vergleichs des gesamten Endenergieverbrauchs aller Nachfragesektoren

mit dem Endenergieverbrauch der Industrie sollen die Besonderheiten dieses Sektors

verdeutlicht und eine Einordnung des Industriesektors vorgenommen werden. Der

Vergleich zeigt die große Bedeutung der Prozesswärmebereitstellung innerhalb des

Energieverbrauchs der Industrie (siehe Abbildung 3-5). 65,6 % des industriellen

Endenergieverbrauchs in Deutschland im Jahr 2010 entfallen auf diese Anwendungsart.

Bezogen auf alle Nachfragesektoren und den gesamten Endenergieverbrauch sind es

21,1 %. Dagegen spielt insbesondere die Raumwärmeerzeugung in der Industrie eine

geringere Rolle als in der Gesamtbetrachtung (30,7 % Anteil Raumwärme am gesamten

Endenergieverbrauch über alle Nachfragesektoren, 7,7 % Anteil am Endenergieverbrauch

der Industrie). Auf mechanische Anwendungen entfallen in der Gesamtbetrachtung

36,4 %, bezogen auf den Industriesektor 21,7 %.

Abbildung 3-5: Gesamter Endenergieverbrauch und Endenergieverbrauch der Industrie nach

Anwendungsarten in Deutschland im Jahr 2010

Quelle: Eigene Darstellung basierend auf Daten aus AGEB (2011b)

Der überwiegende Teil des Endenergieverbrauchs des Industriesektors besteht aus der

Nutzung von Brennstoffen. Der Endenergieverbrauch der Industrie in Deutschland im Jahr

2010 in Höhe von 2.541 PJ setzt sich zu 69 % aus Brennstoffen und zu 31 % aus Strom

zusammen. Während Brennstoffe fast ausschließlich für die Bereitstellung von

thermischer Energie eingesetzt werden, dient Strom überwiegend der Bereitstellung von

mechanischer Energie. Innerhalb der Nutzung von Brennstoffen dominiert erneut die

Bereitstellung von Prozesswärme. Allerdings wird auch thermische Energie (Prozess- und

Raum-wärme; 30,7%

Warm-wasser;

4,3%

Prozess-wärme; 21,1%

Klima-kälte; 0,3%

Prozess-kälte; 1,6%

Mecha-nische

Energie; 36,4%

IKT; 2,2%Beleuch-

tung; 3,3%

9.060 PJEndenergieverbrauch insgesamt

2.541 PJEndenergieverbrauch Industrie

Raum-wärme;

7,7% Warm-wasser;

0,9%

Prozess-wärme; 65,6%

Klima-kälte; 0,7%

Prozess-kälte; 0,7%

Mecha-nische

Energie; 21,7%

IKT; 1,3%

Beleuch-tung; 1,5%


46

Raumwärme) durch elektrische Anwendung bereitgestellt. Insgesamt wird Strom in der

Industrie im Gegensatz zum Haushalts- und GHD-Sektor für eine deutlich breitere

Spannbreite von Anwendungen verwendet (ISI et al. 2009). Im Folgenden wird sowohl die

Nutzung von Brennstoffen als auch von Strom für den Industriesektor getrennt

voneinander detailliert untersucht.

Strom wird in der Industrie in Deutschland und Europa zum überwiegenden Teil in

mechanischen Motoranwendungen eingesetzt. Zu diesen zählen insbesondere Druckluft-,

Pumpen- und Lüftungssysteme (IFEU 2011). In der Industrie in Deutschland im Jahr 2010

entfielen 73 % des Stromverbrauchs auf diesen Bereich (siehe in Abbildung 3-6 die

Summe aus Kälte, Druckluft, Pumpen und sonst. mechanischer Energie).

Abbildung 3-6: Brennstoff- und Stromeinsatz in der Industrie nach Anwendungsarten in

Deutschland im Jahr 2010

Quelle: Eigene Darstellung basierend auf Daten aus ISI (2011)

Die Betrachtung des Energieverbrauchs auf einer noch höheren Detaillierungsebene

(basierend auf dem Jahr 2007) verdeutlicht zudem die Bedeutung einzelner Verfahren

sowie von Querschnitts- und Branchentechnologien (siehe Abbildung 3-7 und Abbildung

3-8). Die detailliertere Analyse hebt die Bedeutung der einzelnen Anwendungen innerhalb

der Gruppe der Motoranwendungen hervor. Die größten Anteile entfallen auf Pumpen

(12 %), Druckluft (8 %) und Ventilatoren (6 %; zusätzlich bezieht sich ein großer Teil des

Stromeinsatzes zur Klimatisierung auf Ventilatoren). Ebenfalls wird deutlich, dass

innerhalb der Gruppe der elektrischen Prozesswärmebereitstellung etwa die Hälfte des

Raum-wärme11.0%

Warm-wasser1.1%

Sonst. Prozess-wärme87.3%

Sonst. mecha-nische

Energie0.6%

Raum-wärme0.4%

Warm-wasser0.3%

Sonst. Prozess-wärme17.2%

Klima-kälte2.1%

Sonst. Prozess-

kälte2.2%

Druckluft7.4%

Pumpen11.3%

Sonst. mecha-nische

Energie50.2%

IKT4.0%

Beleuch-tung4.8%

1.754 PJBrennstoffeinsatz Industrie

787 PJStromeinsatz Industrie


47

Stromverbrauchs auf Elektrolyseverfahren zurückzuführen ist (dies entspricht einem

Anteil von 9 % am gesamten Stromverbrauch der Industrie).

Eine weitere wichtige Unterscheidung hinsichtlich des Stromeinsatzes in der Industrie ist

die Trennung zwischen Prozess- und Querschnittstechnologien. In Deutschland entfallen

etwa 74 % des industriellen Stromverbrauchs auf Querschnittstechnologien, dazu zählen

neben dem überwiegenden Anteil der Motoranwendungen auch Beleuchtung,

Informations- und Kommunikationstechnologien (IKT) sowie Raumwärme (siehe

Abbildung 3-7, UBA 2012a und Fleiter 2008). Die übrigen 26 % entfallen auf den

Stromeinsatz in branchenspezifischen Produktionsprozessen, dazu zählen vor allem

Elektrolyse-Verfahren (Chlor-Alkali, Aluminium, Kupfer, Zink) und sonstige

Prozesstechnologien wie der Einsatz zur Elektrostahlerzeugung in Lichtbogenöfen. Auch

innerhalb der Gruppe der Motoranwendungen ist ein Teil des Stromverbrauchs den

branchenspezifischen Verfahren zuzuordnen. Dies bezieht sich insbesondere auf Walz-

und Pressverfahren (beispielsweise in der Metallerzeugung) sowie Mahlprozesse (unter

anderem in der Zementherstellung).

Abbildung 3-7: Stromverbrauch der Industrie in Deutschland nach Anwendungsarten in 2007

Quelle: UBA (2012a)

Der Verbrauch an Brennstoffen (und Fernwärme) in der Industrie dient fast ausschließlich

thermischen Anwendungen. Im Jahr 2010 entfielen 87,3 % auf die Bereitstellung von

Prozesswärme, 11 % auf die Raumwärmebereitstellung und der Rest auf Warmwasser und

mechanische Anwendungen (siehe erneut Abbildung 3-6). Die detailliertere Analyse

verdeutlicht zudem die Bedeutung einzelner Verfahren innerhalb der Gruppe der

Prozesswärmebereitstellung (siehe Abbildung 3-8). 53 % der eingesetzten Brennstoffe

entfallen auf Industrieöfen, in denen Temperaturen über 500°C bereitgestellt werden. Gut

ein Drittel wurde zur Bereitstellung von Prozesswärme und Dampf unter 500°C in

Elektrolyse 9%

Andere Prozesswärme 9%

Raumwärme- und Warmwasser 1%

Beleuchtung 5%

IKT 4%

Druckluft 8%Kälteerzeugung (Prozesse) 2%

Kälteerzeugung (Klima) 2%

Ventilatoren (außer Klimatisierung) 6%Luftförderung

(Raumlüftung) 5%

Pumpen 12%Mahlprozesse 4%

Walzen und Pressen 4%

Kompressoren (Hochdruck) 4%

Andere Motoren-anwendungen 25%


48

Dampferzeugern und Kesseln eingesetzt. Ein relativ geringer Teil von 12 % des Einsatzes

von Brennstoffen und Fernwärme entfiel auf die Bereitstellung von Raumwärme und

Warmwasser und der übrige Teil von 1 % auf mechanische Anwendungen.

Abbildung 3-8: Brennstoffverbrauch

der Industrie in Deutschland nach

Anwendungsarten in 2007

Quelle: UBA (2012a)

Im Folgenden wird nach dieser

allgemeinen Analyse des End-

energieverbrauchs der Industrie in

Deutschland und Europa nach

Energieträgern, Branchen, Anwendungsarten und Technologiegruppen auf die

industriellen Emissionen eingegangen. Eine detaillierte Technologiecharakterisierung

sowohl der Querschnitts- als auch der Prozesstechnologien erfolgt in den Abschnitten 3.2

und 3.3.

3.1.3 Energie- und prozessbedingte Emissionen des Industriesektors

Die gesamten energie- und prozessbedingten CO2-Emissionen des Industriesektors in der

EU beliefen sich in 2010 auf 806,7 Mt (die zugehörigen Daten sind in Anhang E:

Emissionen wiedergegeben). Seit 1990 haben sich diese um 29 % reduziert, wobei allein

bis 1993 eine Reduktion um 17 % stattgefunden hat. Kennzeichnend für den

Industriesektor ist der hohe Anteil der energieintensiven Industrien an den Emissionen und

die Bedeutung der prozessbedingten Emissionen. Die prozessbedingten Emissionen

machen in 2010 einen Anteil von 28 % an den industriellen CO2-Emissionen aus und

haben somit ihren Anteil gegenüber 1990 (25 %) leicht erhöht. Prozessbedingte CO2-

Emissionen entstehen im Produktionsprozess durch nichtenergetische Umwandlungs-

verfahren. Beispiele sind die Entsäuerung von Calciumcarbonat (CaCO3) in der

Kalkherstellung oder in der Zementproduktion. Innerhalb der Prozessemissionen spielt der

Sektor NM-Mineralien die bedeutendste Rolle und zeichnet sich in 2010 EU-weit für etwa

52 % der prozessbedingten Emissionen der Industrie verantwortlich.

Bei der Betrachtung von spezifischen Größen bezogen auf das hergestellte Produkt bzw.

den Rohstoff treten die höchsten Prozessemissionen in der Ammoniakherstellung auf

(Abbildung 3-9). Basierend auf den Werten des Umweltbundesamtes (UBA 2012b) liegt

dieser Emissionsfaktor bei 2,38 t CO2/t Ammoniak und damit deutlich über den Werten

der anderen Industriesektoren. Zudem gibt es erhebliche Unterschiede in der Höhe der

Prozessemissionen zwischen unterschiedlichen Produktionsverfahren innerhalb der

Raum-wärme,

11%

Warmwasser, 1%

mechanische Energie, 1%

Industrielle Verbrennungs-

anlagen >500°C, 53%

Sonstige (Dampf-erzeuger, Kessel),

34%


49

gleichen Branche. Während auf der Hochofenroute zur Stahlherstellung etwa 0,44

t CO2/t Oxygenstahl anfallen, beläuft sich dieser Wert für Elektrostahl auf

0,007 t CO2/t Elektrostahl.

Abbildung 3-9: Abgeleitete Emissionsfaktoren für CO2-Emissionen in Deutschland aus

Industrieprozessen nach Sektoren in 2010

Quelle: Eigene Darstellung basierend auf Daten aus UBA (2012b)

In Deutschland machen im Jahr 2010 die CO2-Emissionen der Industrie 20,6 % an den

gesamten energie- und prozessbedingten CO2-Emissionen aller Sektoren aus (Abbildung

3-10). Dominiert werden die Emissionen von der Energiewirtschaft mit einem Anteil von

42,8 %, wobei innerhalb dieses Sektors wiederum 90 % auf die öffentliche Strom- und

Wärmeerzeugung entfallen. In der EU ist der Industriesektor für 21 % der CO2-

Emissionen verantwortlich. Dabei beläuft sich der Anteil der prozessbedingten

Emissionen an den Gesamtemissionen auf 6 % und derjenige der energiebedingten auf

15 % (UNFCCC 2012). Die EU-Werte sind somit vergleichbar mit dem Anteil der

Industrie in Deutschland an den gesamten CO2-Emissionen.

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50

Abbildung 3-10: CO2-Emissionen in Deutschland nach Sektoren in 2010

Quelle: Eigene Darstellung und Berechnung basierend auf Daten aus UNFCCC (2012) und UBA (2012b)

3.2 Technikanalyse und technische Einsparpotenziale von Energiebereitstellungs-

und Querschnittstechnologien

Im Anschluss an die allgemeine Analyse des Energieverbrauchs auf Gesamtsektorebene

sollen in den folgenden beiden Abschnitten (3.2 und 3.3) einzelne Technologien näher

analysiert und darauf aufbauend technische Energieeinsparpotenziale berechnet werden.

Das methodische Vorgehen zur Bestimmung der branchenspezifischen Potenziale wird in

Abschnitt 3.2.1 beschrieben. Im ersten Teil der Technikcharakterisierung liegt der Fokus

auf den branchenunabhängigen Querschnittstechnologien. Zunächst erfolgt dazu eine

technische Analyse der Querschnittsverfahren sowie der zugehörigen Einsparpotenziale

(Abschnitt 3.2). Im Zuge der branchenspezifischen Analyse werden die jeweiligen

Querschnittsverfahren und die zugehörigen Einsparmöglichkeiten dann den einzelnen

Branchen zugeordnet. Basierend auf der jeweiligen Bedeutung einer Querschnitts-

technologie in einer Branche und den in diesem Abschnitt ermittelten technischen

Einsparpotenzialen nach Technologien werden die Energieeinsparpotenziale für die nicht-

energieintensiven Branchen berechnet (siehe Abschnitt 3.3.5).

Im Gegensatz zu den branchenspezifischen Produktionsverfahren werden Querschnitts-

technologien in vielen Wirtschaftszweigen und Anwendungen eingesetzt. Insbesondere

bezüglich des industriellen Stromverbrauchs spielen Querschnittstechnologien eine

entscheidende Rolle (Plötz et al. 2012). Der Anteil der Querschnittstechnologien am

Stromverbrauch unterscheidet sich dabei allerdings deutlich zwischen den einzelnen

Branchen. Insbesondere in den nicht-energieintensiven Branchen ist der Stromeinsatz in

Energie-wirtschaft;

42,8%

Industrie (Energie);

14,0%Industrie (Prozesse);

6,6%

Transport; 18,8%

GHD; 4,6% Haushalte; 12,5%

Land-wirtschaft;

0,8%


51

Querschnittstechnologien von hoher Bedeutung (siehe auch Abbildung 3-31). Innerhalb

der strombasierten Querschnittstechnologien spielen elektromotorische Anwendungen die

dominierende Rolle. Weitere Anwendungsbereiche von Querschnittsverfahren sind

Beleuchtung und IKT (strombasiert) sowie thermische Verfahren (überwiegend

brennstoffbasiert). Die thermischen Anwendungen werden im Folgenden in Abschnitt

3.2.2, elektromotorische Anwendungen in Abschnitt 3.2.3 und die Anwendungsarten

Beleuchtung und IKT in Abschnitt 3.2.4 näher untersucht.

3.2.1 Methodisches Vorgehen zur Bestimmung der technischen Energieeinspar-

potenziale

Um die technischen Einsparpotenziale einer gesamten Branche zu berechnen, erfolgt in

dieser Arbeit zunächst eine Unterteilung in energieintensive und nicht-energieintensive

Branchen entsprechend der in Abschnitt 3.1.1. beschriebenen Kriterien (vergleiche erneut

Abbildung 3-2).

Zur Bestimmung der Potenziale in den nicht-energieintensiven Branchen werden die

einzelnen Anwendungsarten und ihre jeweiligen Einsparpotenziale (siehe Abschnitte

3.2.2, 3.2.3 und 3.2.4) sowie ihre Bedeutung in den einzelnen Branchen betrachtet (siehe

Abschnitt 3.3.5). Dazu werden zunächst die zur Anwendung kommenden Verfahren

beschrieben, die unterschiedlichen Einsparoptionen für die einzelnen Querschnittsbereiche

charakterisiert sowie die technischen Einsparpotenziale für die einzelnen

Anwendungsarten aufgezeigt. Diese Einsparwerte basieren jeweils auf anderen

Forschungsarbeiten. Basierend auf dem Ergebnisvergleich unterschiedlicher Studien

erfolgt dann die Bestimmung der Einsparwerte der einzelnen Anwendungsarten für den

weiteren Verlauf dieser Arbeit.

Anschließend erfolgt, basierend auf der Kombination des jeweiligen Strom- und

Brennstoffverbrauchs je Branche, der Anteile der einzelnen Anwendungsarten und

Querschnittstechnologien am Energieverbrauch je Branche und der Einsparpotenziale je

Anwendungsart, die Berechnung der Energieeinsparpotenziale für die einzelnen nicht-

energieintensiven Branchen (Abschnitt 3.3.5).

Im Gegensatz dazu basiert die Berechnungen der Einsparpotenziale in den

energieintensiven Branchen (siehe Abschnitt 3.3) auf einem Vergleich von spezifischen

IST- zu BAT-Werten der jeweiligen Produktionsverfahren.

Die hier berechneten Einsparpotenziale stellen eine technisch möglich Reduktion des

Energieverbrauchs bei gleicher wirtschaftlicher Aktivität (gleiche Produktionsmengen

bzw. gleiche Nachfrage nach Energiedienstleistungen) dar. Die Einsparpotenziale werden

jeweils auf den Energieverbrauch von 2010 bezogen, um prozentuale Aussagen ableiten

zu können. Das gesamte Einsparpotenzial beschreibt somit diejenige Energiemenge, die

nach heutigem Stand bei gleicher wirtschaftlicher Aktivität und Struktur wie in 2010


52

gegenüber dem Energieverbrauch aus dem Jahr 2010 eingespart werden kann (zur

Methodik der Bestimmung der branchenspezifischen Potenziale siehe Abbildung 3-11).

Abbildung 3-11: Methodisches Vorgehen zur Bestimmung der technischen Energie-

einsparpotenziale in der Industrie


Mit der Annahme, dass alle Technologien sofort ersetzt werden können, lässt sich ein

Einsparpotenzial unabhängig von Diffusionsraten ableiten. Zudem wird durch die

Berechnung der gegenwärtigen Einsparpotenziale und damit verbunden, durch den Bezug

auf verfügbare Technologien, die Unsicherheit hinsichtlich der Marktreife von

zukünftigen Verfahren umgangen. Diese Methode der Berechnung der gegenwärtigen

Potenziale durch Vergleich mit den BAT-Werten kommt auch in anderen,

energiewirtschaftlichen Standardwerken zur Anwendung. So werden beispielsweise von

der IEA in der Veröffentlichung „Energy Technology Perspectives“ die „Current energy

savings potentials based on best available technologies“ (gegenwärtigen Energie-

einsparpotenziale basierend auf den BAT) unter anderem für die globale Stahlherstellung

ausgewiesen (IEA 2012b).

Technische Energieeinsparpotenziale in der Industrie

Allgemeines Vorgehen

• Bezugsjahr: 2010 [Energieverbrauch, Produktionsmengen]

• Annahmen: Konstante wirtschaftliche Aktivität, konstanter Produktsplit,

konstante Recyclingraten, nur aktuell verfügbare Technologien

• Bestimmung der technischen Einsparpotenziale ggü. 2010

• Statische Betrachtung: Gegenwärtige Einsparungen bei Umsetzung aller

technischen Optionen gegenüber dem Energieverbrauch in 2010 bei

konstanter wirtschaftlicher Aktivität und Struktur

Branchenspezifische Analyse

Energieintensive Branchen Nicht-energieintensive Branchen

• Vergleich spezifische Verbräuche

IST zu BAT-Werten [Abschnitt 3.3]

• Einsparungen: kompletter Wechsel

auf BAT unter obigen Annahmen

[Abschnitt 3.3]

• Analyse der Einsparpotenziale nach

Anwendungsart [Abschnitt 3.2]

• Betrachtung der Anteile der

einzelnen Anwendungsarten je

Branche [Abschnitt 3.3]

• Einsparungen: Kombination der

Anteile nach Branchen und der

jeweiligen Potenziale [Abschnitt 3.3]


53

3.2.2 Thermische Querschnittsanwendungen

Thermische Querschnittsverfahren sind in der Industrie von großer Bedeutung und dienen

der Bereitstellung von Prozesswärme und Dampf auf niedrigem und mittlerem

Temperaturniveau bis 500°C. Zu diesen Verfahren gehören industrielle KWK- und

Kesselanlagen. Weiterhin werden auch Technologien zur Raumwärmeerzeugung und

Warmwasserbereitstellung an dieser Stelle mitbetrachtet. Im Gegensatz dazu stellen

Technologien zur Wärmebereitstellung auf sehr hohem Temperaturniveau (Industrieöfen)

meist spezifische Prozessverfahren dar, die im Rahmen der branchenspezifischen Analyse

betrachtet werden (siehe Abschnitt 3.3).

Raumwärme- und Warmwasserbereitstellung

Raumwärme und Warmwasser können sowohl durch konventionelle oder alternative

industrielle Technologien bereitgestellt werden, als auch durch die Nutzung von

Fernwärme aus öffentlichen Heizwerken oder KWK-Anlagen. Konventionelle Wärme-

erzeuger zur Raumheizung und Warmwassererzeugung sind dabei weit verbreitete

Techniken, die durch Brennstoffe oder elektrische Energie versorgt werden und den

Wärmebedarf jederzeit decken können (ISI 2003). Zu diesen Techniken gehören

Zentralheizkessel, dezentrale Einzelöfen und insbesondere für den Bereich Warmwasser

diverse Anlagen wie etwa Speichererwärmer oder Durchlauferwärmer. Neben dieser

Unterteilung in zentral, dezentral und Warmwasser (oftmals werden auch kombinierte

Heizkessel für Raumwärme und Warmwasser verwendet), ist auch eine Gliederung

entsprechend der Brennstoffe vorzunehmen, da diese sowohl die konstruktiven als auch

betrieblichen Merkmale der Wärmeerzeuger bestimmen (ISI 2003). Zur Anwendung

innerhalb des Industriesektors in der EU-27 kommen Standard-Heizkessel,

Niedertemperaturheizkessel oder Brennwertkessel (für flüssige oder gasförmige

Energieträger). Basierend auf festen Brennstoffen werden zudem Kohle-Heizkessel,

Stückgut-Heizkessel oder Hackschnitzel-/Pellet-Heizkessel eingesetzt. Strombetriebene

Raumwärmebereitstellungstechnologien sind etwa Speichererwärmer oder Wärmepumpen

(ISI 2003).

Optionen zur Reduktion des Energieeinsatzes zur Bereitstellung von Raumwärme und

Warmwasser sind zunächst der Einsatz neuer Heizkessel. Dazu zählt die Verwendung von

Brennwertkesseln anstatt Niedertemperatur- und Standardkesseln sowie eine angepasste

Auslegung an den Bedarfsfall. Zu dieser Anpassung an den konkreten Bedarfsfall zählen

die Optionen der Reduzierung bzw. Stufung der Brennerleistung sowie eine Anpassung

der Kesselleistung und des Warmwasserspeichers. Weiterhin mögliche Optionen in

diesem Zusammenhang sind eine bedarfsgerechte Steuerung (Anpassung der

Betriebsparameter) in Form einer Änderung von Vorlauftemperatur und Umlauf-


54

wassermengen. Weitere Optionen sind Wärmedämmung, Wärmerückgewinnung oder

Verbesserung der Haustechnikanlage (Prognos 2007, ISI 2003).

Die technischen Einsparpotenziale in diesem Anwendungsbereich basieren auf den oben

genannten Einsparoptionen. Zur Berechnung wird von einem Ersatz der derzeitigen

Verfahren durch an den Bedarf angepasste Gasbrennwertkessel sowie von Anpassungen in

der Auslegung und Steuerung an den konkreten Versorgungsfall ausgegangen. Zudem

werden Einsparoptionen auf der Nachfrageseite in Form von Wärmedämmungen

berücksichtigt. In verschiedenen Studien wurde das Energieeinsparpotenzial für Raum-

wärme/Warmwasser in der Industrie berechnet. Basierend auf diesem Studienvergleich

(Schmid 2004, Basics 2006, ISI 2003, Prognos 2007; siehe auch andere Werte aus diesem

Vergleich in der Zusammenfassung am Ende des Abschnitts der Querschnitts-

technologien) ergibt sich ein gegenwärtiges technisches Energieeinsparpotenzial für den

Bereich Raumwärme/Warmwasser von 37 %. Der größere Teil dieses Einsparpotenzials

entfällt dabei auf die Reduktion des Bedarfs durch Wärmedämmungsmaßnahmen.

Prozesswärme

Die Prozesswärmebereitstellung auf einem Temperaturniveau unter 500°C zählt ebenfalls

zu den industriellen, thermischen Querschnittsanwendungen. Hierbei spielen insbesondere

diejenigen Dampf- und Heißwassererzeugungsanlagen eine entscheidende Rolle, die

Temperaturen bis etwa 350°C bereitstellen. Von großer Bedeutung sind Dampferzeuger zu

Prozesswärmezwecken in der chemischen Industrie und der Papierherstellung, aber auch

in der Investitionsgüter- und Lebensmittelindustrie.

Die verschiedenen zum Einsatz kommenden Dampf- und Heißwassererzeuger lassen sich

entsprechend ihrer Leistungsklasse in Gruppen einteilen (ISI 2003). Zu den Typen der

kleinen Leistungsklasse (einige 100 kW bis < 1 MW) zählen Schnelldampferzeuger und

Thermoölerhitzer. In der mittleren Leistungsklasse (1 MW bis < 5 MW) sind

Großwasserraumkessel (Flammrohr-Rauchrohrkessel mit einem Flammrohr),

Schnelldampfkessel und Thermoölerhitzer anzutreffen. Der große Leistungsbereich

(5 MW < 50 MW) besteht aus Großwasserraumkesseln (mehrere Flammrohre) und

Wasserrohrkesseln (Naturumlauf).

Allgemein lässt sich feststellen, dass die Technik der Dampferzeugung sehr ausgereift ist

und die somit sehr hohen, heute erreichbaren Wirkungsgrade (der besten verfügbaren

Technologien) zukünftig nur noch marginale Verbesserungen erwarten lassen. Allerdings

bestehen Möglichkeiten zur Energieeinsparung in Bezug auf die gegenwärtig eingesetzten

Heißwasser- und Dampferzeuger durch die Durchdringung mit verbrauchsreduzierenden

Maßnahmen und durch den Einsatz der besten verfügbaren Verfahren. 80 % der

industriellen Wärme- und Dampferzeugungsanlagen in Deutschland sind älter als zehn

Jahre und entsprechen damit nicht dem heutigen Stand der Technik (Dena 2011a).


55

Einsparoptionen liegen im Ersetzen dieser Anlagen durch Verfahren mit höherem

Wirkungsgrad und durch eine ganzheitliche Systemoptimierung inklusive Wärmerück-

gewinnung. Zu diesen Optionen zählen im Einzelnen die Abstimmung aller Komponenten

und eine Optimierung der Regelung und Steuerung der Anlage, der verstärkte Einsatz von

Ecomizern, die Nutzung einer Abgas-Sensorregelung zur Optimierung des

Sauerstoffanteils oder die Verwendung der Brennwerttechnik (ISI 2003, Dena 2011a,

Dena 2011b).

Die Energieeinsparpotenziale durch die oben beschriebenen Optionen lassen sich

zusammenfassend für den Bereich thermische Querschnittsanwendung zur Bereitstellung

von Prozesswärme/Dampf abschätzen und belaufen sich laut Studienvergleich auf 14 %

(Dena 2011a, Dena 2011b, ISI 2003, Prognos 2007; vergleiche wiederum die

zusammenfassende Beschreibung der einzelnen Potenziale am Ende von Abschnitt 3.2.4).

3.2.3 Mechanische Querschnittstechnologien

Gemessen an ihrem absoluten Energieverbrauch sind die wichtigsten elektromotorischen

Querschnittsanwendungen zur Bereitstellung mechanischer Energie Pumpen, Druckluft,

Ventilatoren und Kältebereitstellung (siehe auch Abbildung 3-7 und Abbildung 3-31).

Diese Verfahren sollen in diesem Abschnitt charakterisiert sowie die technischen

Energieeinsparpotenziale ermittelt werden. Die Zuordnung auf die jeweiligen Branchen

erfolgt in Abschnitt 3.3.

Elektromotoren allgemein

Die Energieeinsparpotenziale im Bereich der elektromotorischen Querschnitts-

anwendungen setzen sich im Allgemeinen aus energetischen Verbesserungen einzelner

Komponenten, wie Elektromotor oder Arbeitsmaschine, als auch aus System-

verbesserungen zusammen (IFEU 2011). Zu diesen Systemverbesserungen zählen die

Optimierung der Abstimmung der Komponenten oder die bedarfsgerechte Steuerung und

Regelung. Diese werden bei der Betrachtung der einzelnen Anwendungsgebiete genauer

beschrieben.

Auf dem Markt für Elektromotoren haben sich Drehstrom-Asynchronmotoren als Standard

etabliert. Diese machen etwa 80 % des Stromverbrauchs von Elektromotoren aus

(Almeida et al. 2008). Der Wirkungsgrad von Elektromotoren ist unter anderem von der

Leistungsklasse abhängig. Große Asynchronmotoren (100 kW) erreichen einen

Wirkungsgrad von 95 %, kleinere Klassen (1 kW) erreichen etwa 80 % (UBA 2011). Der

Einsatz eines Motors mit einem höheren Wirkungsgrad ist eine wichtige Möglichkeit der

Realisierung von Energieeinsparung im Bereich der elektromotorischen Querschnitts-

anwendungen.


56

Der Wirkungsgrad eines Motors lässt sich durch eine Reduktion der Verluste in den

Wicklungen, durch den Einsatz von Dynamoblech mit verbesserten magnetischen

Eigenschaften, eine verbesserte Luftführung und eine Verkleinerung der Fertigungs-

toleranzen steigern (Dena 2010a). Zu den technischen Optionen zur Reduktion des

Energieverbrauchs zählen weiterhin der Einsatz von Permanentmagnetmotoren (bei

kleinen Leistungsklassen; siehe Lindegger et al. 2006) oder die Verwendung von Kupfer-

statt Aluminiumläufern bei Asynchronmotoren. Aufgrund des großflächigen Einsatzes in

der Industrie summieren sich auch kleine Einsparungen, insbesondere bei Motoren kleiner

Leistungsklassen. Weiterhin sind Art, Nennleistung und Belastung der Motoren

entscheidend für die Verluste der Elektromotoren im Dauerbetrieb (Dena 2010a). Wichtig

ist auch die richtige Dimensionierung des Motors, da sich ein Einsatz im Teillastbereich

negativ auf den Nutzungsgrad6 auswirkt.

Zur Steigerung des Marktanteils von Motoren mit einem hohen Wirkungsgrad trat 1999

die freiwillige Selbstverpflichtung der europäischen Motorenhersteller in Kraft (CEMEP

Vereinbarung). Innerhalb dieser Übereinkunft werden die Motoren entsprechend ihres

spezifischen Verbrauchs in drei Klassen eingeteilt, wobei „EFF 3“ die Kategorie mit dem

geringsten Wirkungsgrad bezeichnet. Diese Kategorie konnte erfolgreich aus dem Markt

verdrängt werden (siehe Abbildung 3-12), wurde aber vor allem durch „EFF 2“- (neue

Bezeichnung: „IE 1“) anstatt „EFF 1“-Motoren (neu: „IE 2“) mit noch einem höheren

Wirkungsgrad ersetzt (CEMEP 2012).

Eine weitere wichtige Komponente von elektrischen Antrieben ist neben dem

Elektromotor die Steuerung. In diesem Bereich ruhen hohe Potenziale auf dem Einsatz

von Frequenzumrichtern zur lastabhängigen Steuerung. Dies gilt insbesondere für den

Einsatz in Strömungsanwendungen, die häufig in Teillast betrieben werden. Dazu zählen

vor allem Pumpen und Ventilatoren.

6 Zu unterscheiden sind an dieser Stelle die Begriffe Wirkungsgrad und Nutzungsgrad. Entsprechend der

Diskussion in Abschnitt 2.4.2 bezieht sich der Wirkungsgrad auf einen (optimalen) Betriebspunkt und

das Verhältnis von Nutzleistung zu Aufwandsleistung. Der (Jahres-)Nutzungsgrad dagegen beschreibt

das Verhältnis von Nutzenergie zu Aufwandsenergie über einen Zeitraum von einem Jahr. Während der

Wirkungsgrad somit auf die momentane Leistung abzielt, bezieht sich der Nutzungsgrad auf die Menge

an Arbeit.


57

Abbildung 3-12: Marktanteile von Elektromotoren in Europa

Quelle: CEMEP (2012)

Pumpen

Neben diesen allgemeinen Einsparoptionen bezogen auf den Motor werden die weiteren

Einsparoptionen anwendungsspezifisch betrachtet. Im Bereich der Pumpen zeigt sich, dass

die größten Einsparmöglichkeiten im Bereich einer Systemoptimierung liegen (Dena

2007). Zu diesen Systemkomponenten zählen bei einem Pumpensystem neben dem

Elektromotor u. a. auch Frequenzumrichter, Getriebe und Rohrleitungen sowie das Mess-

und Regelsystem. Wichtig ist die Abstimmung der Komponenten und die Anpassung an

den Bedarfsfall, um den Gesamtnutzungsgrad des Systems zu optimieren.

Für das Pumpensystem gilt wie auch für andere Motoranwendungen als Energie-

einsparmaßnahme der Austausch der vorhandenen Pumpen durch Pumpen mit

sogenanntem „Hocheffizienzmotor“. Zudem ist die richtige Dimensionierung in Form

einer Anpassung an den konkreten Bedarfsfall eine weitere Einsparoption. Zu den

Maßnahmen der Systemoptimierung zählen die Nutzung von prozessunabhängigen

Drehzahlregelungen unter Verwendung von Frequenzumrichtern für den Betrieb mit

veränderlicher Drehzahl, eine Reduktion von Bypass-Leitungen, Änderungen der

Rohrleitungsführung und -dimensionierung, die Reduktion der Umlaufwassermenge oder

die vollständige Trennung der Pumpen vom Stromnetz bei Abschaltung (Dena 2007).

Zur Berechnung der gesamten, branchenspezifischen Einsparpotenziale (siehe Abschnitt

3.3.5) wird für den Querschnittsbereich Pumpen basierend auf anderen Forschungsarbeiten

und den oben beschriebenen Einsparoptionen ein technisches Energieeinsparpotenzial von

25 % angelegt (IFEU 2011, FFE 2003).

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58

Druckluft

Druckluft ist gereinigte und getrocknete Umgebungsluft, die nach einer Kompression

durch Verdichtermaschinen unterschiedliche Arbeiten in Produktions- und Transport-

prozessen verrichtet (Dena 2010b). Ähnliches wie für den Anwendungsbereich Pumpen

gilt auch für den Bereich Druckluft. Auch für dieses Anwendungsfeld richtet sich der

Fokus der Optimierung auf das gesamte Druckluftsystem. Wichtig ist eine gute Anpassung

an den tatsächlichen Bedarf, aufeinander abgestimmte Systemkomponenten und eine

sorgfältige Wartung. Für die Bereitstellung

von Druckluft stehen unterschiedliche

Verdichtertypen zur Auswahl. Die

Kompressoren lassen sich grundsätzlich in

zwei Gruppen unterteilen, Strömungs-

(z. B. Turbokompressoren) und Verdrän-

gungsmaschinen (Hubkolbenkompressoren).

Abbildung 3-13: Energienutzung bei der

Druckluftbereitstellung

Quelle: Dena (2010b)

Einsparpotenziale für das Anwendungsfeld

Druckluft ergeben sich vor allem aus der

Systemoptimierung. Der gesamte System-

wirkungsgrad der Druckluftbereitstellung

liegt oftmals nur bei 5 % (siehe Abbildung 3-13). Insbesondere im Bereich Verteilung

treten häufig hohe Verluste durch Leckagen oder Strömungswiderstände auf (Dena

2010b). Ein weiterer Punkt ist die richtige Dimensionierung der Rohrleitungsnetze.

Basierend auf den aufgezeigten Einsparmöglichkeiten ergeben sich, aufbauend auf

Forschungsarbeiten anderer Institute und bezogen auf die aktuell zum Einsatz kommenden

Verfahren, Energieeinsparpotenziale im Bereich Druckluft von 33 % (FFE 2003, IFEU

2011).

Kälte

Im nächsten Schritt werden die eingesetzten Verfahren und die Einsparpotenziale für den

Bereich Kälte als weitere Querschnittstechnologie analysiert. Dabei wird sowohl Prozess-

als auch Klimakälte betrachtet. In der Industrie wird Kälte für unterschiedliche

Fertigungsprozesse und zur Lagerung von verderblichen Gütern (Prozesskälte) sowie zur

Klimatisierung (Klimakälte) eingesetzt. Der Energiebedarf der Kältebereitstellung ist

abhängig vom Kältemittel, dem Temperaturniveau, der Temperaturdifferenz von


59

Kälteträger und Kühlmedium sowie vom Anlagen- und Verdichtertyp (Energieagentur

NRW 2010).

Der Prozesskältebedarf der Industrie konzentriert sich deutlich auf die

Lebensmittelindustrie. Im Jahr 2010 entfielen in der Industrie in Deutschland 63 % des

Prozesskältebedarfs auf diese Branche (ISI 2011). Neben der Prozesskälte spielt auch die

Klimakälte in der Industrie eine Rolle, verteilt sich aber im Gegensatz zur Prozesskälte

relativ gleichmäßig auf alle Branchen. Der Bereich Klimakälte ist ein Teilgebiet der

Kältetechnik, in dem Kälte für Klimaanlagen bereitgestellt wird. Klimakälte zählt zum

Bereich der Raumlufttechnik (RLT). Lüftungs- und Klimatisierungsanlagen haben die

Aufgabe, den Zustand der Raumluft das ganze Jahr über hinsichtlich Reinheit, Temperatur

und Feuchte innerhalb bestimmter Grenzen zu halten (ISI 2003).

Die zum Einsatz kommenden Kältemaschinen basieren auf Kaltdampfprozessen und

nutzen den Effekt der Druckabhängigkeit der Siedetemperatur. Die Komponenten sind

Verdichter, Verflüssiger, Expansionsventil und Verdampfer (siehe Abbildung 3-14). Das

flüssige Kältemittel nimmt im Verdampfer bei niedrigem Druck Wärme auf, da die

Siedetemperatur unter der Temperatur liegt, auf die gekühlt werden soll. Das Kältemittel

siedet, nimmt Wärme auf und verdampft. Das nun gasförmige Kältemittel wird verdichtet

und kondensiert bei hohem Druck im Verflüssiger (Dena 2010c). Die dem zu kühlenden

Medium entzogene Wärme wird an die Umgebung abgegeben.

Abbildung 3-14: Schematische Darstellung von Kompressions- und Absorptionskältemaschine

Quelle: Dena (2010c)

Zur Bereitstellung sowohl von Prozess- als auch von Klimakälte werden überwiegend

Kompressionskältemaschinen eingesetzt (siehe linker Teil von Abbildung 3-14, Dena

2010c). In über 90 % der Fälle kommt dieser Anlagentyp zum Einsatz (Energieagentur

NRW 2010). Bei diesen Anlagen erfolgt die Verdichtung durch die Zuführung von

mechanischer Arbeit. Absorptionskälteanlagen (siehe rechter Teil von Abbildung 3-14)


60

hingegen verwenden einen thermischen Verdichter. Dieser kann mit Abwärme oder direkt

befeuert betrieben werden. Zur Bereitstellung von Klimakälte stehen sowohl dezentrale

Anlagen als auch große Klimazentralen zur Verfügung. Unterschieden werden direkte

Kühlung, bei der der Verdampfer direkt im Luftstrom sitzt, und die indirekte Kühlung, bei

der zur Kühlung mit Wasser oder Sole gefüllte Wärmetauscher verwendet werden (LFU

2004). Die Bestandsanlagen sind häufig überdimensioniert und in ihrer Regelbarkeit

eingeschränkt (IFEU 2011).

Vergleichbar mit den zuvor betrachteten Querschnittstechnologien beziehen sich mögliche

Einsparmaßnahmen ebenfalls auf das gesamte System. Insgesamt lassen sich Maßnahmen

zur Energieeinsparung im Bereich Prozesskälte in die drei Bereiche Verminderung des

Kältebedarfs, Nutzung von Geräten und Anlagen mit einem hohen Wirkungsgrad sowie

richtige Bedienung und Vermeidung unnötig tiefer Temperaturen einteilen (siehe Tabelle

3-1). Insgesamt ergeben sich für diesen Anwendungsbereich Energieeinsparpotenziale von

etwa 30 % (vergleich auch IFEU 2011).

Tabelle 3-1: Maßnahmen zur Energieeinsparung in Kältesystemen

Maßnahme Einsparpotenzial

Verminderung des Kältebedarfs

Systemoptimierung 8-10 %

Betriebs- und Wartungsmaßnahmen 4-8 %

Stärkere Wärmedämmung 5-10 %

Wärmerückgewinnung 80 % (der Wärme)

Effiziente Geräte/ Beleuchtung in Kühlräumen 2%

Benutzung von effizienten Geräten und Anlagen

Antriebe mit Drehzahlregelung für Verdichter, Ventilatoren und Pumpen 4-6 %

Hocheffizienzmotoren für den Ventilator am Verdampfer 2-5 %

Hocheffizienter Kältekompressor 2-5%

Hocheffizienzmotoren für den Ventilator am Kondensator 2-5 %

Verdunstungskühler

Richtige Bedienung und Vermeidung unnötig niedriger Temperaturen

Reinigung der Wärmeübertragerflächen 3%

Steuerung des Verdichtungsenddrucks am Kältekompressor 10-15 %

Abtausteuerung 5%

Quelle: Österreichische Energieagentur (2007)

Die Einsparpotenziale im Bereich der Klimatisierung lassen sich unterteilen in die

Maßnahmengruppen Nutzerverhalten, organisatorische Maßnahmen, gering investive

Maßnahmen und investive Maßnahmen (LFU 2004). Zu den Einsparoptionen zählen


61

Fenster und Türen geschlossen halten, bedarfsangepasster Betrieb (Nutzerverhalten) sowie

regelmäßige Wartung/Instandhaltung, Optimierung der Betriebstemperatur, Konzentration

wärmeerzeugender Geräte und ein bedarfsgerechter Betrieb mehrstufiger Anlagen

(organisatorische Maßnahmen). Zu den gering investiven Optionen zählen beispielsweise

Nachtlüftung, Zeitabschaltung, Reduktion des Volumenstroms oder Erhöhung des

Toleranzbereichs. Mit hohen Investitionen verbunden sind unter anderem die Maßnahmen

Installation von Sonnenschutzeinrichtungen, moderne Ventilatoren und Regelungen oder

Nutzung von Abwärme zur Wärmerückgewinnung (IFEU 2011, LFU 2004). Basierend auf

diesen Einsparmöglichkeiten belaufen sich die technischen Einsparpotenziale für den

Bereich Klimakälte auf 50 % (IFEU 2011, ISI 2003).

3.2.4 Sonstige Querschnittstechnologien

Beleuchtung

Im Bereich der Beleuchtung lassen sich im Vergleich mit T8-Lampen (Leuchtstofflampen)

erhebliche Mengen an Strom einsparen. Die Einsparmöglichkeiten basieren auf dem

Einsatz moderner Spiegelrasterleuchten, der Nutzung von elektronischen Vorschaltgeräten

bis hin zu tageslichtabhängigem Dimmen (Tabelle 3-2). Das technische Energieeinspar-

potenzial für den Bereich Beleuchtung beläuft sich auf 77 % (Prognos 2007), andere

Studien gehen auch von geringfügig höheren Werten aus (LFU 2009, BMU 2009).

Tabelle 3-2: Maßnahmen zur Energieeinsparung in Beleuchtungssystemen

Maßnahme Einsparpotenzial

Moderne Spiegelrasterleuchten 30%

Elektronisches Vorschaltgerät (EVG) 20%

T5-Lampe ø 16mm + Cut-off-EVG (abschaltbare Wendelheizung) 10%

Tageslichtabhängiges Dimmen 20%

Quelle: Eigene Darstellung basierend auf Werten aus LFU (2009)

Informations- und Kommunikationstechnologie

Im Bereich der Informations- und Kommunikationstechnologie (IKT) ist ein deutliches

Wachstum des Stromverbrauchs in den vergangenen Jahren zu verzeichnen. Dabei entfällt

nur etwa die Hälfte des Stromverbrauchs auf die eigentlichen Geräte, die andere Hälfte auf

die begleitende Infrastruktur wie etwa zu kühlende Serverräume. Einsparmöglichkeiten für

Rechenzentren ergeben sich durch virtuelle Maschinen (physikalische Hardware wird

geteilt), die Anordnung von Serverschränken (Berücksichtigung der Luftströme), die

Einhausung von Servern oder eine wasserbasierte Kühlung.


62

Für PC und Bürogeräte selbst resultieren Energieeinsparpotenziale aus der IT-Hardware

(unterschiedliche Effizienzklassen), der Nutzung von Energieoptionen, der Bereitstellung

von Netzwerk- statt Individualgeräten oder der Reduktion der Betriebszeiten der Geräte

und ein Ausschalten bei Nichtnutzung (LFU 2009). Mit den oben beschriebenen

Maßnahmen lassen sich etwa 9 % des Stromverbrauchs einsparen.

3.2.5 Zusammenfassung der technischen Einsparpotenziale im Bereich der Quer-

schnittstechnologien

Basierend auf der Charakterisierung der thermischen, elektromotorischen und sonstigen

Querschnittstechnologien sowie der zugehörigen technischen Einsparoptionen werden

diese Werte hier zusammengefasst. Aufbauend auf den methodischen Überlegungen (siehe

Abschnitt 3.2.1 sowie Abbildung 3-11) stellen diese Werte den Ausgangspunkt für die

Bestimmung der branchenspezifischen Energieeinsparpotenziale dar (siehe Abschnitt 3.3).

Die angelegten Werte für die weiteren Berechnungen basieren auf den aufgezeigten

Möglichkeiten zur Energieeinsparung basierend auf einem Studienvergleich.

Abbildung 3-15: Technische Energieeinsparpotenziale industrieller Querschnittstechnologien

Quelle: Eigene Darstellung basierend auf eigenen Berechnungen sowie auf Prognos (2007), IFEU (2011),

DENA (2011a), LFU (2004), ISI (2003)

Insgesamt ergeben sich für Querschnittstechnologien erhebliche Einsparpotenziale. Diese

sind jedoch zwischen den einzelnen Anwendungsbereichen unterschiedlich verteilt. Für

den Bereich Raumwärme/Warmwasser ergeben sich technische Einsparpotenziale in Höhe

von 37 %, für die Prozesswärme- und Dampfbereitstellung 14 %, für Pumpen ergibt sich

ein Potenzial von 25 %, bei Druckluft 33 %, bei Prozesskälte 30 %, bei Klimatisierung

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63

50 % und bei anderen Motoranwendungen 17 %. Für das Gebiet Beleuchtung ergeben sich

technische Potenziale von 77 % und für IKT von 9 % (siehe Abbildung 3-15).

Diese Abschätzungen basieren auf den obigen Überlegungen und aufgezeigten

Reduktionsmöglichkeiten basierend auf einem Studienvergleich (ISI 2003, FFE 2003,

LFU 2004, Schmid 2004, Basics 2006, Prognos 2007, Dena 2007, Österreichische

Energieagentur 2007, BMU 2009, LFU 2009, Dena 2010a, Dena 2010b, Dena 2010c,

Energieagentur NRW 2010, IFEU 2011, Dena 2011a, Dena 2011b). Für die weiteren

Berechnungen wurden die jeweiligen Studienergebnisse kritisch gewürdigt, eigene

Berechnungen angestellt und tendenziell basierend auf einem eher konservativen Ansatz

mit mittleren bzw. unteren Einsparwerten im Falle einer deutlichen Streuung der

Ergebnisse gerechnet. Die aufgeführten Einsparoptionen wurden hinsichtlich des bereits

erreichten Umsetzungsgrades überprüft und darauf basierend teilweise deutlich geringere

Werte für das technische Einsparpotenzial angesetzt. So ergibt sich basierend auf ISI 2003

für den Bereich Raumwärme allein durch Wärmedämmung ein technisches

Einsparpotenzial von 46 %, wohingegen im weiteren Verlauf dieser Arbeit mit einem

Potenzial von 37 % basierend auf Einsparmaßnahmen sowohl im Bereich

Raumwärmebereitstellung als auch -nachfrage gerechnet wird. Daher weichen für einzelne

Anwendungstypen die Werte aus der Literaturrecherche teilweise von den oben genannten

und im weiteren Verlauf verwendeten Werten ab. Dazu zählen Einsparwerte für

Raumwärme und Warmwasser (Schmid 2004: 46 %, ISI 2003: 46 % für den Bereich

Wärmedämmung, 12,5 % für den Bereich konventionelle Raumwärmeerzeugung),

Prozesswärme (Dena 2011a: 13 %, ISI 2003: 12 %, Prognos 2007: 14-24 %), Pumpen

(IFEU 2011: 30 %), Druckluft (IFEU 2011: 39 %), Klimakälte (ISI 2003: 40 bis 60 %)

oder Beleuchtung (LFU 2009: 80 %, BMU 2009: 80 %).

3.3 Branchenspezifische Analyse der vorhandenen und alternativer

Produktionsverfahren sowie des technischen Energieeinsparpotenzials

In diesem Abschnitt soll eine Analyse des Industriesektors auf einer detaillierteren Ebene

erfolgen. Im Fokus der Betrachtung sind im Folgenden die einzelnen Branchen. Im

Rahmen der technologieorientierten Branchenanalyse sollen Produktionsmengen in der

EU, Herstellungsverfahren und Energieverbräuche der aktuell eingesetzten Verfahren

analysiert werden. Dazu sind zusätzlich im Anhang (siehe Anhang A 2:

Technologiebeschreibungen der Produktionsprozesse) die einzelnen Produktionsprozesse

für die jeweiligen Branchen und Prozessschritte beschrieben und durch ein

Prozessschaubild dargestellt. Im nächsten Schritt sollen die technischen

Energieeinsparpotenziale der einzelnen Branchen durch einen Vergleich der IST-

Technologien mit den besten verfügbaren Verfahren berechnet werden. Für diese

Berechnung werden die Produktionsmengen als fix angenommen sowie nur aktuell

verfügbare Verfahren betrachtet. Neben diesem Vorgehen für die energieintensiven


64

Branchen, in denen einzelne Verfahren dominieren, liegt der Schwerpunkt der

Betrachtung bei den nicht-energieintensiven Branchen auf den einzelnen Anwendungs-

arten und Querschnittstechnologien. Dazu werden die in den vorherigen Abschnitten

ermittelten Einsparpotenziale für einzelne Querschnittsverfahren den jeweiligen nicht-

energieintensiven Branchen entsprechend ihres Anteils zugeordnet.

3.3.1 Metallerzeugung

Die metallerzeugende Industrie lässt sich in die eisenschaffende Industrie und in die

Nichteisenmetallindustrie (NE-Metalle) unterteilen. Die eisenschaffende Industrie

(Stahlindustrie) produziert Eisen und Stahl, wohingegen die Nichteisenmetallindustrie die

Buntmetalle Kupfer, Zink, Blei und Nickel, die Leichtmetalle Aluminium und

Magnesium, die Edelmetalle Gold, Silber und Platin sowie weitere Metalle herstellt bzw.

fördert (RWI 2010a).

Stahlherstellung

Die Stahlherstellung wird von zwei unterschiedlichen Verfahrensrouten dominiert. Zum

einen zählt dazu die Erzeugung von Roheisen aus Eisenerz im Hochofen und im

Anschluss die Stahlerzeugung im Oxygenstahlwerk. Dieser Rohstahl wird als Oxygenstahl

bezeichnet. Die andere Verfahrenslinie ist die Herstellung von Elektrostahl aus

eingeschmolzenem Stahlschrott.

In 2010 wurden in der EU-27 173 Mt Rohstahl erzeugt (World Steel Association 2011).

Mit einer Produktion von knapp 44 Mt ist Deutschland der größte Stahlproduzent in der

EU. Von der Gesamtproduktion in der EU entfielen 58 % auf Oxygenstahl und 42 % auf

Elektrostahl. In Deutschland lag die Verteilung bei 70 % Oxygenstahl und 30 %

Elektrostahl (Abbildung 3-16). Nicht mehr von Bedeutung, und daher in dieser Arbeit

nicht weiter betrachtet, ist Siemens-Martin-Stahl. Nach diesem Verfahren wurden in der

EU in 2010 nur noch 0,7 Mt Rohstahl in Lettland hergestellt.

Der Verfahrensweg für die Herstellung von Oxygenstahl erfolgt über die Aufbereitung des

Eisenerzes, der Herstellung von Roheisen im Hochofen und der Konvertierung von

Roheisen in Rohstahl im Konverter (siehe dazu das Technologiedatenblatt in Tabelle 7-2

im Anhang A 2: Technologiebeschreibungen der Produktionsprozesse). Die wichtigsten

Verfahren zur Vorbereitung der Feinerze für den Hochofen sind Sintern und Pelletieren.

Ziel beider Verfahren ist es, die Erzkörner zu größeren Agglomeraten durch Schmelzen

und Wiedererstarren zusammenzufassen (Jochem et al. 2004).

Ein weiterer im Hochofen benötigter Stoff ist Koks. Im Hochofenprozess dient Koks als

Reduktionsmittel. Allerdings fällt die Kokserzeugung in den Bilanzkreis des

Umwandlungssektors und wird daher an dieser Stelle nicht detailliert beschrieben.


65

Ebenfalls eingesetzte Reduktionsmittel sind andere Kohlenstoffträger wie Kohlenstaub

oder schweres Heizöl. Im Hochofen selbst wird das Eisenerz chemisch reduziert und

verlässt diesen als flüssiges Roheisen. Als Koppelprodukt entsteht im Hochofen Gichtgas,

das bei der energetischen Bewertung des Hochofens abgezogen wird (FFE 2009a).

Abbildung 3-16: Produktionsmengen an Rohstahl nach Verfahren in 2010 im Ländervergleich

Quelle: Eigene Darstellung basierend auf Daten aus World Steel Association (2011)

Die Oxygenstahlherstellung erfolgt anschließend nach dem Sauerstoffblasverfahren im

Konverter. Bei diesem Prozess werden unerwünschte Stoffe im Eisen verbrannt und der

Kohlenstoffgehalt auf unter 2 % gesenkt. Output des Konverters ist neben dem Oxygen-

Rohstahl auch noch Konvertergas, das nach seiner Reinigung wieder als Brenngas im

Hüttenwerk verwendet wird.

Die Herstellung von Elektrostahl basiert überwiegend auf dem Einsatz von Stahlschrott, es

können aber auch Eisenschwamm (DRI, „Direct Reduced Iron“) und Roheisen zugegeben

werden. Der Stahlschrott wird in einem Elektrolichtbogenofen zu Rohstahl

eingeschmolzen.

Im Anschluss an die Rohstahlerzeugung erfolgen die Produktionsschritte der

Sekundärmetallurgie. Der Fremd- und Kohlenstoffgehalt wird dabei weiter reduziert und

die Schmelze homogenisiert (RWI 2010a). Zum Abschluss des Produktionsprozesses

erfolgt das Gießen und Walzen.

Der spezifische Energieverbrauch unterscheidet sich zwischen den beiden

Verfahrensrouten der Stahlerzeugung erheblich. Der Elektrostahlprozess verbraucht

deutlich weniger Energie, da er auf dem Einschmelzen von Schrott basiert. Weiterhin

unterscheiden sich die eingesetzten Energieträger erheblich. Während für die Herstellung

von Oxygenstahl überwiegend fossile Energieträger eingesetzt werden, kommt in der

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Mt] Siemens-Martin-Stahl

Elektrostahl

Oxygenstahl


66

Erzeugung von Elektrostahl vor allem Strom zum Einsatz. Aufgrund unterschiedlicher

Materialeigenschaften dieser beiden Stähle ist allerdings eine vollständige Substitution

nicht möglich. Zudem ist die Verfügbarkeit von Stahlschrotten ein weiterer limitierender

Faktor für die Erweiterung der Elektrostahlproduktion.

Zwischen den einzelnen EU-Mitgliedsstaaten unterscheiden sich sowohl die Anteile der

eingesetzten Verfahren als auch die spezifischen Energieverbräuche des Stahlsektors

deutlich. In Ländern wie Bulgarien, Griechenland oder Portugal wurde im Jahr 2010

ausschließlich Elektrostahl hergestellt (siehe Abbildung 3-17). Dagegen lag die

Elektrostahlquote beispielsweise in Österreich oder Tschechien unter 10 %. Die höchsten

spezifischen Energieverbräuche der Stahlerzeugung in der EU in 2010 ergeben sich für

Rumänien (22,5 GJ/t), die Slowakei (19,4 GJ/t) und Tschechien (18,6 GJ/t).

Abbildung 3-17: Spezifischer Energieverbrauch der Stahlherstellung und Anteil Elektrostahl in

2010 im Ländervergleich

Quelle: Eigene Darstellung basierend auf eigenen Berechnungen und Daten aus World Steel Association

(2011) und Eurostat (2012a)

Durch einen Vergleich der aktuellen spezifischen Verbrauchswerte mit den Werten der

besten verfügbaren Technologien (BAT) ergeben sich die technisch möglichen

Einsparpotenziale. Dabei werden nur aktuell verfügbare Technologien berücksichtigt und

im Falle des Stahlsektors eine feste Elektrostahlquote angenommen.

Zu diesen besten verfügbaren Technologien zählen für die Hochofenroute unter anderem

die Gas-Rezirkulierung bei Sinteranlagen und die Kokstrockenkühlung („Coke dry

quenching“). Weiterhin bestehen Einsparpotenziale durch die Optimierung des

Hüttengasverbundes sowie durch Energiemanagementmaßnahmen. Ebenfalls zu den BAT-

Verfahren im Bereich der Hochofenroute zählen die Gichtgasrückführung, Abwärme-

nutzung der Hochofenschlacke, branchenübergreifende Energieverbünde, alternative

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SpezifischerEnergieverbrauch

AnteilElektrostahl


67

Reduktionsmittel oder eine Erneuerung der Hüttenkraftwerke. Im Bereich der

Sekundärroute zählen zu den BAT-Verfahren die Abwärmenutzung am Lichtbogenofen,

Sauerstoffeinblasverfahren und Process Control im Lichtbogenofen. Für die folgenden

Arbeitsschritte, Gießen und Walzen, bestehen die Einsparoptionen unter anderem aus

endabmessungsnahem Gießen oder der Abwärmenutzung an brennstoffbeheizten Anlagen.

Zu den optimierten Gießverfahren zählt auch das CSP-Verfahren (Compact Strip

Production), bei dem flüssiger Stahl in einem kontinuierlichen Prozess direkt zu dünnem

oder ultradünnem Warmband verarbeitet wird. Weitere, übergreifende Maßnahmen sind

beispielsweise die Optimierung der Antriebe oder eine Minderung des Ausschusses

(Hassan et al. 2011, Gerspacher et al. 2011). Diese Maßnahmen ab dem Gießen und

Walzen beziehen sich auf beide Hauptrouten der Stahlerzeugung.

Abbildung 3-18: Absolutes und spezifisches Einsparpotenzial in der Stahlindustrie im

Ländervergleich (basierend auf den Mengen aus 2010)

Quelle: Eigene Darstellung basierend auf eigenen Berechnungen und Daten aus World Steel Association

(2011), Eurostat (2012a) und Worrell et al. (2008)

Basierend auf den BAT-Werten für die beiden Verfahrensrouten inklusive Gießen und

Walzen entsprechend der beschriebenen Verfahren aus Worrell et al. (2008) von 14,8 GJ/t

für Oxygenstahl und 2,6 GJ/t für Elektrostahl lassen sich die absoluten und spezifischen

Energieeinsparpotenziale berechnen (siehe Abbildung 3-18 und die zusammenfassende

Tabelle 3-8). Die höchsten spezifischen Einsparpotenziale errechnen sich für Rumänien

(13,4 GJ/t) und Finnland (9,2 GJ/t). Absolut gesehen ergeben sich die höchsten

Einsparmöglichkeiten in Italien (76 PJ) und Frankreich (71 PJ). In Summe errechnet sich

ein gegenwärtiges, absolutes Energieeinsparpotenzial bezogen auf 2010 von 499,7 PJ für

die EU und von 65,8 PJ für Deutschland. Dies entspricht einer spezifischen Reduktion von

2,9 GJ/t (EU) bzw. 1,5 GJ/t (Deutschland). Bezogen auf den Endenergieverbrauch der

0

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AbsolutesEinsparpotenzial

SpezifischesEinsparpotenzial


68

Branche bedeutet das ein Potenzial von 23,2 % in der EU und von 11,9 % in Deutschland

(vergleiche die zusammenfassende Darstellung in Tabelle 3-8 in Abschnitt 3.4.2).

Da in der Eisen/Stahl-Industrie neben den energiebedingten Emissionen auch die

prozessbedingten Emissionen von großer Bedeutung sind, werden im Rahmen dieser

Branchenbetrachtung die Entstehungsursachen, die Höhe sowie Vermeidungsoptionen

dieser Emissionen ebenfalls kurz betrachtet. Die Industriebranchen mit den höchsten,

spezifischen prozessbedingten CO2-Emissionen in Europa sind die Herstellung von

Ammoniak, Kalk, Aluminium, Zement sowie Eisen/Stahl (siehe Tabelle 3-3). Bei diesen

Branchen wird daher bei der jeweiligen Sektorbetrachtung auch auf die Prozessemissionen

eingegangen.

In der gesamten Stahlindustrie in der EU sind im Jahr 2010 etwa 60 Mt prozessbedingte

CO2-Emissionen angefallen. Bezogen auf die gesamte Stahlproduktion ergibt sich ein

spezifischer Wert von 0,345 t CO2/t Stahl. Diese Werte beinhalten sowohl die Oxygen- als

auch die Elektrostahlproduktion, wobei sich die Entstehung der Emissionen eindeutig auf

den Oxygenstahl konzentriert (vergleiche auch erneut Abbildung 3-9).

Tabelle 3-3: Prozessbedingte, spezifische CO2-Emissionen der Industrie in der EU-27 im

Jahr 2010

Quelle: Eigene Berechnungen

Prozessbedingte Emissionen bei der Stahlherstellung entstehen auf der Hochofenroute

durch die Nutzung von Koks als Reduktionsmittel im Hochofen. Dabei erfolgt eine

Reduktion von oxydischem Erz mit Kohlenstoffträgern (McKinsey 2007). Gleichung 3-1

gibt die Reaktionsgleichung vereinfacht wieder. Kohlenmonoxid reduziert das Eisenerz zu

Eisen und wird dabei zu Kohlenstoffdioxid oxidiert.

Prozess-CO2

Produktionmengen

Rohstoff/Produkt Spez. Emis

Metalle kt Mt t CO2/t

Eisen/Stahl 59.787 173,2 0,345

Aluminium 3.666 6,5 0,563

Sonstige 2.612

Chemie

Ammoniak 26.109 14,0 1,871

Sonstige 16.393

MN-Mineralstoffe

Zement 79.340 193,5 0,410

Kalk 20.665 32,5 0,635

Glas 4.218 37,7 0,112

Sonstige 14.113

Übrige Sektoren 2.771

Gesamt 229.674


69

(3-1)

Vermeidungsoptionen für die prozessbedingten CO2-Emissionen in der Stahlerzeugung

sind neben einem Rückgang der Produktionsmengen7 der verstärkte Einsatz von

Elektrostahl, die Nutzung von CCS-Verfahren zur Abtrennung der anfallenden

Emissionen (z.B. Top-Gas Recycling, Direktreduktion mit CCS), die Nutzung von Bio-

Kohle als Reduktionsmittel (als biogener Kohlenstoffträger, Schulten 2012), Schmelz-

reduktion auf Basis eingeblasener Kohle sowie Einsatz von Elektrolyseverfahren

(Hermann et al. 2012). Diese Optionen sind aber teilweise noch sehr weit von der

Marktreife entfernt und würden zahlreiche und kostenintensive Anpassungen sowie

beispielsweise günstigen und emissionsarmen Strom erfordern. Das konkrete Erreichen

der Marktreife ist bei einigen dieser Verfahren sehr ungewiss. Zudem ist zu

berücksichtigen, dass nicht alle Produktqualitäten auf der Elektrostahlroute auf Basis von

Schrott hergestellt werden können. Zudem ist die Verfügbarkeit von Stahlschrott begrenzt

(McKinsey 2007).

Aluminiumherstellung

Die Aluminiumindustrie zählt zu den Nichteisen(NE)-Metallindustrien. Innerhalb der NE-

Metalle stellt in Deutschland die Aluminiumindustrie den bedeutendsten

Energieverbraucher dar (RWI 2010b). In der Aluminiumindustrie gibt es zwei

Produktionsrouten, die Primär- und die Sekundärroute. Primäraluminium wird aus

Aluminiumoxid, Sekundäraluminium aus Aluminiumschrott hergestellt.

Im Jahr 2010 wurden in der EU 2,3 Mt Primär- und 4,3 Mt Sekundäraluminium8

produziert (EAA 2012, siehe auch Tabelle 7-18 im Anhang A 3: Weitere

Zusatzinformationen zur Istanalyse des Industriesektors). Der Anteil von

Sekundäraluminium hat sich dabei kontinuierlich im Zeitverlauf erhöht, von 33 % in 1980

auf 65 % im Jahr 2010. Der größte Aluminiumproduzent in der EU ist Deutschland mit

einem Volumen von 0,4 Mt Primär- und 0,6 Mt Sekundäraluminium (GDA 2012).

Zur Herstellung von Primäraluminium wird zunächst aus Bauxit im Bayer-Verfahren das

Zwischenprodukt Tonerde (Al2O3, auch Aluminiumoxid) hergestellt (siehe für die

Technologiebeschreibung und -abbildung Tabelle 7-3, Tabelle 7-4 und bezüglich des

Bayer-Verfahrens insbesondere Tabelle 7-5 im Anhang A 2: Technologiebeschreibungen

der Produktionsprozesse). Im anschließenden elektrolytischen Schmelzprozess

(Schmelzflusselektrolyse) wird die Tonerde zu Hüttenaluminium reduziert und

anschließend gegossen.

7 Die Reduktion der Produktionsmengen stellt eine nicht gewollte und auch nicht weiter betrachtete

Reduktionsoption dar. 8 Die hier angegebenen Werte beziehen sich auf die Herstellung von Sekundäraluminium in Remeltern

und Refinern.


70

Zur Analyse des Energieverbrauchs der Aluminiumherstellung in einer

Primäraluminiumhütte liegt der Fokus auf dem Energieverbrauch der Anodenproduktion,

der Elektrolyse sowie dem Legieren und Gießen. Der Energieaufwand der

Bauxitgewinnung wird an dieser Stelle nicht berücksichtigt, da er nicht in der EU anfällt.

Der Energieverbrauch zur Anodenproduktion in Europa besteht etwa aus einem

Stromverbrauch von 145 kWh/t Anode sowie einem Brennstoffverbrauch von

2.677 MJ/t Anode (EAA 2008). Der Stromverbrauch der Elektrolyse variiert je nach

eingesetzter Technologie zwischen etwa 12,9 -18,3 kWh/kg Al (Quinkertz 2002). Für die

Berechnungen der Energieeinsparpotenziale wird von einem durchschnittlichen

spezifischen Stromverbrauch der Elektrolyse in Europa von 13,9 kWh/kg Al (basierend

auf Hydro 2011) ausgegangen. Für die der Elektrolyse nachgelagerten Prozessschritte der

Weiterverarbeitung ergeben sich für Europa spezifische Verbräuche von 126 kWh/t Al

Strom und 1.276 MJ/t Al Brennstoffe (EAA 2008). Damit ergibt sich in Summe ein

spezifischer Energieverbrauch der Primäraluminiumproduktion von 54,2 GJ/t.

Zu den Produktionsschritten der Sekundäraluminiumproduktion zählt vor allem die

Aufbereitung des Schrotts und das Schmelzen sowie das Raffinieren, Legieren und

Warmhalten (Hassan et al. 2011). Im Vergleich zur Herstellung von Primäraluminium

verbraucht die Sekundärroute deutlich weniger Energie. In Summe beläuft sich der

spezifische Energieverbrauch der Sekundäraluminiumproduktion auf 11,2 GJ/t wobei

davon etwa 5,9 GJ/t auf den Schmelzvorgang entfallen.

Die vorhandenen aktuellen Energieeinsparoptionen errechnen sich durch eine

Gegenüberstellung der IST-Werte mit den spezifischen Verbräuchen der besten, aktuell

verfügbaren Technologien. In dieser Berechnung werden die Produktionsmengen und die

Aufteilung zwischen Primär- und Sekundäraluminium wiederum konstant gehalten.

Den geringsten spezifischen Energieverbrauch der aktuell verfügbaren Technologien zur

Aluminiumelektrolyse weisen vorgebackene Anoden auf. Zur Berechnung des

gegenwärtigen Energieeinsparpotenzials werden nur bereits verfügbare Verfahren

betrachtet. Aktuell noch in der Entwicklung befinden sich inerte Anoden, die allerdings

noch nicht kommerziell genutzt werden (Worrell et al. 2008, IEA 2012b).

Basierend auf Worrell et al. (2008) ergeben sich für die Primäraluminiumproduktion

BAT-Werte von 50,6 GJ/t und für den Schmelzprozess in der Sekundärroute ein

spezifischer Verbrauch von 2,5 GJ/t. Daraus ergeben sich die gegenwärtigen

Einsparpotenziale bezogen auf 2010 für die EU von 23 PJ bzw. von 3,5 PJ für

Deutschland (vergleiche erneut die zusammenfassende Darstellung in Tabelle 3-8 in

Abschnitt 3.4.2).

Vergleichbar mit der Erzeugung von Rohstahl entstehen auch bei der Produktion von

Aluminium prozessbedingte CO2-Emissionen. Diese beliefen sich im Jahr 2010 in der EU

insgesamt auf 3,7 Mt CO2 bzw. 0,56 t CO2/t Aluminium (bezogen auf die Herstellung von


71

Primär- und Sekundäraluminium, vergleiche erneut Tabelle 3-3). Diese Emissionen

entstehen bei der Herstellung von Primäraluminium durch den Verbrauch der

Kohlenstoffanoden (Anodenabbrand). Folgende Reaktion läuft beim Anodenabbrand ab:

(3-2)

Mögliche Vermeidungsoptionen für die prozessbedingten Emissionen sind wie in der

Stahlindustrie die Reduktion der Produktionsmengen oder der Wechsel auf ein

Recyclingverfahren (Sekundäraluminium). Diese Optionen sind aber wie in der

Stahlindustrie entweder nicht gewollt (Produktionsrückgang) oder durch die Verfügbarkeit

von Schrott eingeschränkt. Eine weitere Option für den Bereich Aluminium ist der Einsatz

von inerten Anoden. Dabei würden durch den Einsatz von Metall- statt Petrolkoksanoden

keine prozessbedingten CO2-Emissionen mehr anfallen. Dieses Verfahren befindet sich

allerdings noch in der Entwicklungsphase.

Kupferherstellung

Wie beim NE-Metall Aluminium, lässt sich auch bei der Kupferherstellung die Primär-

und Sekundärroute unterscheiden. Primärkupfer kann entweder aus sulfidischen (Schwefel

enthaltenden) oder oxidischen (Verbindung mit Sauerstoff enthaltenden) Erzen hergestellt

werden. Die Verarbeitung von sulfidischen Erzen erfolgt im schmelzmetallurgischen

(pyrometallurgischen) Verfahren, die von oxidischen Erzen im nassmetallurgischen

(hydrometallurgischen) Verfahren. Im Anschluss an die Förderung der Roherze zählen

zum schmelzmetallurgischen Verfahren die Prozessschritte Schwimmaufbereitung

(Flotation), Rösten und Schmelzen, Konvertieren, Feuer-Raffination, Elektrolyse

(Elektrolytische Raffination) sowie die Verarbeitung (z. B. zu Blech, Rohr, Draht). Das

nassmetallurgische Verfahren basiert nach der Erzförderung auf den Stufen Auslaugung

und Solventextraktion, Gewinnungselektrolyse und anschließend der Verarbeitung

(Deutsches Kupferinstitut 2006). Sekundärkupfer wird entweder durch das direkte

Einschmelzen erzeugt oder über die Prozessschritte Sortierung des Schrottes, Schmelzen,

Konvertieren, Feuer-Raffination, Elektrolyse und Verarbeitung (vergleiche auch Tabelle

7-6 im Anhang für eine Darstellung des Produktionsprozesses).

Basierend auf Unternehmensberichten und anderen Veröffentlichungen (Aurubis 2011,

Atlantic Copper 2011) lassen sich die aktuellen spezifischen Energieverbrauchskennwerte

für die EU-27 und Deutschland berechnen. Bezogen auf die Prozessschritte Flotation bis

elektrolytische Raffination (Schmelzmetallurgie) bzw. Auslaugung bis Gewinnungs-

elektrolyse (Nassmetallurgie) berechnen sich die spezifischen Verbräuche der Herstellung

von Primärkupfer zu 10,29 GJ/t Cu (EU-27) bzw. 8,54 GJ/t Cu (Deutschland).

Die Energieverbräuche für die Herstellung von Sekundärkupfer liegen unter denen der

Primärroute. Für die EU-27 berechnet sich der spezifische Wert für die Stufen Schmelzen


72

bis Elektrolyse auf 6,5 GJ/t Cu (Aurubis 2011, Brixlegg 2011), für Deutschland auf

6,3 GJ/t Cu (Hassan et al. 2011). Der darauffolgende Prozessschritt in der Kupfer-

herstellung ist die Weiterbearbeitung von Kupfer und bezieht sich auf die Primär- und die

Sekundärroute. Dazu zählen die Prozesse Gießen, Ziehen, Pressen und Stanzen. Zur

Anwendung kommen verschiedene Gießverfahren, insbesondere Form- und

Stranggussverfahren. Der durchschnittliche Energieverbrauch der Kupferbearbeitung

beläuft sich auf 5,8 GJ/t, der BAT-Wert auf 3,9 GJ/t (Hassan et al. 2011).

Durch den Vergleich der IST-Werte mit den BAT-Werten von 4,5 GJ/t Primärkupfer

(Kontinuierlicher Outukumpu-Prozess, Traulsen 2003) bzw. 4,4 GJ/t Sekundärkupfer

ergeben sich gegenwärtige Einsparpotenziale von 17,8 PJ für die EU-27 bzw. 3,6 PJ für

Deutschland jeweils bezogen auf 2010 (vergleiche die zusammenfassende Darstellung in

Tabelle 3-8 in Abschnitt 3.4.2).

3.3.2 Chemische Industrie

In der chemischen Industrie werden überwiegend Vorprodukte für andere Branchen sowie

anorganische Grundstoffe und organische Basischemikalien erzeugt (RWI 2010a). Die

wichtigsten Branchen der chemischen Industrie unter energetischen Gesichtspunkten sind

die Herstellung von Ammoniak, Chlor und Ethylen. Die Herstellungsverfahren und

Einsparpotenziale dieser Branchen werden im folgenden Abschnitt analysiert.

Ammoniakherstellung

Ammoniak ist eine chemische Verbindung aus Stickstoff (N) und Wasserstoff (H) mit der

Summenformel NH3. Ammoniak wird überwiegend zu Düngemitteln, vor allem Harnstoff,

weiterverarbeitet. In Deutschland wird Ammoniak zu etwa 80 % für die Herstellung von

Düngemitteln eingesetzt (JRC 2007). Die Ammoniakherstellung zählt zur Grundstoff-

chemie. Hinsichtlich der Bewertung von Energiekennzahlen ist zu beachten, dass meistens

aggregierte Zahlen für den energetischen und nichtenergetischen Verbrauch verwendet

werden.

Im Jahr 2010 wurden in der EU etwa 14 Mt Ammoniak hergestellt (siehe Abbildung

3-19). Die größten Produzenten sind Deutschland (2,7 Mt) sowie Polen und die

Niederlande (je 1,8 Mt).

Die Herstellung von Ammoniak besteht aus zwei Produktionsstufen. Den ersten Schritt

bildet der Synthesegas-Prozess, der zweite Schritt ist die Ammoniak-Synthese nach dem

Haber-Bosch-Verfahren (Hassan et al. 2011). Für den Schritt der Synthesegaserzeugung

kommen zwei Verfahren zur Anwendung, das Steam Reforming und die partielle

Oxidation (für die Prozessbeschreibung siehe Tabelle 7-7 und Tabelle 7-8 im Anhang).


73

Abbildung 3-19: Ammoniakherstellung in 2010 im Ländervergleich

Quelle: Eigene Darstellung basierend auf Daten aus USGS (2011a)

Die spezifischen Rohstoff- und Brennstoffverbrauchswerte installierter Anlagen belaufen

sich in Summe auf 26-34 GJ/t für das Steam Reforming Verfahren und 35-54 GJ/t für die

partielle Oxidation (siehe Tabelle 3-4). Laut IEA (IEA 2007) liegen die durchschnittlichen

spezifischen Werte der gesamten Ammoniakherstellung aus beiden Verfahren bei

35,0 GJ/t für Westeuropa und 43,6 GJ/t für Zentraleuropa.

Tabelle 3-4: Spezifischer Rohstoff- und Brennstoffverbrauch der Ammoniakerzeugung

Prozess Rohstoffverbrauch

(GJ/t) Brennstoff-

verbrauch (GJ/t) Summe (GJ/t)

Steam Reforming 22-25 4-9 26-34

Partielle Oxidation 29-34 6-20 35-54

Quelle: UBA (2001)

Der spezifische Energieverbrauch der Ammoniakherstellung hängt von dem verwendeten

Rohstoff, dem verwendeten Verfahren und der dabei zur Anwendung kommenden

Technologie ab. Die Nutzung des Rohstoffs Gas im Steam Reforming Verfahren führt zu

den geringsten spezifischen Verbräuchen und zählt demnach zu den BAT-Verfahren

(Worrell et al. 2008).

Zum Design der BAT-Verfahren zählt unter anderem ein hochintegrierter Primär- und

Sekundärreformer, CO2-Entfernung durch einen physischen Absorptionsprozess, ein

Niederdruck-Synthesekreislauf, Katalysatoren mit hohem Wirkungsgrad sowie Methan-

und Wasserstoffrückgewinnung. Weitere, als BAT zu definierende Anwendungen im

Bereich der Ammoniakherstellung, sind unter anderem eine erweiterte Vorwärmung der

Kohlenwasserstoffe und der Verbrennungsluft sowie die Installation einer verbesserten

Gasturbine (JRC 2007).

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Mt]


74

Der BAT-Wert für Steam Reforming liegt bei 26 GJ/t (UBA 2001, Worrell et al. 2008).

Daraus berechnen sich bei Einsatz der BAT-Verfahren die gegenwärtigen technischen

Energieeinsparpotenziale der Ammoniakerzeugung in der EU von 164,8 PJ bzw. von

23,5 PJ in Deutschland bezogen auf 2010 (siehe Tabelle 3-8).

Bei der Herstellung von Ammoniak fallen große Mengen an prozessbedingten CO2-

Emissionen durch die nichtenergetische Nutzung der Rohstoffe als Nebenprodukt von

chemischen Reaktionen an. Diese beliefen sich in 2010 auf insgesamt 26,1 Mt in der EU

bzw. 1,9 t CO2/t Ammoniak (siehe erneut Tabelle 3-3). Beim Steam Reforming laufen

folgende Reaktionen ab:

(3-3)

Wasserstoff (H2) wird durch eine Reformierung von Erdgas (CH4) unter Zugabe von

Dampf (H2O) gewonnen. Dabei fällt (prozessbedingtes) CO2 als reiner Volumenstrom an.

Neben den bereits beschriebenen Optionen zur Reduktion des Rohstoffverbrauchs und

damit auch der prozessbedingten Emissionen aus Erdgas zur Herstellung von Wasserstoff,

sind zur Minderung der Prozessemissionen der Einsatz von CCS-Verfahren oder die

Erzeugung von Wasserstoff durch Elektrolyse aus erneuerbarem Strom denkbar (Samadi

et al. 2012).

Chlorherstellung

In Europa wurden im Jahr 2010 etwa 10 Mt Chlor hergestellt (Euro Chlor 2011). Davon

entfallen 45 % bzw. 4,5 Mt auf Deutschland (siehe Abbildung 3-20). Die nächstgrößten

Anteile entfallen auf Belgien und

die Niederlande (zusammen 16 %)

sowie Frankreich mit 11 %.

Abbildung 3-20: Chlorherstellung im

Jahr 2010

Quelle: Euro Chlor (2011)

Hergestellt wird Chlor in der Chlor-

Alkali-Elektrolyse. Dabei werden

überwiegend drei Verfahren einge-

setzt: das Amalgam-, Diaphragma-

und Membran-Verfahren. Im Jahr

2011 verteilten sich die Anteile an

der Chlorherstellung in Europa auf

53 % Membran-, 30 % Amalgam-,

14 % Diaphragmaverfahren und 3 % sonstige Verfahren (siehe Abbildung 3-21). In

Deutschland45%

Belgien, Niederlande

16%

Frankreich11%

Italien, Österreich,

Griechenland, Rumänien, Norwegen

8%

Spanien5%

UK, Polen, Portugal, Schweiz

9%

Tschechien, Slovakei, Ungarn,

Finnland, Schweden

6%


75

Deutschland verteilen sich die Anteile auf 55 % Membran-, 22 % Diaphragma-, 17 %

Amalgam- und 6 % sonstige Verfahren.

Die drei genannten Verfahren zeichnen sich durch unterschiedliche Strom- und

Wärmebedarfe aus. Diese resultieren aus der unterschiedlichen Reinheit der Lauge

basierend auf dem eingesetzten Trennverfahren (zur Technologiebeschreibung der drei

Elektrolyseprozesse siehe Tabelle 7-10, Tabelle 7-11 und Tabelle 7-12 im Anhang). Der

spezifische Energieverbrauch des Membranverfahrens ist mit 9,2-9,8 GJ/t am geringsten.

Davon entfallen 0,6 GJ/t auf den Dampfbedarf zur Eindampfung und Aufkonzentration

der Lauge. Amalgamverfahren benötigen etwa 11,8 GJ/t an Strom und

Diphragmaverfahren etwa 10,0 GJ/t an Strom und 2,2 GJ/t Dampf (IEA 2007).

Abbildung 3-21: Anteile der Produktionsverfahren an der Chlorherstellung in Europa

Quelle: Euro Chlor (2011)

Das Energieeinsparpotenzial für Europa und Deutschland berechnet sich durch die

Möglichkeit eines Verfahrenswechsels auf ein Elektrolyseverfahren mit einem geringeren

spezifischen Verbrauch. Durch eine komplette Umstellung auf das Membranverfahren

ließen sich in Europa gegenwärtig Energieeinsparungen von 28,9 PJ, in Deutschland von

5,7 PJ bezogen auf 2010 realisieren. Neben den für diese Berechnung der aktuellen

Energieeinsparpotenziale betrachteten (BAT-)Verfahren befindet sich die Chlor-Alkali-

Elektrolyse mit Sauerstoffverzehrkathoden in der Entwicklung und steht kurz vor dem

technischen Durchbruch (Plötz et al. 2012). Gegenüber dem Membranverfahren soll der

Energieverbrauch durch Einsatz dieses Verfahrens um weitere 30 % reduziert werden.

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40%

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Amalgam

Membran

Diaphragma

Sonstige


76

Ethylenherstellung

Ethylen (Ethen) ist der wichtigste Grundstoff der organischen Chemie. Etwa die Hälfte der

Ethylenproduktion wird zu Polyethylen weiterverarbeitet und bildet einen zentralen

Ausgangsstoff für die Kunststoffindustrie. Weltweit wird 98 % des Ethylens in Steam

Crackern hergestellt.

Steam Cracker bestehen aus drei Hauptbestandteilen, dem Pyrolyseofen, dem

Kompressionsteil und der Trennung der Produkte (Hassan et al. 2011). Zum Spalten

(Cracken) wird der Kohlenwasserstoff (beispielsweise Naphtha) mit Dampf gemischt und

auf 500 - 650°C vorgeheizt. Im Reaktor wird dieses Gemisch bei 800 - 900°C gecrackt

(siehe Technologiedatenblatt in Tabelle 7-13 im Anhang), wobei die Verweilzeit im

Reaktor nur 0,1 - 0,5 Sekunden beträgt. Die Abgase dienen der Vorwärmung des zu

crackenden Rohstoffs und des Wasserdampfs (Behr et al. 2010). Anschließend wird das

heiße Gasgemisch schockartig abgekühlt (gequencht), um eine Zersetzung der gebildeten

Produkte zu vermeiden.

Beim Vorgang des Crackens entstehen außer Ethylen noch weitere Produkte. Um das

Gasgemisch in die verschiedenen Produkte (Ethylen, Propylen, Benzol) zu trennen, erfolgt

eine Kompression des Gemischs und eine Abkühlung auf ein tiefes Temperaturniveau

(Probas 2012).

In Steam Crackern werden unterschiedliche Rohstoffe eingesetzt, dazu zählen gasförmige

Kohlenwasserstoffe (Ethan, Propan, Flüssiggas), Naphtha und Gasöl. In Deutschland ist

Naphtha dominierend (Hassan et al. 2011).

Die spezifischen Verbräuche liegen bei 15,3 GJ/t in Europa bzw. bei 15,6 GJ/t in

Deutschland (UNIDO 2010). Zu den BAT-Verfahren zählen eine hohe

Wärmerückgewinnung und Wärmeintegration der Rektifizierkolonnen, zuverlässige

Apparaturen für die Verwertung der früher abgefackelten Stoffe, Betriebsmanagement-

und Prozessleitsysteme, Kälteerzeugung durch mehrstufige Kältemaschinen und

Kompressoren mit geringen internen Druckverlusten und hohem Wirkungsgrad (Hassan et

al. 2011, JRC 2003, Bowen 2007). Basierend auf dem BAT-Wert für das dominierende

Naphtha-Cracking von 11 GJ/t (Worrell et al. 2008) ergeben sich gegenwärtige

Energieeinsparpotenziale gegenüber 2010 von 79,2 PJ für die EU und 22,6 PJ für

Deutschland.

3.3.3 Nichtmetallische Mineralstoffe

Im Bereich der nichtmetallischen Mineralstoffe werden natürlich vorkommende

Mineralien in energieintensiven Verfahren umgewandelt. Oftmals findet auch die

Bezeichnung Verarbeitung von Steinen und Erden Anwendung. Damit werden Rohstoffe

bezeichnet, die im geologischen Sinn als Gestein oder Mineralgemenge vorkommen. Zu


77

diesen Rohstoffen zählen beispielsweise Natursteine, Kalke, Mergel, Tone, Sande und

Kiese.

Zementherstellung

Die Zementindustrie zählt gemeinsam mit den Sektoren Kalk oder Glas zu den

nichtmetallischen Mineralstoffen. Im Jahr 2010 waren in der EU Italien, Deutschland und

Spanien die größten Zementproduzenten (siehe Abbildung 3-22).

Abbildung 3-22: Zementherstellung und Klinker-Zement-Verhältnis in 2010 in ausgewählten

Ländern

Quelle: Eigene Darstellung und eigene Berechnungen basierend auf USGS (2010), BDZ (2011), VDZ

(2011) und Cement Sustainable Initiative (2012)

Der Herstellungsprozess von Zement besteht aus den Schritten Rohstoffgewinnung

und -aufbereitung, Vorwärmung und Vorcalzination der Ausgangsstoffe,

Fertigcalzination, Sintern im Drehrohrofen, Kühlung des Klinkers und Zementherstellung

(Mahlung des Klinkers, Dosierung von Zumischkomponenten; siehe Technologie-

beschreibung im Anhang in Tabelle 7-14, FFE 2009a).

Ausgangsstoffe zur Herstellung von Zement sind überwiegend Kalkstein, Kreide und Ton

oder deren natürliches Gemisch Kalksteinmergel, aber auch Eisenerz oder Sand als

Korrekturstoffe. Im Anschluss an die Gewinnung, Zerkleinerung und Homogenisierung

des Rohmaterials wird dieses zu Rohmehl fein gemahlen (BDZ 2002). Im nächsten Schritt

erfolgt die Entsäuerung des Rohmehls. Das Calciumcarbonat (CaCO3) der

Kalkkomponente wird dabei in CaO (Calciumoxid, auch Branntkalk genannt) und CO2

0

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Zement-produktion

Klinker-Zement-Verhältnis


78

zerlegt. Bei Temperaturen von etwa 1.450°C wird das Rohmehl in Drehrohröfen bis zur

Sinterung gebrannt. In diesem Prozessschritt des Klinkerbrennens entstehen die

prozessbedingten CO2-Emissionen der Zementherstellung.

Aus den Ausgangsstoffen bilden sich in diesem Brennprozess neue Verbindungen, die

sogenannten Klinkerphasen (VDZ 2011). Im folgenden Verfahrensschritt wird der im

Drehrohrofen gebrannte Klinker in Zementmühlen unter Zugabe von Calciumsulfat und

weiteren Bestandteilen zu Zement gemahlen. Zu diesen weiteren Bestandteilen zählen

insbesondere auch Klinkersubstitute wie beispielsweise Hüttensand. Durch eine verstärkte

Substitution des Klinkers kann der Brennstoffbedarf zum Klinkerbrennen deutlich

reduziert werden. Das Klinker-Zement-Verhältnis zeigt dabei die Menge der zum Einsatz

kommenden Substitute an (siehe Abbildung 3-22).

Der energieintensivste Part in der Produktionskette der Zementherstellung ist das

Klinkerbrennen. Insgesamt unterscheiden sich in den europäischen Zementindustrien

sowohl die Klinker-Zement-Verhältnisse (Abbildung 3-22), als auch die spezifischen

Energieverbräuche insgesamt (Abbildung 3-23).

Abbildung 3-23: Spezifischer Energieverbrauch der Zementherstellung in der EU-27 und in

ausgewählten Ländern in 2010

Quelle: Eigene Darstellung und eigene Berechnungen basierend auf BDZ (2011), VDZ (2011) und

Cement Sustainable Initiative (2012)

Zur Bestimmung des Energieeinsparpotenzials werden sowohl die Option des Einsatzes

von BAT-Verfahren als auch, als Teil der besten verfügbaren Optionen, die Reduktion des

Klinker-Zement-Verhältnisses berücksichtigt. BAT-Verfahren der Zementherstellung ist

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79

der Einsatz eines Trockenprozesses mit einem Klinkerofen mit mehrstufiger Vorwärmung

und Vorcalzination (JRC 2010a). Der BAT-Wert des spezifischen Energieverbrauchs liegt

laut Worrel et al. (2008) bei 2,9 GJ/t Zement für Portland Zement. Insgesamt ergibt sich

für die EU ein gegenwärtiges Einsparpotenzial gegenüber 2010 von 111,4 PJ und für

Deutschland von 11,8 PJ.

Die Zementindustrie ist diejenige Industriebranche mit den absolut gesehen höchsten

prozessbedingten CO2-Emissionen in der EU. Insgesamt wurden in 2010 79 Mt

prozessbedingtes CO2 emittiert. Das entspricht einem spezifischen Wert von

0,41 t CO2/t Zement (siehe erneut Tabelle 3-3). Wie bereits weiter oben erläutert entstehen

diese Emissionen beim Herstellen des Zementklinkers. Folgende Reaktion läuft dabei ab:

(3-4)

Zur Vermeidung dieser Emissionen stehen die Optionen der Nutzung von CCS oder die

Nutzung von Zumahlstoffen und die damit verbundene Reduktion des Klinker-Zement-

Verhältnisses zur Verfügung. Allerdings ist zu beachten, dass diese Möglichkeit der

Klinkersubstitution bei einer starken Dekarbonisierung des gesamten Energiesystems nur

eingeschränkt zur Verfügung steht. Klinkersubstitute sind überwiegend Hochofenschlacke

aus der Rohstahlherstellung oder Flugasche aus Kohlekraftwerken. Bei einer starken

Dekarbonisierung ist die Verfügbarkeit dieser möglichen Substitute aufgrund der

Emissionsminderung in allen Sektoren deutlich eingeschränkt.

Glasindustrie

Die Herstellung von Glas umfasst mehrere Prozessschritte, von denen bezogen auf den

Energieverbrauch vor allem die Glasschmelze von Bedeutung ist. Bei der Glasschmelze

werden die Ausgangsstoffe wie Glassand, Kalk, Soda, Dolomit und Altglasscherben bei

einer Temperatur von bis zu 1.700°C zu einer homogenen Masse geschmolzen (RWI

2010b). Im folgenden Schritt erfolgt in Abhängigkeit vom gewünschten Produkt die

Formgebung (siehe Tabelle 7-15 im Anhang zur Verfahrensbeschreibung). Es können

diverse Glasprodukte unterschieden werden, zu diesen gehören Behälterglas (Hohlglas),

Flachglas und sonstige Glasprodukte (Mineralfasern, Spezial- und Gebrauchsglas,

Kristallglas und Tischware). In einer detaillierten Analyse der europäischen Glasindustrie

wurden die unterschiedlichen spezifischen Verbräuche für die jeweiligen Glastypen auf

Länderebene untersucht (Schmitz et al. 2011). Die Werte für die Behälterglasproduktion

liegen zwischen 5,8 GJ/t in Italien und 7,1 GJ/t in Polen. Bezogen auf die Herstellung von

Flachglas liegen die spezifischen Energieverbrauchskennwerte zwischen 8,5 GJ/t in

Deutschland und 9,7 GJ/t in Italien.

Die BAT-Werte der Glaserzeugung liegen bei 4,7 GJ/t für die Behälterglasproduktion und

7,0 GJ/t für die Herstellung von Flachglas (Schmitz et al. 2011). Zu den BAT-Verfahren in


80

der Glasindustrie zählt der Einsatz von Prozessoptimierung durch die Kontrolle der

Betriebsparameter, die regelmäßige Wartung der Öfen, die Optimierung des Ofendesigns

und die Auswahl der Schmelztechnik, verstärkter Einsatz von Bruchglas, Nutzung von

Abwärme sowie die Vorwärmung von Bruchglas und Glasmasse (JRC 2012a). Basierend

auf diesen BAT-Werten, den Ist-Werten und den nationalen Produktionsmengen ergeben

sich gegenwärtige Energieeinsparpotenziale gegenüber 2010 von 57,5 PJ in der EU und

8,4 PJ in Deutschland.

Kalkproduktion

In der EU wurden im Jahr 2010 32,5 Mt Kalk hergestellt. Größter Einzelproduzent war

wiederum Deutschland mit einem Produktionsvolumen von 6,9 Mt, was einem Anteil von

21 % entspricht, gefolgt von Italien und Frankreich (siehe Abbildung 3-24, USGS 2011b).

Ausgangspunkt für die Kalkherstellung ist im Kalkgestein enthaltenes Calciumcarbonat

(CaCO3, Kalkstein). Der Herstellungsprozess besteht aus drei Schritten. Zunächst die

Rohstoffaufbereitung (Exploration, Gewinnung und Aufbereitung von Kalkgestein),

anschließend erfolgt das Brennen des aufbereiteten Kalksteins in Schacht- oder

Drehrohröfen (siehe auch Tabelle 7-16 im Anhang). Im Zuge dieses Brennprozesses wird

Calciumcarbonat bei Temperaturen oberhalb von 900°C in Calciumoxid (CaO) und

Kohlendioxid (CO2) zersetzt. Dieses bei der Entsäuerung entstehende CO2 sind

prozessbedingte und nicht durch die energetische Nutzung eines Brennstoffs entstehende

CO2-Emissionen. Im dritten Schritt wird der Output des Brennprozesses, der Branntkalk,

zu gemahlenem Kalk (Feinkalk) oder Kalkhydrat weiterverarbeitet (RWI 2010a).

Abbildung 3-24: Produktionsmengen in der Kalkindustrie in 2010 im Ländervergleich

Quelle: Eigene Darstellung basierend auf USGS (2011b)

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Kal

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Mt]


81

Energieintensivster Teilprozess der Kalkherstellung ist das Brennen des Branntkalks in

branchenspezifischen Öfen. Demzufolge hängt auch der spezifische Energieverbrauch und

damit die Energieeinspar-

potenziale entscheidend vom

eingesetzten Ofentyp ab.

Abbildung 3-25: Ofentypen zur

Kalkherstellung in der EU im

Jahr 2004

Quelle: EuLA (2006) zitiert nach

JRC (2010a)

In der EU kommen über-

wiegend Gleichstrom-Gegen-

strom-Regenerativ-Öfen

(GGR-Öfen) zum Einsatz (46 %), gefolgt von Ringschachtöfen (16 %) und Drehrohröfen

mit Vorwärmern (10 %, siehe Abbildung 3-25). In Deutschland belaufen sich diese

Anteile auf 37 % sonstige Schachtöfen (Mischgefeuerte Schachtöfen), 33 %

Ringschachtöfen, 14 % GGR-Öfen, 10 % sonstige Öfen, 4 % Drehrohröfen und 1 %

Langdrehrohröfen (Ebertsch, Plickert 2006). Die unterschiedlichen Ofentypen zeichnen

sich durch einen unterschiedlichen spezifischen Wärmebedarf aus (siehe Tabelle 3-5).

Gleichstrom-Gegenstrom-Regenerativ-(GGR)-Öfen verfügen mit 2.800-3.900 MJ/t über

den geringsten spezifischen Verbrauch, den höchsten Wärmebedarf haben

Langdrehrohröfen mit 7.100 MJ/t.

Tabelle 3-5: Spezifischer Wärmeverbrauch unterschiedlicher Ofentypen

Ofentyp Spezifischer Wärmeverbrauch (MJ/t Kalk)

Schachtöfen

Mischgefeuerter Schachtofen 3.300 – 4.900

Doppelschrägofen 4.200 – 4.800

Multi-Kammer Schachtofen 3.500 – 5.200

Ringschachtofen 3.500 – 4.600

Gleichstrom-Gegenstrom-Regenerativ-Ofen 2.800 – 3.900

Drehrohröfen

Langdrehrohrofen 7.100

Drehrohrofen mit Vorwärmer 5.500 – 6.200

Quelle: Ebertsch, Plickert (2006)

Einsparpotenziale in der Kalkherstellung liegen vor allem im Einsatz von Öfen mit dem

geringsten Energieverbrauch. Durch einen konsequenten Einsatz von GGR-Öfen

Langdrehrohr-ofen; 9% Drehrohrofen

mit Vorwärmer;

10%

Gleichstrom-Gegenstrom-Regenerativ-

Ofen; 46%

Ringschacht-ofen; 16%

Sonstige Schachtöfen;

8%

Sonstige Öfen; 11%


82

berechnen sich die gegenwärtigen Energieeinsparpotenziale in Bezug auf 2010 für die EU

auf 49,7 PJ und für Deutschland auf 8,8 PJ.

Vergleichbar mit der Zementherstellung spielen auch in der Kalkindustrie die

prozessbedingten Emissionen eine große Rolle. Diese entstehen beim Brennen des Kalks,

wobei der Kalkstein zu Kalk und CO2 zerfällt (siehe Gleichung 3-5).

(3-5)

Minderungsoptionen für die Prozessemissionen sind bis auf eine Nachfragereduktion

derzeit nicht absehbar (Hermann et al. 2012).

3.3.4 Papierindustrie

Zur Papierindustrie zählt sowohl die Herstellung unterschiedlicher Papiersorten als

Endprodukte dieser Branche als auch die Herstellung der Vorprodukte Holz- bzw.

Zellstoff. Diese Vorprodukte werden in den einzelnen EU-Mitgliedsstaaten in

unterschiedlichem Maße selber erzeugt bzw. gehandelt. Die größten Holz- und

Zellstoffproduzenten in Europa sind Schweden und Finnland, der größte Papierproduzent

ist Deutschland (siehe Abbildung 3-26). Neben Holz- und Zellstoff ist vor allem Altpapier

ein wichtiger Ausgangsstoff in der Papierindustrie. Das Verhältnis der Vorprodukte Zell-

/Holzstoff zum Endprodukt Papier ist insbesondere in Schweden und Finnland sehr hoch,

da diese Länder die Vorprodukte exportieren. Daher fällt in diesen Ländern der spezifische

Energieverbrauch der gesamten Branche bezogen auf das Endprodukt überdurchschnittlich

hoch aus.

Die Herstellung von Papiererzeugnissen läuft in einem vierstufigen Produktionsprozess

ab. Der erste Schritt besteht aus der Gewinnung und Aufbereitung der Rohstoffe,

anschließend erfolgt im zweiten Schritt die Verarbeitung zu Papierbahnen in der

Papiermaschine (siehe Tabelle 7-17 im Anhang). Im dritten Schritt, der Veredelung,

werden diese Papierbahnen getrocknet und geglättet. Im letzten Schritt werde die Bahnen

aufgerollt und zu auslieferungsfähiger Rollen- und Stapelware verarbeitet (RWI 2010a).

Bezüglich der Rohstoffaufbereitung lässt sich die Aufbereitung von Altpapier, Holzstoff

und Zellstoff unterscheiden. Holzstoff wird durch mechanische Aufschlussverfahren aus

Holz gewonnen. In Deutschland kommen das Holzschliff- und das TMP-Verfahren

(Thermo-Mechanical Pulping) zum Einsatz (Hassan et al. 2011). Zellstoff wird hingegen

durch chemische Aufschlussverfahren aus Holz gewonnen. Bei Temperaturen von 130-

150°C findet in einem Kochprozess die Trennung der Fasern statt. Unterschieden wird bei

der Zellstoffherstellung zwischen dem Sulfat- und Sulfitverfahren. Beim Sulfatverfahren

(Kraftverfahren) sind die Hauptkochchemikalien Natriumhydroxid (NaOH) und

Natriumsulfid (Na2S). Dahingegen sind die Hauptkochchemikalien beim Sulfitverfahren

Calziumbisulfit und Magnesiumbisulfit (Hassan et al. 2011).


83

Abbildung 3-26: Produktionsmengen von Papier sowie Zell-/Holzstoff in 2008 im

Ländervergleich

Quelle: Eigene Darstellung basierend auf CEPI (2009)

Neben dem Verhältnis der Zell-/Holzstoff-Produktion zur Papierproduktion (siehe erneut

Abbildung 3-26) beeinflusst auch die Papiersorte den spezifischen Energieverbrauch. In

Deutschland und Europa ist die Verteilung zwischen den unterschiedlichen Sorten im Jahr

2010 etwa identisch (siehe Abbildung 3-27). Dominiert wird die Papierindustrie von der

Herstellung von grafischen Papieren (u. a. Zeitungsdruck- und Pressepapiere) und

Verpackungspapieren (Papier, Karton und Pappe für Verpackungszwecke).

Aufgrund der genannten länderspezifischen Unterschiede (Verhältnis von Papier- zu Holz-

/Zellstoffproduktion und Anteil der jeweiligen Papiersorten) sind die spezifischen

Verbräuche pro Tonne Papier nur bedingt aussagekräftig und vergleichbar (siehe

Abbildung 3-28).

Rechnerisch ergeben sich die höchsten spezifischen Energieverbrauchskennwerte pro

produzierte Tonne Papier in Portugal und Tschechien, aber auch Finnland und Schweden

weisen insbesondere wegen der hohen Produktionsmengen der Vorprodukte hohe

spezifische Verbräuche bezogen auf die produzierte Menge Papier auf (siehe Abbildung

3-28).

Zur Berechnung der Energieeinsparpotenziale werden daher als Annahme sowohl die

Produktionsmengen, als auch die Anteile der Papiersorten an der Gesamtproduktion sowie

die Zell-/Holzstoffproduktionsmengen als fix angenommen.

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Pro

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Papierproduktion

Zell-/Holzstoffproduktion


84

Abbildung 3-27: Aufteilung der Papierproduktion in Deutschland und Europa in 2010 nach

Papiersorten

Quelle: Eigene Berechnung und Darstellung basierend auf Daten aus VDP (2012) und CEPI (2011)

In der Papierindustrie gehören allgemein die integrierte Rohstoffaufbereitung und

Papierherstellung zu den BAT-Verfahren. Dadurch wird sowohl der Trocknungsbedarf der

Vorprodukte reduziert als auch eine bessere Integration der anfallenden Abwärmeströme

in den Produktionsprozess ermöglicht. Zudem wird allgemein der Einsatz von KWK-

Anlagen zur Bereitstellung von Dampf und Strom in der Papierindustrie aufgrund der

Gleichzeitigkeit des Bedarfs als BAT-Verfahren angesehen (Worrell et al. 2008). Die

Best-Practice-Technologie in der Rohstoffaufbereitung ist das TMP-Verfahren. Da nur ein

Bruchteil der Energie für die eigentliche Aufspaltung in diesem Prozess benötigt wird,

ermöglicht die Anwendung dieses Verfahrens die Wärmerückgewinnung aus dem heißen

Wasser und Dampf. Bis zu 70 % der in dem Prozess eingesetzten Energie kann

wiedergewonnen werden, davon 20 – 40 % der Energie als Dampf und weitere 20 – 30 %

als Warmwasser (JRC 2010b).

Die BAT-Verfahren zur Papierherstellung selbst zeichnen sich durch den Einsatz von

modernen Kontrollsystemen, Schuhpressen, Motoren bzw. Pumpen mit hohen

Wirkungsgraden, Kondensatrückgewinnung und Abwärmenutzung aus (Worrell et al.

2008). Weitere Einsparpotenziale im Bereich der Papiermaschine ergeben sich durch eine

optimierte Trocknung und Mahlung (Refiner). Die Mahlung im Refiner weist einen hohen

elektrischen Energiebedarf auf. Einsparpotenziale beziehen sich dabei auf die Reduzierung

der Leerlaufverluste, die mit neuen Refinerkonzepten um bis zu 40 % gesenkt werden

können (Blum et al. 2007). Weitere Einsparoptionen im Bereich der Papiermaschine

liegen etwa bei der Trocknung durch die Nutzung von Dampfblaskästen vor. Durch eine

Temperaturerhöhung soll dabei in der Presspartie auf einen höheren Trocknungsgrad

Grafische Papiere; 48%

Verpackung; 41%

Hygiene-Papiere; 7%

Technische und Spezial-Papiere; 4%

Grafische Papiere; 44%

Verpackung; 44%

Hygiene-Papiere; 6%

Technische und Spezial-Papiere; 6%

Deutschland Europa


85

entwässert werden, so dass Wärmeenergie in der Trockenpartie eingespart werden kann

(Hassan et al. 2011).

Abbildung 3-28: Spezifischer Endenergieverbrauch der Papierherstellung in 2008 im

Ländervergleich

Quelle: Eigene Darstellung basierend auf CEPI (2009) und Eurostat (2012a)

Die BAT-Werte belaufen sich in Abhängigkeit von der Papiersorte auf Werte zwischen

7,2 GJ/t für Zeitungsdruckpapier und 10,5 GJ/t für Hygienepapier. Die BAT-Werte für den

Bereich der Rohstoffaufbereitung liegen bei 1,5 GJ/t bei Altpapier, 6,6 GJ/t für das TMP-

Verfahren (Thermo-Mechanical Pulping) und 11,1 GJ/t für den Zellstoffaufschluss im

Sulfatverfahren (Worrell et al. 2008). Basierend auf diesen Werten berechnet sich das

gegenwärtige technische Energieeinsparpotenzial in der EU bezogen auf das Jahr 2010 auf

443,1 PJ und in Deutschland auf 46,2 PJ.

3.3.5 Nicht-energieintensive Branchen

Sektorcharakteristika, Energieverbrauch und Bedeutung der einzelnen

Anwendungsarten

Der Energieverbrauch in nicht-energieintensiven Industrien wird nicht durch einzelne,

dominierende Produktionsverfahren geprägt, sondern durch branchenübergreifende

Querschnittstechnologien. Basierend auf der vorangegangenen Analyse (vergleiche erneut

Abbildung 3-2) zählen zum Bereich der nicht-energieintensiven Branchen die Sektoren

Lebensmittelindustrie, Maschinenbau, Fahrzeugbau sowie sonstige Branchen (Holz,

Baugewerbe, Textil, Erzgewinnung und die übrigen Industrien).

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Abbildung 3-29: Endenergieverbrauch der nicht-energieintensiven Industriebranchen in 2010 im

Ländervergleich


Die eingesetzten Verfahren sowie die vorhandenen technischen Energieeinsparpotenziale

von Querschnittstechnologien wurden in den vorherigen Abschnitten untersucht (siehe

Abschnitt 3.2). Im Rahmen der branchenspezifischen Potenzialanalyse in diesem

Abschnitt werden die Energieeinsparpotenziale der nicht-energieintensiven Branchen

berechnet. Diese Berechnung basiert auf der jeweiligen Bedeutung der einzelnen nicht-

energieintensiven Branchen in den jeweiligen Mitgliedsstaaten, dem jeweiligen Strom-

und Brennstoffverbrauch der Branchen sowie der Aufteilung des Strom- und

Brennstoffverbrauchs auf die unterschiedlichen Anwendungsarten in Verbindung mit den

ermittelten Einsparpotenzialen. Gemessen am Energieverbrauch sind die bedeutendsten

nicht-energieintensiven Branchen in der EU die Lebensmittelindustrie, Maschinenbau und

andere Metallverarbeitung sowie der Fahrzeugbau (siehe Abbildung 3-29).

Da Querschnittsverfahren hohe Einsparpotenziale aufweisen und innerhalb der nicht-

energieintensiven Branchen von entscheidender Bedeutung sind, gilt es zunächst, die

Anteile der einzelnen Anwendungsarten an den jeweiligen Branchen zu bestimmen. Dazu

wird zwischen dem Einsatz von Strom sowie der Nutzung von Brennstoffen und

Fernwärme unterschieden. Entsprechend der Analyse des Industriesektors werden

Brennstoffe überwiegend für thermische Anwendungen und Strom überwiegend für

mechanische Anwendungen eingesetzt (vergleiche Abschnitt 3.1.2). Da sowohl die

Einsatzbereiche von Brennstoffen und Strom, als auch die damit verbundenen

Einsparoptionen und -potenziale voneinander abweichen, ist zunächst eine Betrachtung

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Mt]

anderer Industriezweige BaugewerbeHolz sowie Holz-, Kork- und Flechtwaren Textil, Lederwaren u BekleidungErzgewinnung FahrzeugbauMaschinenbau und anderen Metallverarbeitung Lebensmittel


87

des jeweiligen Brennstoff- und Stromverbrauchs der einzelnen nicht-energieintensiven

Branchen notwendig.

Hohe Stromanteile am gesamten Endenergieverbrauch zeigen sich dabei insbesondere im

Maschinen- und Fahrzeugbau (siehe Abbildung 3-30). In Deutschland liegt der

Stromanteil am gesamten Endenergieverbrauch im Fahrzeugbau bei 52 %, in der EU bei

51 %. Bezogen auf den Maschinenbau liegt der Stromanteil bei 49 % (Deutschland) bzw.

51 % (EU).

Abbildung 3-30: Strom- und Brennstoffeinsatz der nicht-energieintensiven Industriebranchen in

Deutschland (linker Teil) und der EU-27 (rechter Teil) nach Branchen in 2010


Der Stromverbrauch in der Industrie wird von elektromotorischen Anwendungen

dominiert. Querschnitts-Motoranwendungen sind für etwa 64 % des industriellen

Stromverbrauchs verantwortlich. Die Anteile von elektromotorischen Querschnitts-

anwendungen unterscheiden sich allerdings deutlich zwischen den einzelnen Branchen

(siehe Abbildung 3-31 und Tabelle 7-19 im Anhang).

Insgesamt entfielen in der Industrie in Deutschland im Jahr 2010 73 % des

Stromverbrauchs auf den Bereich Motoranwendungen (Querschnitts- und

Prozesstechnologien). Dazu zählen Pumpen, Druckluft und sonstige mechanische

Anwendungen. Besonders hoch ist dieser Anteil, mit Fokus auf die nicht-

energieintensiven Sektoren, beispielsweise im Fahrzeugbau.

Auf thermische Anwendungen entfallen in der gesamten Industrie 17,1 % des

Stromverbrauchs, auf die Bereiche Raumwärme und Warmwasser allerdings nur jeweils

0,4 %. Innerhalb der nicht-energieintensiven Branchen wird in der Lebensmittelindustrie

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[PJ

] Strom

Brennstoffe


88

der höchste Anteil Strom für Prozesswärme eingesetzt. Strom wird dort vor allem in Öfen

in der Backwarenindustrie für die Bereitstellung von Prozesswärme verwendet.

Abbildung 3-31: Anteile der Anwendungen am Stromverbrauch in der Industrie in Deutschland

nach Branchen im Jahr 2010

Quelle: Eigene Darstellung basierend auf ISI (2011)

Der Vergleich der Anteile von branchenspezifischen Prozesstechnologien und

sektorübergreifenden Querschnittsanwendungen am Stromverbrauch verdeutlicht erneut,

dass insbesondere in den nicht-energieintensiven Branchen der Stromverbrauch vor allem

auf Querschnittsanwendungen und weniger auf branchenspezifische Prozesstechnologien

entfällt (siehe daher Tabelle 7-19 im Anhang als Ergänzung zu Abbildung 3-31). In der

Lebensmittelindustrie entfallen nur 6 % des Stromeinsatzes auf Prozesstechnologien, im

Maschinenbau 13 %. Deutlich höher ist dieser Anteil beispielsweise in der

Metallerzeugung oder in der chemischen Industrie.

Brennstoffe und Fernwärme werden fast ausschließlich für thermische Verfahren

eingesetzt, nur ein sehr geringer Teil entfällt auf mechanische Anwendungen (siehe

Abbildung 3-32). Das Temperaturniveau der Wärmenachfrage liegt bei den nicht-

energieintensiven Branchen überwiegend auf einem Temperaturlevel von unter 200°C.

Querschnittsverfahren spielen in nicht-energieintensiven Branchen sowohl bei

mechanischen als auch thermischen Anwendungen die entscheidende Rolle.

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10%

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Warmwasser

Raumwärme

Prozesswärme

Prozesskälte

Klimakälte

IKT

Sonstige MechanischeEnergieElektrische Antriebe(Pumpen)Elektrische Antriebe(Druckluft)Beleuchtung


89

Abbildung 3-32: Einsatz von Brennstoffen und Fernwärme nach Anwendungsarten in nicht-

energieintensiven Branchen in der Industrie in Deutschland im Jahr 2010

Quelle: Eigene Darstellung basierend auf ISI (2011)

Mit Fokus auf die nicht-energieintensiven Branchen Lebensmittelindustrie, Fahrzeugbau,

Maschinenbau, Gewinnung von Steinen und Erden sowie den übrigen Industrien zeigen

sich jedoch deutliche Unterschiede hinsichtlich der Bedeutung der einzelnen thermischen

Anwendungsarten. Im Maschinen- und Fahrzeugbau spielt die Raumwärmebereitstellung

eine sehr wichtige Rolle (siehe Abbildung 3-32). 63 % des Einsatzes von Brennstoffen

und Fernwärme entfallen im Maschinenbau auf die Bereitstellung von Raumwärme, im

Fahrzeugbau sind es 53 %.

Bei der Gewinnung von Steinen und Erden sowie in der Lebensmittelindustrie dominiert

dagegen die Prozesswärmeerzeugung innerhalb der thermischen Anwendungsarten. 91 %

des Einsatzes von Brennstoffen und Fernwärme entfallen in der Branche Gewinnung v.

Steinen und Erden auf die Erzeugung von Prozesswärme, in der Lebensmittelindustrie

83 %. Aufgrund der unterschiedlichen Einsparpotenziale je Anwendungsart haben diese

Anteile eine entscheidende Bedeutung für die gesamten Energieeinsparpotenziale einer

Branche.

Technische Energieeinsparpotenziale nach Branchen in der nicht-energieintensiven

Industrie

Im Folgenden werden die Ergebnisse der einzelnen Schritte zusammengefügt, um die

technischen Energieeinsparpotenziale der nicht-energieintensiven Industrie zu bestimmen

(siehe Abbildung 3-33). Diese einzelnen Schritte sind vergleichbar mit der gewählten

0%

20%

40%

60%

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MechanischeEnergie

Warmwasser

Raumwärme

Prozesswärme


90

Methode in anderen Studien zu Energieeinsparungen in der Industrie (vergleiche u. a. ISI

et al. 2009).

Abbildung 3-33: Vorgehen zur Bestimmung der technischen Energieeinsparpotenziale in der

nicht-energieintensiven Industrie


Durch die Kombination der Einsparpotenziale nach Anwendungsart (vergleiche Abschnitt

3.2 und Abbildung 3-15), der Bedeutung der einzelnen Anwendungsarten nach Branchen

(siehe Abbildung 3-31 und Abbildung 3-32) sowie der Bedeutung der jeweiligen Branchen

in den einzelnen Mitgliedsstaaten der EU (siehe Abbildung 3-29) und dem jeweiligen

Strom- und Brennstoffverbrauch (siehe Abbildung 3-30), lassen sich die Einsparpotenziale

berechnen. Diese werden einzeln für die wichtigsten nicht-energieintensiven Branchen

Lebensmittel, Fahrzeugbau und Maschinenbau, sowie in Summe für die übrigen Branchen

dargestellt.

Für die Lebensmittelindustrie ergeben sich Energieeinsparpotenziale von 293 PJ in der EU

und 50 PJ in Deutschland (siehe zusammenfassende Darstellung für alle nicht-

energieintensiven Branchen in Tabelle 3-6) bezogen auf das Jahr 2010.9 Für den

Fahrzeugbau belaufen sich diese Werte auf 91 PJ (EU) bzw. 31 PJ (DE). Die Potenziale

im Maschinenbau liegen bei 254 PJ (EU) und 69 PJ (DE) sowie in den übrigen, nicht-

energieintensiven Industrien bei 443 PJ (EU) bzw. 58 PJ (DE). Diese Potenziale stellen

jeweils die heute realisierbaren, technischen Energieeinsparpotenziale gegenüber dem

Bezugsjahr 2010 bei konstanter wirtschaftlicher Aktivität dar.

9 Die Annahmen zur Berechnung der Ergebnisse bezüglich der Lebensmittelindustrie basieren zum großen

Teil auf Kuder (2010). Dort werden die Lebensmittelindustrie und die jeweiligen Einsparoptionen

intensiv diskutiert.


91

Tabelle 3-6: Zusammenfassung der gegenwärtigen Energieeinsparpotenziale in der nicht-

energieintensiven Industrie in der EU-27 und in Deutschland ggü. 2010


3.4 Zusammenfassender Überblick über den Industriesektor und die

Einsparpotenziale

3.4.1 Temperaturniveaus der Wärmenachfrage

Aufgrund der unterschiedlichen Produktions- und Umwandlungsverfahren in den

jeweiligen Branchen gibt es deutliche Abweichungen bei dem benötigten

Temperaturniveau der Wärmeanwendungen. Das benötigte Niveau der Wärme hat

wiederum entscheidenden Einfluss auf die einsetzbaren Technologien und Brennstoffe.

Wie in den vorangegangen Abschnitten erläutert, zählt der Bereich der Raumwärme sowie

die Prozesswärme- und Dampfbereitstellung in Dampf- und Heißwassererzeugern zu den

thermischen, industriellen Querschnittstechnologien. Wärme auf höherem Niveau,

insbesondere ab 500°C, wird meist in branchenspezifischen Öfen erzeugt.

Basierend auf den vorangegangenen Branchenanalysen werden die wichtigsten

Produktionsprozesse und die zugehörigen Temperaturniveaus zusammengefasst (Tabelle

3-7). Anschließend sollen basierend auf dieser Prozessanalyse die Anteile der einzelnen

Branchen an den jeweiligen Temperaturstufen zusammengefügt werden, um die

industrieweite Aufteilung der Wärmenachfrage nach Temperaturniveaus zu ermitteln.

Die höchsten Temperaturen treten in der Stahlindustrie und in der NM-Mineralien-

Industrie auf. In der Stahlerzeugung werden bei der Sinterherstellung in der Brennzone des

Zündofens Temperaturen von 1.200-1.400°C erreicht (Jochem et al. 2004). In den

weiteren Produktionsschritten werden noch höhere Temperaturen erreicht, so entstehen im

Reaktionszentrum des Sauerstoffblas-Konverters Temperaturen bis zu 3.000°C. Auch auf

Branche Region

Absolutes

Energieeinspar-

potenzial

Endenergieverbrauch

in 2010

Optimierter

Endenergieverbrauch

ggü. 2010

[PJ] [PJ] [PJ]

Lebensmittel EU-27 292,8 1231,2 938,5

DE 50,2 209,3 159,1

Fahrzeugbau EU-27 90,9 357,6 266,7

DE 31,4 123,5 92,1

Maschinenbau EU-27 254,4 882,7 628,3

DE 69,3 240,5 171,2

Übrige Industrie EU-27 443,1 1864,1 1421,0

DE 57,6 240,8 183,1

Summe nicht-

energieintensive

Industrie EU-27 1081,1 4335,6 3254,5

DE 208,5 814,1 605,5


92

der Elektrostahlroute sind die Prozesstemperaturen auf einem sehr hohen Niveau. Im

Lichtbogen des Elektrolichtbogenofens entstehen Temperaturen von bis zu 3.500°C.

Tabelle 3-7: Wichtige Prozesse nach Branchen und Temperaturniveau

Quelle: Eigene Zusammenstellung und Darstellung basierend auf RWI (2010a), Hassan et al. (2011), FFE

(2009b), Jochem et al. 2004, EWI, EEFA (2008) sowie Blesl et al. (2008)

Die hohen Temperaturen resultieren meist aus der Schmelztemperatur der jeweiligen

Materialien. Oftmals wird jedoch versucht, durch Eingriffe in den Produktionsprozess,

etwa in Form von Beigaben, das notwendige Temperaturniveau zu verringern.

Aluminiumoxid hat beispielsweise eine Schmelztemperatur von 2.045°C, durch das Lösen

Sektor

Raumwärmeanteil

an der Wärme Produktionsschritt Temperatur (°C) Verfahren

Eisen/Stahl 8% Sinter 1200-1400 Zündofen

Roheisen 1200-1500 Hochofen

Oxygenstahl 3000 Sauerstoffblas-Konverter

Elektrostahl 3500 Lichtbogenofen

NE-Metalle 8% Aluminium 950 Schmelzflusselektrolyse

Kupfer 1200 Kupfersteinherstellung

Chemie 13%

Ammoniak:

Synthesegas 800-1200

Primär- und

Sekundärreformer

Ammoniak-

Synthese 380-520 Druckreaktor

Chlor 70-75 Elektrolyse

Ethylen: Cracken 800-1500 Pyrolyseofen

NM-Mineralien 8% Glas 1600-1700 Glasschmelzwanne

Zement 1400-1700 Klinkerbrennofen

Kalk 900-1500 Kalkbrennofen

Papier 8% Zellstoff 125-150 Kochen

130 Eindampfen

Holzstoff 100 Chemo-Thermo Pulping

100 Thermo Groundwood

125 Pressure Groundwood

40-70 Bleichen

Papier 100 Papiermaschine Trocknung

Lebensmittel 16% Rübenzucker 70 Heißwasser

Milch 72-75 Pasteurisierung

135-150 Ultrahocherhitzung

Backwaren 200-300 Öfen

Bier 110 Würzekochung

Sonstige (u.a. Textil

Fahrzeugbau,

Maschinenbau) 60% Textil 95 Prozesswasser

Maschinenbau 120 Lacktrocknung

Maschinenbau 90 Tauchbad

Maschinenbau 105 Metalltrocknung

Fahrzeugbau 40 Lackieren

Fahrzeugbau 200 Lacktrocknen

Investitionsgüter 40-90

Wasch- und

Trocknungsprozesse


93

in einem Überschuss von geschmolzenem Kryolith kann die Schmelztemperatur jedoch

auf 950°C gesenkt werden (siehe Temperatur der Schmelzflusselektrolyse in Tabelle 3-7).

In der Zementherstellung sind die hohen Temperaturen zum Brennen des Klinkers

notwendig. Im Drehrohrofen werden die vorgewärmten Rohstoffe auf etwa 1.400-1.450°C

erhitzt und dabei restentsäuert (FFE 2009b). Im letzten Ofenabschnitt bei etwa 1.700°C

erfolgt die Sinterung. Ähnlich hohe Temperaturen fallen bei der Herstellung von Kalk

oder Glas an.

Auf deutlich geringerem Temperaturniveau fällt die Wärmenachfrage in der Papier-,

Lebensmittel- und den sonstigen Industrien an. In diesen Sektoren laufen die thermischen

Prozesse überwiegend auf einem Level von bis zu 200°C ab. In der Konsumgüter- (z. B.

Textil, Lebensmittel) und Investitionsgüterindustrie (z. B. Fahrzeug- oder Maschinenbau)

dominiert vor allem Raumwärme bzw. Niedertemperaturwärme beispielsweise für Wasch-

oder Trocknungsprozesse. Einige Prozesse laufen jedoch auch in diesen Branchen bei

höheren Temperaturen ab (Pehnt et al. 2010).

Als Ergebnis der Branchen- und Prozessanalyse ergibt sich die Aufteilung des

Endenergieverbrauchs zur Wärmebereitstellung in der Industrie nach unterschiedlichen

Temperaturniveaus (siehe Abbildung 3-34). Aufgrund der hohen Energieintensität der

Prozesse auf hohem Temperaturniveau dominiert insgesamt die Wärmenachfrage auf

einem Niveau über 1.400°C. Ein erheblicher Teil des Wärmebedarfs fällt jedoch auch auf

einem geringen Temperaturniveau bei unter 200°C an.

Abbildung 3-34: Endenergieverbrauch zur Wärmebereitstellung nach Temperaturniveaus in

2010 in der EU-27


0

500

1000

1500

2000

2500

End

en

erg

ieve

rbra

uch

zu

r W

ärm

eb

ere

itst

ellu

ng

[PJ]

Sonstige

Lebensmittel

Papier

NM-Mineralien

Chemie

Metallerzeugung


94

3.4.2 Zusammenfassung der Besonderheiten und des gesamten Energieeinspar-

potenzials des Industriesektors

Im Rahmen der in diesem Kapitel durchgeführten, technologieorientierten IST- und

Potenzialanalyse wurden die Besonderheiten des Industriesektors und die technischen

Energieeinsparpotenziale herausgearbeitet. Der Industriesektor zeichnet sich dadurch aus,

dass sowohl Energiebereitstellungsprozesse als auch chemisch-physikalische

Umwandlungsverfahren den Energieverbrauch des Sektors bestimmen. Weiterhin ist

zwischen branchenübergreifenden Querschnittstechnologien und branchenspezifischen

Verfahren zu unterscheiden. Insbesondere der industrielle Stromverbrauch wird durch

Querschnittstechnologien dominiert. Besonders innerhalb der Gruppe der

branchenspezifischen Verfahren wiederum zeichnen sich einzelne Prozesse (beispiels-

weise die Herstellung von Aluminium oder Ammoniak) durch einen sehr hohen

spezifischen Energieverbrauch aus.

Eine weitere Besonderheit ist die Bedeutung der im Produktionsprozess entstehenden

prozessbedingten Emissionen. Diese entstehen durch Umwandlungsverfahren und nicht

durch die energetische Nutzung von fossilen Energieträgern. Daher sind diese Emissionen

fast ausschließlich durch die Reduktion der Produktionsmengen des entsprechenden Gutes

oder beispielsweise durch den Einsatz von CCS-Verfahren zu reduzieren. Weiterhin

zeichnet sich der Industriesektor im Vergleich zu den anderen Nachfragesektoren durch

eine Wärmenachfrage auf teilweise sehr hohem und insgesamt zwischen den einzelnen

Branchen sehr heterogenem Temperaturniveau aus. Während die Wärmenachfrage in den

nicht-energieintensiven Sektoren und auch in der Papierindustrie überwiegend auf einem

Niveau unterhalb von 200°C anfällt, liegt das Temperaturniveau der Produktionsprozesse

etwa in der Stahl- oder Zementherstellung bei oberhalb von 1.400°C.

Eine weitere charakteristische Eigenschaft des Industriesektors sind die deutlichen

Unterschiede zwischen den einzelnen Branchen hinsichtlich Energieintensität,

Temperaturniveau oder auch eingesetzten Verfahren. Im Vergleich der europäischen

Mitgliedsstaaten unterscheidet sich wiederum die Struktur des Industriesektors und damit

auch die Bedeutung der einzelnen Branchen teilweise deutlich. Somit weisen auch

insgesamt die Industriesektoren der einzelnen Mitgliedsstaaten aufgrund der

abweichenden Zusammensetzung und der Unterschiede der eingesetzten Verfahren

teilweise erhebliche Abweichungen hinsichtlich Energieverbrauch, Bedeutung der

einzelnen Energieträger oder Temperaturniveaus auf.

Die technischen Potenziale zur Energieeinsparung verteilen sich unterschiedlich auf die

einzelnen Branchen des Industriesektors (Tabelle 3-8). Aufgezeigt wurden die

gegenwärtigen Einsparmöglichkeiten, die sich durch den Einsatz von vorhandenen

Technologien gegenüber 2010 erschließen lassen. Obwohl in allen Branchen

nennenswerte Einsparoptionen vorhanden sind, zeigen sich insbesondere in den nicht-


95

energieintensiven Branchen höhere Potenziale. Zu diesen Bereichen zählen die

Lebensmittelindustrie oder der Fahrzeug- und Maschinenbau.

In den nicht-energieintensiven Branchen haben die Energiekosten einen geringeren Anteil

an den Gesamtkosten, demzufolge war der Kostendruck bislang nicht so hoch wie in den

energieintensiven Branchen. Diese Ergebnisse decken sich auch mit einer

Selbsteinschätzung von Unternehmen unterschiedlicher Wirtschaftszweige, der zufolge

20 % der Unternehmen aus den Bereichen Fahrzeug- und Maschinenbau ihr

Einsparpotenzial auf über 20 % einschätzen (Schröter 2011). Im Mittel schätzen die

Betriebe ihr Energieeinsparpotenzial auf 15 % ein (Schröter et al. 2009).

Insgesamt belaufen sich die aktuellen technischen Einsparpotenziale in der Industrie auf

2.696 PJ in der EU bzw. 443 PJ in Deutschland. Dies entspricht einem Einsparpotenzial

von 21 % (EU) bzw. 17 % (Deutschland) gegenüber dem Basisjahr 2010. Die höchsten

Einsparpotenziale ergeben sich im Bereich der nicht-energieintensiven Branchen im

Maschinen- und Fahrzeugbau. Zudem bestehen innerhalb der energieintensiven Branchen

die größten Potenziale in der Papierindustrie. Gemeinsam mit den nicht-energieintensiven

Branchen hat die Papierindustrie ein relativ geringes Temperaturniveau der

Wärmenachfrage.

Die Berechnungen beziehen sich nur auf aktuell verfügbare Verfahren sowie auf die

Annahme konstanter Produktionsmengen sowie konstanter Aufteilungen auf einzelne

Produktgruppen wie ein fixer Anteil an Elektrostahl oder Sekundäraluminium. Durch die

Marktreife neuer Technologien, eine Erhöhung der Recyclingraten sowie weiterer, auch

struktureller Änderungen im Industriesektor und in den einzelnen Branchen kann

langfristig das Energieeinsparpotenzial deutlich über dem hier angegeben Wert von 21 %

liegen (siehe dazu die Analysen in Kapitel 4, unter anderem Abbildung 4-18).


96

Tabelle 3-8: Zusammenfassung der gegenwärtigen Energieeinsparpotenziale in der Industrie

in der EU-27 und in Deutschland ggü. 2010


Branche Region Menge

Spezifisches

Energie-

einspar-

potenzial

Absolutes

Energie-

einspar-

potenzial

Energie-

verbrauch in

2010

Optimierter

Energie-

verbrauch

ggü. 2010

Anteil

Einsparung

am EEV

[Mt] [GJ/t] [PJ] [PJ] [PJ] [%]

Eisen/Stahl EU-27 172,6 2,9 499,7 2154 1655 23,2%

DE 43,8 1,5 65,8 553 487 11,9%

Aluminium EU-27 6,6 3,5 23,0

DE 1,0 3,5 3,5

Kupfer EU-27 2,8 6,4 17,8

DE 0,7 5,1 3,6

Sonst. NE-Metalle EU-27 25,1

DE 3,4

Summe NE-Metalle EU-27 65,9 429 363 15,4%

DE 10,5 92 82 11,4%

Ammoniak EU-27 14,0 11,8 164,8

DE 2,7 8,8 23,5

Chlor EU-27 10,0 2,9 28,9

DE 4,5 1,3 5,7

Ethylen EU-27 18,5 4,3 79,2

DE 4,9 4,6 22,6

Sonst. Chemie EU-27 73,3

DE 20,6

Summe Chemie EU-27 346,2 2574 2228 13,4%

DE 72,4 616 544 11,7%

Zement EU-27 184,0 0,6 111,4

DE 30,3 0,4 11,8

Glas EU-27 31,1 1,9 57,5

DE 5,9 1,4 8,4

Kalk EU-27 32,5 1,5 49,7

DE 6,9 1,3 8,8

Sonst. NM-

Mineralien EU-27 41,2

DE 11,1

Summe NM-

Mineralien EU-27 259,9 1561 1301 16,6%

DE 40,1 308 268 13,0%

Papier EU-27 95,5 4,6 443,1 1537 1094 28,8%

DE 22,8 2,0 46,2 266 219 17,4%

Lebensmittel EU-27 292,8 1231 938 23,8%

DE 50,2 209 159 24,0%

Fahrzeugbau EU-27 90,9 358 267 25,4%

DE 31,4 124 92 25,4%

Maschinenbau EU-27 254,4 883 628 28,8%

DE 69,3 240 171 28,8%

Sonst. Industrie EU-27 443,1 1864 1421 23,8%

DE 57,6 241 183 23,9%

Summe EU-27 2696 12591 9895 21,4%

DE 443 2649 2206 16,7%

4 Modellgestützte Analyse von Energieeffizienz im Industriesektor

97


Ziel dieses Kapitels ist es, die bisherigen Ergebnisse zusammenzufügen und zu nutzen, um

eine energieeffiziente Struktur für das europäische Energiesystem mit Fokus auf den

Industriesektor zu ermitteln. Dazu soll die weiterentwickelte Begriffsdefinition (Kapitel 2)

sowie das auf Basis der Erkenntnisse aus Kapitel 3 weiterentwickelte Energiesystem-

modell TIMES PanEU (siehe Modellbeschreibung in Abschnitt 4.1) verwendet werden.

Der gesamte Aufbau der modellgestützten Szenarioanalyse zur Ermittlung einer

energieeffizienten Versorgungsstruktur für den Industriesektor ist in Abbildung 4-1

dargestellt.

Abbildung 4-1: Aufbau der Szenarioanalyse


Zu Beginn des Kapitels wird das zur Anwendung kommende Modellinstrumentarium und

der Aufbau der Szenarioanalyse beschrieben (Abschnitt 4.1). Im zweiten Abschnitt dieses

Kapitels (Abschnitt 4.2) soll für einen Referenzfall ein Energieverbrauch ermittelt werden,

der entsprechend der erweiterten Definition als effizient bezeichnet werden kann. Dieses

effiziente Energiesystem soll detailliert, insbesondere mit Fokus auf den Industriesektor

(Abschnitt 4.2.3), analysiert werden. Im Folgenden sollen weitere Bedingungen in Form

von politischen Eingriffen mit Fokus auf Stromerzeugungstechnologien (Regulierung statt

Wettbewerb) sowie Reduktionsvorgaben für den Primärenergieverbrauch zur Analyse

hinzugefügt werden (Abschnitt 4.3). In diesen Abschnitten soll vor allem betrachtet

werden, inwieweit diese zusätzlichen Einflüsse den Indikator zur Messung von

Energieeffizienz entsprechend des spezifischen Anwendungsfalls des erweiterten

Zusätzliche

Reduktion des

Energieverbrauchs

Politische

Vorgaben: Regulierung

statt Wettbewerb

Variationen und

Kombinationen von

Zielvorgaben

PEV-Ziel: Reduktion

über das energie-

effiziente Maß hinaus

Anpassung Kernenergie

und Erneuerbare Energien

Wechselwirkungen

der Zielvorgaben

Unterschiedliche GHG-

und PEV-Ziele

Auswirkungen der

Bilanzierungsmethode

Energieeffizienter

Referenzfall


98

Verständnisses in Form der gesamten Energiesystemkosten bezogen auf die effiziente

Struktur (aus Abschnitt 4.2) verschieben und welcher Energieverbrauch sich ergibt.

Zudem soll in einer eigenen Variante der Einfluss der primärenergetischen

Bilanzierungsmethode auf die Ergebnisse untersucht werden (Abschnitt 4.4).

Im fünften Teil dieses Kapitels sollen die Klimaschutzziele variiert werden. Zunächst soll

der jeweils effiziente Energieeinsatz bei unterschiedlichen Klimaschutzzielen bestimmt

werden (Abschnitt 4.5.2). Anschließend wird der Einfluss von unterschiedlichen

Klimaschutzzielen auf die Erreichung von Energiesparvorgaben betrachtet (Abschnitt

4.5.3). Der Analysefokus liegt in diesem Teil auf den Auswirkungen der

Zielkombinationen (Energieeinsparung und Emissionsminderung) auf die Reduktions-

pfade für Energieverbrauch und Emissionen sowie den dabei entstehenden Kosten.

Insbesondere sollen die Wechselwirkungen der unterschiedlichen Zielvorgaben mit Hilfe

der Systemanalyse betrachtet werden. Zudem soll untersucht werden, ob die Aussagen zur

effizienten Nutzung von Energie von der Höhe des Klimaschutzziels abhängen.

4.1 Modellinstrumentarium und Szenarioanalysen

4.1.1 Beschreibung des Energiesystemmodells TIMES PanEU mit Fokus auf den

Industriesektor

Zur Analyse einer energieeffizienten Struktur des Industriesektors wird in dieser Arbeit

das europäische Energiesystemmodell TIMES PanEU eingesetzt. Der Modellgenerator

TIMES (The Integrated MARKAL-EFOM System) ist ein vom Energy Technology

Systems Analysis Programm (ETSAP) der Internationalen Energieagentur (IEA)

entwickeltes prozessanalytisches, dynamisches Optimierungsmodell (Remme 2006).

Eingesetzt wird TIMES für regionale, nationale oder multi-regionale Energiesysteme und

stellt eine technologieorientierte Basis bereit, um langfristige Entwicklungen abschätzen

und bewerten zu können (ETSAP 2005).

Das hier angewendete Modell TIMES PanEU umfasst die 27 Mitgliedsstaaten der EU plus

die Schweiz, Norwegen und Island. Das TIMES PanEU Modell ist ein Bottom-Up-Modell

und verfügt somit über eine detaillierte Abbildung einzelner Technologien10

. Als

Energiesystemmodell sind alle Sektoren der Energiewirtschaft erfasst, dazu zählen sowohl

die Angebotsseite (Bereitstellung von Energieträgern, öffentliche Strom- und

Wärmeerzeugung), als auch die Nachfragesektoren Industrie, Haushalte, GHD, Transport

und Landwirtschaft (Abbildung 4-2)11

. Zwischen den einzelnen Sektoren bzw. den

verschiedenen Technologien und Energieumwandlungspfaden ist ein vollständiger

10

Zur Diskussion unterschiedlicher Modellklassen und der Einordnung von Energiesystemmodellen siehe

Anhang B: Modellklassen und Modellierung in TIMES PanEU. 11

Für eine detaillierte Beschreibung aller Sektoren und Anwendungsbeispiele des TIMES PanEU Modells

siehe u. a. Blesl et al. (2011), Kuder, Blesl (2010a), Kuder, Blesl (2009), Kober, Blesl (2010a), Kober,

Blesl (2010b) und PLANETS (2009).


99

Wettbewerb unterstellt. Jedes Land ist als einzelne Region mit länderspezifischen Daten

auf Angebots- und Nachfrageseite abgebildet. Sowohl die Treibhausgasemissionen (CO2,

CH4, N2O) als auch Schadstoffemissionen (CO, NOx, SO2, NMVOC, PM10, PM2.5) sind im

Modell erfasst.

Modellinput sind auf der einen Seite Annahmen bezüglich der Nachfrageentwicklung in

den Endenergie einsetzenden Sektoren. In Abhängigkeit vom Sektor werden

unterschiedliche Güter nachgefragt. Für den Transportsektor beispielsweise werden

Personen- bzw. Transportkilometer für unterschiedliche Transportmodi nachgefragt und

als exogene Annahmen dem Modell vorgegeben. Für den Industriesektor werden als

exogene Nachfragegröße Produktionsmengen (beispielsweise Millionen Tonnen Stahl)

vorgegeben (auf die Nachfrage des Industriesektors wird im weiteren Verlauf dieses

Abschnitts eingegangen; siehe zudem Tabelle 7-24 im Anhang).

Abbildung 4-2: Schematische Darstellung des Referenzenergiesystems von TIMES PanEU

Quelle: Blesl et al. (2011)

Die dem Modell vorgegebenen Nachfragegrößen basieren wiederum auf Annahmen

bezüglich der nachfragebestimmenden Größen, etwa der Entwicklung des BIP oder

hinsichtlich des Bevölkerungswachstums (vergleiche dazu die sozioökonomischen

Rahmenannahmen im Anhang C). Der Endenergieverbrauch der einzelnen Sektoren ist

anschließend ein Modellergebnis, das sich aus der Optimierungsrechnung ergibt. Eine

Nachfrage nach Endenergieträgern wird nicht exogen vorgegeben. Ebenso stellt die

Nachfrage nach Strom oder Fernwärme ein Modellergebnis dar.


100

Auf der anderen Seite werden dem Modell die Energieträgerpreise und

Ressourcenverfügbarkeiten, aber auch technologische und ökonomische Parameter wie

Kosten oder Wirkungsgrade der einzelnen Prozesse in den jeweiligen Bereichen des

Energiesystems exogen vorgegeben. Die vorgegebenen Energieträgerpreise beziehen sich

auf den Import von Energieträgern aus Regionen, die nicht im Modell erfasst sind. Zu

diesen Energieträgern zählen sowohl Primärenergieträger als auch Strom. Neben den

Preisen für Importe werden ebenfalls Kosten für die inländische Förderung von

Energieträgern dem Modell exogen vorgegeben.

Modelloutput sind die Kapazitäten und Aktivitäten der einzelnen Umwandlungs-,

Verteilungs- und Anwendungsverfahren in den jeweiligen Bereichen der Energie-

wirtschaft sowie die damit im Zusammenhang stehenden Werte. Zu diesen zählen

Energieflüsse und Emissionen. Zudem ergeben sich aus den eingesetzten Technologien

und Energieträgern die Systemkosten. Der Modellhorizont umspannt den Zeitraum von

2000 bis 2050, jeweils unterteilt in 5-Jahresperioden. Diese Stützjahre wiederum sind in

12 Zeitsegmente unterteilt, 3 Tageszeit- (Tag, Nacht, Peak) und 4 Jahreszeitsegmente

(Frühling, Sommer, Herbst, Winter).

TIMES ist ein lineares Optimierungsmodell und wird standardmäßig mit perfect foresight

betrieben. Die Entscheidungsvariablen von TIMES sind kontinuierliche, nichtnegative

Größen. Darauf aufbauend lässt sich allgemein das Optimierungskalkül von TIMES-

Modellen durch folgendes mathematisches Gleichungssystem beschreiben:

∑ (4-1)

∑ (4-2)

(4-3)

Gleichung 4-1 stellt die zu optimierende Zielfunktion mit den Entscheidungsvariablen xj

sowie den zugehörigen Koeffizienten der Entscheidungsvariablen in der Zielfunktion cj

dar. Das lineare Optimierungsproblem besteht bei TIMES-Modellen aus einer zu

minimierenden Zielfunktion, die die gesamten Energiesystemkosten beschreibt (Remme

2006). Insofern stellt der Koeffizient cj die Kosten der Entscheidungsvariablen xj dar. Die

beiden Gleichungen 4-2 und 4-3 stellen die allgemein formulierten Neben- und

Nichtnegativitätsbedingungen der Variablen dar. Zu den wichtigsten Entscheidungs-

variablen zählen Fluss-, Aktivitäts- und Kapazitätsvariablen.

Im Fall von TIMES PanEU ist die Zielfunktion die zeitintegrale Minimierung der

gesamten diskontierten Systemkosten des europäischen Energiesystems für den

Zeithorizont von 2000 bis 2050. Diese Zielfunktion setzt sich aus den abdiskontierten,

annuisierten Kosten abzüglich abdiskontierter, annuisierter Erlöse zusammen (siehe

Gleichung 4-4). Zu den Kostenkomponenten zählen variable und fixe Betriebskosten,

Investitionskosten, Kosten für Importe sowie Flusskosten.


101

∑ [Diskontierung] (4-4)

[∑ ∑ [var. Betriebskosten]

∑ [fixe Betriebskosten]

∑ [Investitionskosten]

∑ ∑

[Kosten für Importe]

∑ ∑

[Erlöse aus Exporten]

∑ ∑ ] [Flusskosten]

Neben der Zielfunktion zählen zu den Modellgleichungen beispielsweise die

Energiebilanzgleichungen für die einzelnen Energieträger und entsprechende Gleichungen

für andere Güter sowie die Kapazitätsungleichungen. Diese setzen Aktivität und Kapazität

eines Prozesses in Bezug zueinander und sorgen dafür, dass die Aktivität eines Prozesses

nicht dessen verfügbare Kapazität übersteigt. Beispielhaft für diese Bedingungen ist eine

Energiebilanzgleichung im Folgenden wiedergegeben, die vorgibt, dass die Summe aus

Output, Importen und Speicherentnahmen für ein Gut mindestens so groß sein muss wie

die Summe aus Input, Exporten, Speicherzuführung und Nachfrage (Gleichung 4-5):

∑ ∑ ∑ (4-5)

∑ ∑ ∑

Entsprechend der in Kapitel 3 vorgenommenen Analyse des Industriesektors ist dieser

Sektor im Energiesystemmodell TIMES PanEU abgebildet. Unterteilt ist der Sektor in

energieintensive und nicht-energieintensive Branchen. Zu den energieintensiven Branchen

gehören die Sektoren Eisen/Stahl, Aluminium, Kupfer, sonstige NE-Metalle, Chlor,

Ammoniak, sonstige Chemie, Zement, Kalk, Glas, sonstige NM-Mineralien und Papier

(Abbildung 4-3). Zu den nicht-energieintensiven Branchen im Modell gehören die

Lebensmittelindustrie und die übrigen Branchen.

Zu unterscheiden sind zwei unterschiedliche Modellierungsansätze für die Modellierung

des Energieeinsatzes innerhalb des Industriesektors von TIMES PanEU, die

prozessorientierte (siehe das Beispiel des Referenzenergiesystems für die Branche

Eisen/Stahl in Abbildung 4-4) und die anwendungsorientierte Modellierung (siehe dazu

als Beispiel die Struktur der Lebensmittelindustrie in Abbildung 4-5 sowie das zugehörige

Referenzenergiesystem in Abbildung 4-6 bzw. als Auszug in Abbildung 4-7).


102

Abbildung 4-3: Struktur der Modellierung des Industriesektors in TIMES PanEU


Bei der prozessorientierten Modellierung ist die Nachfrage nach physischen Mengen

bestimmter Produktionsgüter zu erfüllen. Diese Nachfrage wird dem Modell exogen

vorgegeben (für die Nachfrageentwicklung siehe Tabelle 7-24 im Anhang). Zur Erfüllung

der Nachfrage stehen auf unterschiedlichen Produktionsstufen verschiedene Technologien

mit unterschiedlichen technischen und ökonomischen Parametern zur Verfügung. Die

Technologieauswahl ist ein Ergebnis der Optimierung durch das Modell. Mit der Auswahl

der Technologien ergeben sich die Brennstoff- und Stromnachfrage sowie die Emissionen

des jeweiligen Sektors.

Im Beispiel des Stahlsektors (siehe erneut Abbildung 4-4) wird das Endprodukt Stahl

nachgefragt. Zur Befriedigung dieser Nachfrage stehen dem Modell verschiedene

Produktionsrouten mit unterschiedlichen Zwischenprodukten zur Verfügung (basierend

auf der Branchenanalyse in Abschnitt 3.3.1). Auf der Hochofenroute sind dies

beispielsweise auf den einzelnen Produktionsstufen die Zwischenprodukte Sinter, Pellets,

Roheisen, Rohstahl und anschließend das Endprodukt Stahl. Auf den einzelnen Stufen

stehen wiederum unterschiedliche Verfahren mit unterschiedlichen technischen und

ökonomischen Eigenschaften zur Verfügung. Unter Beachtung technischer Restriktionen,

die dem Modell als Nebenbedingungen vorgegeben werden, ist die Auswahl der

Verfahrensroute und die auf dieser Route eingesetzten Verfahren ein Ergebnis der

Optimierungsrechnung. Zu diesen technischen Einschränkungen gehören sowohl

Bedingungen hinsichtlich der Wärmebereitstellung als auch vor allem hinsichtlich der

Substitutionsmöglichkeit zwischen Oxygen- und Elektrostahl.

Industriesektor TIMES PanEU

Energieintensive Branchen

Nicht-Energieintensive

Branchen

Prozessorientierte ModellierungAnwendungsorientierte

Modellierung

Eisen/Stahl

Aluminium

Kupfer

Chlor

Ammoniak

Zement

Kalk

Glas

Papier

Sonstige NE-Metalle

Sonstige Chemie

Sonstige NM-Mineralien

Lebensmittel

Übrige Branchen


103

Abbildung 4-4: Referenzenergiesystem der Branche Eisen/Stahl in TIMES PanEU


Sowohl die Erfüllung der exogen vorgegeben Nachfrage nach Endprodukten, als auch die

Erfüllung der sich als Modellergebnis ergebenden und vom gewählten Produktionsweg

abhängenden Nachfrage nach Zwischenprodukten, stellen zu erfüllende Modell-

gleichungen (Nebenbedingungen) für den Bereich der energieintensiven Industrien dar.

Entsprechend der Unterscheidung in prozess- und anwendungsorientierte Modellierung

unterscheiden sich auch die Modellgleichungen. Die Gleichungen für die energie-

intensiven Industrien sowie die Formel zur Berechnung des Energieverbrauchs in einer

energieintensiven Industrie sind im Folgenden wiedergegeben (Gleichungen 4-6 bis 4-8):

∑ (4-6)

∑ ∑

(4-7)

∑ ∑ (4-8)

Gleichung 4-6 verdeutlicht die exogen vorgegebene Nachfrage (dem) der Branche b (für

die jeweilige Region r, im Modelljahr t und im Zeitsegment s). Diese Nachfrage nach dem

finalen Erzeugnis kann durch unterschiedliche Prozesse (p) auf der Prozessstufe der

finalen Erzeugnisse (Produktionsstufe ps = final) befriedigt werden. In dem Beispiel der

Stahlindustrie (Abbildung 4-4) ist diese Stufe die Erzeugung von Stahl. Die zugehörigen

Prozesse auf dieser Ebene sind die Endbearbeitungstechnologien, die vor allem die

Schritte des Gießens und Walzens abbilden. Auch auf den Stufen der Zwischenprodukte

(ps = inter) sind die Flussgleichungen des Modells zu erfüllen (Gleichung 4-7). Die

Nachfrage nach diesen Zwischenprodukten ergibt sich auf dieser Ebene als

Sta

hl

Endbe-

arbeitung

BY

Endbe-

arbeitung

adv

Elektrostahl

BY/ adv

Oxygenstahl

BY/ adv

Gic

htg

as

Koks

Str

om

LP

G

OX

Y

Kalk

Schro

tt

Gas

Wärm

e

Roheis

en

Gic

htg

as

Schla

cke

DR

I

Rohsta

hl

Öl, G

as,

Str

om

Koks,

Kokere

igas,

Gic

htg

as, LP

G,

Wärm

e, K

ohle

Elektrostahl

DRI adv

Wärm

Gic

htg

as

Koks

Str

om

S-Ö

l

Kohle

OX

Y

PLT

SN

T

Gas

Koks

Kokere

igas

Str

om

Erz

Source:

Sauerstoff

Source:

Branntkalk

Source:

Schrott

Source:

Erz

Hochofen

BY

Hochofen

adv

Hochofen

direkte Kohle-

einblasung

Hochofen

mit CCS

Corex

adv

Oxygenstahl

Schrott

BY/ adv

Pellet

Produktion

BY/ adv

Sinter

Produktion

BY/ adv

Cyclone

Convertor

FurnaceEisen-

schwamm DRI

BY/Adv /mit

CCS


104

Modellergebnis durch diejenigen Prozesse, die das Zwischenprodukt nachfragen (p

inp,inter,b) und wird nicht exogen vorgegeben. Wiederum bezogen auf das Beispiel

Eisen/Stahl ist eine dieser Zwischenstufen die Produktion von Roheisen. Die Roheisen

nachfragenden Prozesse sind die Oxygenstahlwerke. Der Energieverbrauch der gesamten

Branche (EVb,t,r) ist ebenfalls ein Ergebnis der Optimierung und ergibt sich aus dem

Einsatz aller Energieträger e in allen Prozessen der Branche.

Bei der Modellierung der nicht-energieintensiven Branchen basierend auf

Energieanwendungsarten werden im Gegensatz zur prozessorientierten Modellierung

unterschiedliche Nutzenergiearten nachgefragt. Die Nachfrage bezieht sich somit auf eine

Energiemenge (in PJ). Diese Nachfrage wird dem Modell wiederum exogen vorgegeben.

Entsprechend der unterschiedlichen Anwendungsarten des industriellen Energieeinsatzes

gliedert sich die Nutzenergienachfrage in unterschiedliche Gruppen (siehe das Beispiel

Lebensmittelindustrie in Abbildung 4-5). Dazu zählen thermische Anwendungen

(Raumwärme, Warmwasser, Prozesswärme, Dampf), elektromotorische Anwendungen

(Pumpen, Druckluft, Ventilatoren, Kälte, sonstige Motoranwendungen) und weitere

Anwendungen wie Beleuchtung, elektrochemische Umwandlungsprozesse und restliche

Anwendungen. Ausgangspunkt dieser Modellierung sind wiederum die Ergebnisse der

Analyse des Industriesektors (vergleiche Kapitel 3). Entsprechend der dort aufgeführten,

branchenspezifischen Untergliederung des Strom- (Abbildung 3-31) und

Brennstoffeinsatzes (siehe Abbildung 3-32) in verschiedene Energieanwendungsbereiche

ist die Nachfrage auf die unterschiedlichen Nutzenergiearten aufgeteilt.

Abbildung 4-5: Struktur der Modellierung der Lebensmittelindustrie in TIMES PanEU

Quelle: Kuder (2010)

Nachfrage

IFT

Energiean-

wendungen

Kälte

Wärme(Zucker)

Beleuchtung

Pumpen,

Druckluft,

Ventilatoren

Sonst. Kraft-

anwendungen

Brennstoffe

+Strom

+Fernwärme

Wärme(Prozesswärme)

Wärme(Raumwärme)

Wärme(Warmwasser)

Wärme(Öfen)

Energieein-

sparoption …1

Energieein-

sparoption …i

Energieein-

sparoption …n

Technologie …1

Technologie …i

Technologie …n


105

Zur Befriedigung der Nachfrage nach Nutzenergie stehen dem Modell wiederum

unterschiedliche Verfahren mit unterschiedlichen Wirkungsgraden und Kosten zur

Verfügung (in Abbildung 4-5 sind die Technologien 1…n exemplarisch für den Bereich

Kälte dargestellt). Zur Wärmebereitstellung beispielsweise stehen unter anderem

Kesselanlagen oder industrielle KWK, jeweils basierend auf unterschiedlichen

Brennstoffen, zur Verfügung. Diesen Verfahren sind unterschiedliche Kosten zugeordnet,

für die genannten Wärmebereitstellungsverfahren belaufen sich die Investitionskosten auf

930 €/kW für eine Gas-GuD-KWK, 791 €/kW für eine Gasmotor-KWK und 92 €/kW für

einen Gas-Kessel (siehe auch Tabelle 4-1, in der exemplarisch für alle

Anwendungsbereiche der Lebensmittelindustrie die Investitionskosten dargestellt sind

sowie Tabelle 7-21 im Anhang B 2: Technologiedaten).

Die Technologieauswahl als Modellergebnis bestimmt erneut Energieverbrauch,

Emissionen und Systemkosten. Zusätzlich zu den einzelnen Energiebereit-

stellungstechnologien sind Energieeinsparoptionen modelliert (die Einsparoptionen 1…n

sind in Abbildung 4-5 exemplarisch für den Bereich Kälte dargestellt).

Abbildung 4-6: Referenzenergiesystem der Lebensmittelindustrie in TIMES PanEU


Diese Optionen repräsentieren Einsparungen, die nicht auf der Energieangebotsseite

liegen, sondern durch eine reduzierte Nutzenergienachfrage den Energieverbrauch senken

Str

om

Pu

mp

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en

t., D

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mech

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tun

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Gas

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Gas

Bio

masse

Bio

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Rau

mw

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Warm

wasser

Wärm

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IFT

Fernwärme Food&Tabaco

Fernwärme Zubau

Pu,Ve, DL KWK-Zucker SK Komp.-Kälte

sont. mech. KWK-Zucker BK Komp.-Kälte eff I

Beleuchtung KWK-Zucker Gas Komp.-Kälte eff II

KWK-Zucker SK neu Abs.-Kälte neu

Pu,Ve, DL eff I KWK-Zucker BK neu Solare-Kälte neu

sont. mech. eff I KWK-Zucker Gas neu

Beleuchtung eff I KWK-Zucker Bio neu

KWK-Zucker Müll ern. neu

KWK-Zucker Müll neu

Pu,Ve, DL eff II Brennstoffzelle Zucker Gas neu

sont. mech. eff II BHKW Gas Wärmetauscher (Bestand/neu)

Beleuchtung Flu. BHKW Bio Wärmetauscher (Bestand/neu)

Beleuchtung Dio. Solare Prozessw. Zucker neu Wärmetauscher Dual (B/n)

Ofen Gas

Ofen Gas neu KWK-Rest IFT SK

Ofen Strom neu KWK-Rest IFT BK

KWK-Rest IFT Gas

KWK-Rest IFT SK neu

KWK-Rest IFT BK neu

KWK-Rest IFT Gas neu

KWK-Rest IFT Bio neu

KWK-Rest IFT Müll ern. neu

KWK-Rest IFT Müll neu

Brennstoffzelle Rest IFT Gas neu

Boiler Strom (Bestand/neu)

Boiler Strom (Bestand/neu)

Dual Boiler Gas (B/n)

Dual Boiler Bio

Dual Boiler Öl (B/n)

Boiler Gas (B/n/eff II)

Boiler Öl (B/n/eff II)

Boiler Bio (B/n)

WP Kombi (Strom/Umgebung)

WP Kombi (Gas/Umgebung)

WP Kombi (Strom/Geo)

WP Kombi (Gas/Geo)

WP (Strom/Umgebung)

WP (Gas/Umgebung)

WP (Strom/Geo)

WP (Gas/Geo)

WP (Strom/Umgebung)

WP (Gas/Umgebung)

WP (Strom/Geo)

WP (Gas/Geo)

Solare Prozessw. Rest IFT neu

Boiler Gas (Bestand/neu)

Boiler Bio (neu)

Boiler Mineralölprodukte (B/n)

Solarthermie Diesel Backup

Solarthermie Gas Backup

Solarthermie Strom Backup

Solarthermie Diesel Backup

Solarthermie Gas Backup

Solarthermie Strom Backup

Boiler SK Sav. PuVenDL

Boiler Gas Sav. sonst.mech.

Boiler BK Sav. Beleuchtung

Boiler SK neu Sav. Kälte

Boiler Gas neu Sav. Ofen Wärme

Boiler BK neu Sav. Wärme Rest

Boiler Bio neu Sav. RW

Boiler Mineralölprodukte Sav. WW

Boiler Müll ern. neu Sav. Wärme Zuck


106

können. Zu diesen Optionen zählen im Bereich Kälte Maßnahmen zur Verminderung des

Kältebedarfs, etwa Wärmedämmung, Systemoptimierung, Wartungsmaßnahmen oder

Vermeidung unnötig tiefer Temperaturen. Weitere Beispiele bezogen auf andere

Anwendungen sind Dämmmaßnahmen zur Minderung der Nachfrage nach Raumwärme

oder Maßnahmen der Systemoptimierung im Bereich der elektromotorischen

Querschnittstechnologien wie etwa eine Reduktion der Leckageverluste bei der

Druckluftbereitstellung.

Beispielhaft ist die Modellierung einer nicht-energieintensiven Industrie durch das

Referenzenergiesystem (RES) der Lebensmittelindustrie wiedergegeben (siehe das

komplette RES in Abbildung 4-6 und einen Auszug daraus in Abbildung 4-7). Die

Lebensmittelindustrie fragt die Summe aller notwendigen Energieanwendungsarten dieser

Branche nach. Befriedigt wird diese Nachfrage durch eine generische Demandtechnologie,

die die Nutzenergiemenge der einzelnen Anwendungsarten bündelt. Mit Hilfe dieses

Demandprozesses wird die Bedeutung der einzelnen Anwendungsarten innerhalb der

Branche sowie deren Veränderung im Zeitverlauf gesteuert. Zur Bereitstellung dieser

einzelnen Nutzenergiearten stehen dem Modell wiederum verschiedene Verfahren mit

unterschiedlichen Eigenschaften zur Verfügung.

Abbildung 4-7: Auszug aus dem Referenzenergiesystem der Lebensmittelindustrie in

TIMES PanEU


Abbildung 4-7 stellt einen Auszug aus dem RES der Lebensmittelindustrie dar. Näher

abgebildet ist die Nachfrage nach Prozesswärme auf einem für die Lebensmittelindustrie

relativ hohen Temperaturniveau (> 200°C) sowie die Nachfrage nach den mechanischen

Anwendungen Pumpen, Ventilatoren, Druckluft, sonstigen mechanischen Anwendungen

sowie Beleuchtung. Die Prozesswärmenachfrage auf diesem Temperaturniveau fällt

Str

om

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Wärm

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Wärm

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ucker

IFT

Food&Tabaco

Pu,Ve, DL

sont. mech.

Beleuchtung

Pu,Ve, DL eff I Sav. PuVenDL

sont. mech. eff I Sav. sonst.mech.

Beleuchtung eff I Sav. Beleuchtung

Sav. Kälte

Sav. Ofen Wärme

Pu,Ve, DL eff II

sont. mech. eff II

Beleuchtung Flu.

Beleuchtung Dio.

Ofen Strom/Gas

Ofen Strom/Gas neu

Ofen Strom neu


107

überwiegend in der Backwarenindustrie an. Zur Befriedigung der Nachfrage stehen Gas-

und Stromöfen zur Verfügung. Zur Erfüllung der Nachfrage der anderen Anwendungen

stehen ebenfalls verschiedene Technologien mit unterschiedlichen Kosten und Wirkungs-

graden zur Verfügung. Die höheren Wirkungsgrade der Alternativverfahren werden

beispielsweise durch die Nutzung von Elektromotoren mit einem geringeren spezifischen

Verbrauch erreicht. Alternativ zu den genannten Verfahren kann die Nutzenergienachfrage

durch Energiesparprozesse erfüllt werden. Diese Einsparprozesse bilden im konkreten Fall

beispielsweise die Reduktion von Leckageverlusten im Bereich Druckluft oder die

verminderte Nachfrage nach Beleuchtung durch tageslichtabhängiges Dimmen ab.

Die Modellgleichungen für die nicht-energieintensive Industrie unterscheiden sich

entsprechend der abweichenden Modellierung von der prozessorientierten Modellierung in

den energieintensiven Branchen (vergleiche die Gleichungen 4-6 und 4-7).

∑ ∑ (4-9)

∑ ∑ (4-10)

∑ ∑ (4-11)

Die Nachfrage (dem) ist wiederum exogen vorgegeben (siehe Gleichung 4-9). Zur

Deckung dieser Nachfrage steht in den nicht-energieintensiven Branchen ein Demand-

Prozess (p=demand) zur Verfügung, der die Summe aller Energieanwendungsarten (a)

bündelt (siehe Gleichung 4-10). Alternativ kann die Nachfrage durch den Einsatz von

Energiesparprozessen (SAVPRO) bereitgestellt werden. Der Energieverbrauch ergibt sich

vergleichbar mit den energieintensiven Sektoren aus der Summe der Energieinputs in alle

Prozesse der Branche b (siehe Gleichung 4-11).

4.1.2 Modellierung von Energieeffizienz und Energieeinsparungen

Die Modellierung von Energieeffizienz in TIMES PanEU im Rahmen dieser

Untersuchung basiert auf dem erweiterten Verständnis von Energieeffizienz und dem

daraus abgeleiteten spezifischen Anwendungsfall mit einer vorgegebenen

Inanspruchnahme des Faktors Umwelt, die durch ein Treibhausgasminderungsziel

repräsentiert wird, und einer vorgegebenen zu erfüllenden Versorgungsaufgabe, die den

Nutzen abbildet. Daraus ergeben sich die folgenden Gleichungen zur Bestimmung eines

Energiesystems mit effizienter Verwendung der Ressource Energie:

(4-12)

∑ ∑ ∑ ∑ (4-13)

∑ (4-14)


108

Das effiziente System im Vergleich mehrerer Szenarien (scen) zeichnet sich durch die

minimalen gesamten Energiesystemkosten (CST_TOT) aus (Gleichung 4-12). Allerdings

werden in den Vergleich nur Szenarien miteinbezogen, die weitere Bedingungen

hinsichtlich des Emissionsniveaus (Gleichung 4-13) und der Versorgungsaufgabe

(Gleichung 4-14) erfüllen. Die gesamten GHG-Emissionen aller Regionen und Prozesse

müssen dem vorgegebenen Emissionsniveau (com_bndprd) entsprechen. Allerdings führt

die Nutzung von CCS zu einer Erweiterung des Emissionsbudgets (STGIN, siehe

Gleichung 4-13). Die zweite zu erfüllende Bedingung (4-14) gibt vor, dass die exogen

vorgegebene Versorgungsaufgabe für jedes Nachfragegut dem, in jeder Region r, in jeder

Modellperiode t und in jedem Zeitsegment s erfüllt werden muss.

Da sich der effiziente Einsatz von Energie nach diesem erweiterten Verständnis aus der

Minimierung der gesamten Energiesystemkosten und nicht durch die Vorgabe von

normativen Einsparzielen ergibt, werden keine expliziten Energieeinsparziele vorgegeben,

um den effizienten Energieeinsatz zu bestimmen.

Um zusätzlich die Auswirkungen von Energieeinsparzielen zu untersuchen, werden

basierend auf den Zielvorgaben der EU absolute Höchstgrenzen für den

Primärenergieverbrauch vorgegeben. Dieses „Effizienzziel“ der EU stellt im Sinne dieser

Arbeit ein Energieeinsparziel dar. Der Primärenergieverbrauch (siehe Gleichung 4-15)

besteht aus dem Import (IMP), zuzüglich der Förderung nationaler Ressourcen (MIN) und

der primärenergetisch bewerteten (mit dem Faktor PBF) Stromerzeugung aus

Erneuerbaren Energien (Wind, Wasser, Solar), Kernenergie sowie von Stromimporten

(RNI_ELC) abzüglich des Exports (EXP). Der primärenergetische Bewertungsfaktor PBF

ist abhängig von der zur Anwendung kommenden Bewertungsmethode (Index bm). Dieser

Index hat standardmäßig die Ausprägung WM (Wirkungsgradmethode) und nur in der

speziellen Betrachtung einer Variante die Ausprägung SM (Substitutionsmethode, siehe

dazu Abschnitt 4.4). Darauf aufbauend ergeben sich folgende Modellgleichungen für die

Modellierung von Energieeinsparungen in TIMES PanEU:

∑ ∑ ∑ ( )

(4-15)

∑ ∑

(4-16)

∑ ∑ (4-17)

Die Primärenergieeinsparvorgabe (PEC) gibt für jede Periode t einen maximalen

Primärenergieverbrauch vor (Gleichung 4-15). Diese Bedingung gilt über alle Regionen r,

Energieträger e und Prozesse p. Die eingesparte Energiemenge (ES) berechnet sich

entweder im Vergleich von zwei Szenarien (Gleichung 4-16, Vergleich des zu

betrachtenden Szenarios scen mit dem Basisszenario ref) oder im Vergleich von zwei


109

Zeitpunkten (Gleichung 4-17, Vergleich der jeweiligen Periode t mit der Referenzperiode

basis).

Neben dieser Primärenergieeinsparbedingung müssen die übrigen Modellneben-

bedingungen eingehalten werden. Dazu zählt beispielsweise die Befriedigung der exogen

vorgegebenen Nachfrage in den energieintensiven (siehe Gleichung 4-6) und nicht-

energieintensiven Industrien (siehe Gleichung 4-9).

Um das erweiterte Verständnis von Energieeffizienz im Modell abbilden und darüber

Aussagen treffen zu können, sind im Modell Daten über Treibhausgasminderungsziele,

Energieträgerpreise sowie technische und ökonomische Parameter der verfügbaren

Prozesse vorgegeben. Zu diesen Technologieparametern gehören Investitionskosten,

variable und fixe Betriebskosten, Wirkungsgrade bzw. das Verhältnis von Energieinput zu

Output, anfallende Koppelprodukte, Restlaufzeiten bei Bestandstechnologien, Lebens-

dauern sowie energie- und prozessbedingte Emissionen. Diese Technologieannahmen sind

für alle Prozesse in allen Sektoren des Energiesystems notwendig und im Modell

hinterlegt (in Tabelle 7-21 im Anhang B 2: Technologiedaten sind für alle Sektoren

beispielhaft verschiedene Technologien mit den zugehörigen Investitionskosten und

Lebensdauern aufgelistet). Diese Technologieannahmen, insbesondere auch die

Kostenparameter, wurden im Rahmen der Szenarioanalyse nicht variiert. Bezugnehmend

auf die Lebensmittelindustrie und die im Modell abgebildeten, einzelnen

Anwendungsarten dieser Branche (vergleiche erneut Abbildung 4-5), sind in Tabelle 4-1

beispielhaft für jede Anwendungsart jeweils eine Technologie und die zugehörigen

Investitionskosten wiedergegeben.

Tabelle 4-1: Investitionskosten in der EU-27 im Jahr 2010 für unterschiedliche

Anwendungsarten im Bereich der Lebensmittelindustrie

Quelle: Eigene Darstellung basierend auf eigenen Annahmen

Neben den Bestandstechnologien spielen sowohl die gegenwärtig verfügbaren BAT, die

im Rahmen der Potenzialanalyse in Kapitel 3 analysiert wurden, eine Rolle, als auch

Technologien, die aktuell noch keine Marktreife erreicht haben, aber mit deren

Anwendungsart Verfahren

Invest-

kosten

2010

Einheit

Sonst. Mechanische Anwendungen Generisch 100 €/kW

Pumpen, Druckluft, Ventilatoren Generisch 500 €/kW

Beleuchtung T5 Leuchtstoffröhre 39W 5,5 €/Stück

Kälte Kompressionskältemaschine 200 €/kW

Prozesswärme/Dampf Gas-KWK 930 €/kW

Raumwärme Gas-Kessel 150 €/kW

Warmwasser Elektroboiler 40 €/kW

Prozesswärme Öfen Industrieofen Strom 750 €/kW


110

Verfügbarkeit in späteren Perioden zu rechnen ist. Zu diesen Technologien zählen CCS-

Verfahren sowohl in industriellen KWK-Anlagen als auch in branchenspezifischen

Produktionsprozessen wie der Stahlerzeugung, der Ammoniakherstellung und in

Klinkeröfen der Zementindustrie. Weitere Produktionsverfahren, die erst in späteren

Perioden zur Verfügung stehen, sind inerte Anoden in der Aluminiumindustrie,

Sauerstoffverzehrkathode in der Chlorherstellung oder Hochtemperaturwärmepumpen im

Bereich der industriellen Querschnittstechnologien.

In Bezug auf inerte Anoden geht die Internationale Energieagentur beispielsweise von

einer Einführung des Verfahrens zwischen 2015 und 2020 sowie von einer vollständigen

Kommerzialisierung im Jahr 2030 aus (IEA 2011). Sauerstoffverzehrkathoden (SVK)

wurden bereits in Demonstrationsanlagen installiert. Bayer rechnet mit einem Erstverkauf

an Dritte ab 2014 (Görgen 2011). Durch den Einsatz dieses Verfahrens wird mit einer

zusätzlichen Stromeinsparung von 30 % gerechnet (Bulan 2008). Die Energieeinsparung

soll durch eine Absenkung der Zellspannung erfolgen. Durch Verwendung der SVK soll

die Elektrolysespannung von ca. 3 Volt auf 2 Volt reduziert werden. Bei Einsatz dieser

Kathoden wird auf der Kathode kein Wasserstoff abgeschieden, sondern Sauerstoff durch

eine Gasdiffusionselektrode zugegeben. Der Sauerstoff wird an der Kathode reduziert und

durch Reaktion mit Wasser entstehen Hydroxod-Ionen (TU Dortmund 2012).

Weitere Verfahren in diesem Kontext sind die Vergasung von Schwarzlauge in der

Zellstoffherstellung, alternative Trocknungsverfahren in der Papierherstellung (z. B.

Impulstrocknung), Substitution von Kalkstein in „Low-carbon-Zementsorten“, Formen des

endabmessungsnahen Gießens im Stahlwalzwerk, katalytisches Naphtha-Cracken oder die

Nutzung von Supraleitung für die Erwärmung von Aluminiumblöcken zur

Weiterverarbeitung.

Um die dem Modell exogen vorgegebene Nachfrage zu erfüllen, steht eine Vielzahl von

unterschiedlichen Verfahren in den jeweiligen Sektoren mit den oben geschilderten

Parametern zur Verfügung. Energieeinsparungen können entweder durch den Einsatz von

Verfahren mit einem geringen spezifischen Verbrauch, oder durch zusätzliche

Energieeinsparoptionen erreicht werden. Diese Einsparoptionen (beispielsweise

Wärmedämmung im Gebäudebereich) reduzieren die Nachfrage nach Nutzenergie, ohne

die Nachfrage nach der eigentlichen Energiedienstleistung (in diesem Beispiel ist die

Energiedienstleistung der warme Raum) zu beeinflussen. Um entsprechend des

erweiterten Verständnisses die Energieeffizienz zu steigern, können Technologien

eingesetzt werde, die, unabhängig von ihren Energieverbrauch, die vorgegebene

Versorgungsaufgabe sowie die Emissionsminderungsvorgabe erfüllen und zu einer

Minimierung der gesamten Energiesystemkosten führen.


111

4.1.3 Rahmenannahmen, modellgestützte Szenarioanalysen und Überblick über

die Szenarien

In diesem Abschnitt sollen sowohl die allgemeingültigen Rahmenannahmen für alle in

dieser Arbeit betrachteten Szenarien vorgestellt, als auch die szenariospezifischen

Unterschiede aufgezeigt werden. Dazu werden alle betrachteten Szenarien in diesem

Abschnitt definiert und ihre wichtigsten Parameter dargestellt.

Allgemeine Rahmenannahmen

Die exogenen Rahmenbedingungen im Energiesystemmodell TIMES PanEU sind auf der

einen Seite die Nachfrage bzw. Parameter, die die Nachfrage bestimmen, auf der anderen

Seite die Verfügbarkeit und die Preise der Energieträger sowie Annahmen bezüglich

technologischer und ökonomischer Parameter einzelner Technologien.

Abbildung 4-8: Brennstoffpreisannahmen


Die Brennstoffpreisannahmen für alle hier betrachteten Szenarien weisen für Gas und Öl

einen steigenden Verlauf auf (siehe Abbildung 4-8). Zwischen 2010 und 2050 steigen die

Preise von 9,17 €/GJ (Öl) auf 11,54 €/GJ bzw. von 5,52 €/GJ auf 7,62 €/GJ (Gas). Die

Preise für Steinkohle verlaufen auf etwa konstantem Niveau. Im Gegensatz zu diesen EU-

weit geltenden Preisen und der Annahme eines Marktes sind die Braunkohlepreise

länderspezifisch und abhängig von den jeweiligen Fördergegebenheiten.

Die sozioökonomischen Rahmenannahmen für die Modellierung betreffen Annahmen

hinsichtlich des Bruttoinlandsprodukts, der Bevölkerungsentwicklung und der

industriellen Produktionsmengen. Die Annahmen beruhen im Wesentlichen auf Blesl et al.

(2011) und werden im Anhang wiedergegeben (siehe Anhang C: Rahmendaten).

0,00

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

12,00

14,00

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Bre

nn

sto

ffp

reis

e [€

20

00/G

J]

Stein-kohle

Gas

Öl


112

Szenarioanalysen

Mit Hilfe einer Szenarioanalyse sollen Auswirkungen von verschiedenen

Rahmenannahmen auf die Versorgungsstruktur im Industriesektor und im Energiesystem

im Allgemeinen untersucht werden. Dabei sollen sowohl eine energieeffiziente Struktur

unter verschiedenen Rahmenbedingungen in Form unterschiedlicher Emissions-

minderungsvorgaben, als auch die Entfernung von der effizienten Struktur durch das

Hinzufügen weiterer Bedingungen betrachtet werden. Allgemein ist die Szenarioanalyse

eine Methode der strategischen Vorausschau. Mit Hilfe von Szenarioanalysen können

unterschiedliche Zukunftsoptionen dargestellt werden, die eine Grundlage für strategische

Entscheidungen in der Gegenwart bilden (Mietzner 2009).

Überblick über die gesamten Szenarien

Im Rahmen dieser Arbeit werden unterschiedliche Szenarien und Varianten dieser

Szenarien betrachtet, um verschiedene Forschungsfragen beantworten zu können. Die

Szenariodefinition basiert auf den vorangegangenen Ergebnissen bezüglich des

erweiterten Verständnisses von Energieeffizienz und den Einsparzielen der EU (vergleiche

Kapitel 2).

Abbildung 4-9: Überblick über die Szenarien


Unter einem effizienten Einsatz von Energie wird in dieser Arbeit als spezifischer

Anwendungsfall des allgemeinen Verständnisses derjenige Energieverbrauch verstanden,

der bei einer vorgegebenen Inanspruchnahme des Faktors Umwelt und gleicher

wirtschaftlicher Aktivität zu den geringsten Kosten führt. Insofern hängt der effiziente

Keine

0,95%

p.a.

0,75%

p.a.

0,55%

p.a.

Hohes

Einsparziel

(PEV-H)

Mittleres

Einsparziel

(PEV-M)

Niedriges

Einsparziel

(PEV-N)

65%EKE_65 Kosten

C_65 PEV-M_65 Regulierung

75%EKE_75 Kosten

C_75 PEV-H_75 PEV-M_75 PEV-N_75 Regulierung

85%EKE_85 Kosten

C_85 PEV-M_85 Regulierung

GH

G-R

ed

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Te

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log

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Reduktion des Primärenergieverbrauchs (PEV)


113

Energieeinsatz von dieser zulässigen Nutzung des Faktors Umwelt ab. Diese Nutzung

wird durch zulässige Obergrenzen bzw. Minderungsziele für Treibhausgasemissionen

(GHG für „Greenhouse Gas“) widergespiegelt. Der effiziente Energieeinsatz wird für drei

unterschiedliche GHG-Minderungsziele (Reduktion von 65 %, 75 % und 85 % jeweils

zwischen 1990 und 2050) hergeleitet. Diese effiziente Energieverwendung wird in den

Szenarien EKE_65, EKE_75 und EKE_85 ermittelt (siehe Abbildung 4-9).

Die effizienten Referenzszenarien für die jeweiligen GHG-Minderungsziele zeichnen sich

durch kostenoptimale Lösungen anstatt durch regulatorische Vorgaben für einzelne

Stromerzeugungstechnologien aus. Es soll derjenige Energieeinsatz bestimmt werden, der

zu den geringsten Kosten führt. Im Weiteren werden zusätzlich Szenarien mit politisch

bedingten, technologischen Einschränkungen für den Stromerzeugungssektor untersucht.

Diese beziehen sich auf reduzierte Einsatzmöglichkeiten von Kernenergie sowie höhere

Mindeststrommengen aus Erneuerbaren Energien (vergleiche dazu Abbildung 4-10 für die

Mindeststrommengen aus Erneuerbaren Energien im Vergleich der C-Szenarien zu den

EKE-Szenarien sowie Abbildung 4-11 für die Darstellungen der zulässigen maximalen

Kernenergiekapazitäten).

Abbildung 4-10: Annahmen zu den Mindeststrommengen aus Erneuerbaren Energien in der

EU-27


Diese Mindestmengen an Strom aus Erneuerbaren Energien sollen Förderungs-

mechanismen im Modell abbilden. Die genannten Rahmenbedingungen werden bei

unterschiedlichen GHG-Zielen durch die Szenarien C_65, C_75 und C_85 abgebildet

(„C“ für die unterschiedlichen „Climate targets“). Die C-Szenarien zeichnen sich somit

durch geringere, zulässige Kernenergiekapazitäten und erhöhte Mindeststrommengen aus

Erneuerbaren Energien im Vergleich zu den EKE-Szenarien aus. Diese höheren

Mindeststrommengen beziehen sich vor allem auf die Stromerzeugung aus Wind Onshore,

Wind Offshore sowie aus PV und Solarthermie (siehe erneut Abbildung 4-10).

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Min

de

stst

rom

me

nge

n [

TWh

]

C-Szenarien

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

EKE-Szenarien

Sonst. Erneuerbare PV + Solarthermie Wind offshore

Wind onshore Biomasse Wasserkraft


114

Abbildung 4-11: Annahmen zu den maximal zulässigen Kernenergiekapazitäten in der EU-27


Zusätzlich werden noch weitere Szenarien gerechnet, die das EU-Einsparziel in Form

einer Einsparvorgabe für den Primärenergieverbrauch enthalten. Basierend auf der in

dieser Arbeit weiterentwickelten Definition von Energieeffizienz stellt dieses Ziel eine

Energieeinsparvorgabe dar. In der Szenarioanalyse sollen unterschiedliche

Reduktionsvorgaben für den Primärenergieverbrauch vorgegeben werden. Wie in

Kapitel 2 diskutiert, ist das 20-%-Ziel der EU sehr ambitioniert und scheint im Vergleich

mit der bisherigen Entwicklung schwer zu erreichen. Deshalb stellt dieses Ziel die

schärfste Reduktionsvorgabe dar.

Da sich der Modellhorizont von TIMES PanEU bis zum Jahr 2050 erstreckt, gilt es

zudem, die zu entwickelnden Reduktionsziele bis 2050 vorzugeben. Von Seiten der EU

gibt es bislang nur das Ziel für das Jahr 2020. Das 20-%-Ziel der EU stellt zwischen den

Jahren 2005 und dem Zielwert für 2020 eine jährliche Reduktion von 0,95 % dar. Diese

durchschnittliche jährliche Reduktion des Primärenergieverbrauchs wird für eines der

Szenarien als Vorgabe bis 2050 beibehalten (Abbildung 4-12). Diese Zielausprägung stellt

die stärkste Reduktionsvorgabe für den Primärenergieverbrauch dar und bildet somit das

hohe Einsparziel (Szenarien PEV-H).

Der zweite Reduktionspfad orientiert sich an den Werten des „Energy Efficiency

Scenarios“ aus der EU Roadmap (European Commission 2011a und European

Commission 2011b). Zwischen 2005 und dem Wert für 2020 ergibt sich eine jährliche

Reduktion von 0,75 %. Dieser Reduktionspfad wird bis 2050 fortgeschrieben und stellt

das mittlere Einsparziel dar (Szenarien PEV-M). Der dritte Reduktionspfad entspricht

einer 75-%-Erreichung des 20-%-Ziels der EU und resultiert in einer durchschnittlichen

jährlichen Reduktion von 0,55 % (niedriges Einsparziel, Szenarien PEV-N). Diese

Reduktion von 15 % bis 2020 korrespondiert mit Einschätzungen hinsichtlich einer

erreichbaren Reduktion basierend auf dem Kompromiss zur Energieeffizienzrichtlinie

(vergleiche die Diskussion dieses Themas in Abschnitt 2.2).

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Zulä

ssig

e K

apaz

ität

[G

W]

C-Szenarien

EKE-Szenarien


115

Abbildung 4-12: Verschiedene Energieeinsparziele und deren Fortschreibung bis zum Jahr 2050

Quelle: Eigene Berechnungen, PRIMES-Werte basierend auf European Commission (2008b), European

Commission (2010a), European Commission (2011a)

Die Energieeinsparszenarien in Verbindung mit einem GHG-Ziel von 75 % sind die

Szenarien PEV-N_75, PEV-M_75 und PEV-H_75. Zusätzlich wird die mittlere

Energieeinsparvorgabe von 0,75 % p. a. (PEV-M) auch noch mit unterschiedlichen GHG-

Minderungszielen kombiniert. Diese Bedingungen werden durch die Szenarien

PEV-M_65 (bei einem Klimaschutzziel von 65 %) bzw. PEV-M_85 (bei einem

Minderungsziel von 85 %) abgebildet (siehe erneut Abbildung 4-9).

Zusätzlich soll der Kritikpunkt an den aktuellen Energieeinsparzielen in Form des

Einflusses der Bilanzierungsmethode des Primärenergieverbrauchs auf die Vorteil-

haftigkeit von Technologien und ihren Beitrag zur Erreichung von Energieeinsparzielen

durch die Analyse einer zusätzlichen Variante betrachtet werden. Dazu wird eine Variante

des Szenarios PEV-M_75 mit einer Primärenergieeinsparvorgabe basierend auf der

Substitutionsmethode (SM) berechnet (Szenario PEV-M_75-S).

40000

45000

50000

55000

60000

65000

70000

75000

80000

1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Pri

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uch

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ne

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isch

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V

erb

rau

ch E

U-2

7 [

PJ]



PRIMES 2009 EU-27Efficiency Scenario

PRIMES 2011 EU-27Energy Efficiency

Reduktionsziel 20 %

-0,55% p.a. [75%-Zielerreichung 20%-Ziel]

-0,75% p.a.[Fortschreibung PRIMES2011 Efficiency]

-0,95% p.a.[Fortschreibung 20%-Ziel]


116

Modellierung unterschiedlicher Treibhausgasminderungsziele und von ETS-

Vorgaben

Die oben beschriebenen, unterschiedlichen Treibhausgasminderungsziele (65 %, 75 %,

85 %) beziehen sich auf die Treibhausgase CO2, CH4 und N2O. Entsprechend ihres

Treibhausgaspotenzials werden diese Emission bewertet und in CO2-Äquivalente (CO2eq)

umgerechnet (CH4 mit 21 CO2eq und N2O mit 310 CO2eq). Die Ziele beziehen sich auf alle

Sektoren des Energiesystems und beinhalten sowohl energie- als auch prozessbedingte

Emissionen. Die prozessbedingten CH4-Emissionen sowie die prozessbedingten N2O-

Emissionen entfallen überwiegend auf die Landwirtschaft, in deutlich geringerem Umfang

auch auf die Industrie. Die prozessbedingten CO2-Emissionen hingegen sind vor allem

industriellen Produktionsprozessen zuzurechnen12

. Die Minderungsvorgaben beziehen sich

auf das Kyoto-Basisjahr 1990 und gelten für die EU-27. Um übermäßige Stromimporte

aus anderen Modellregionen zu unterbinden, werden für die anderen Modellregionen

(Schweiz, Norwegen, Island) ebenfalls GHG-Minderungsziele angenommen. Gleiches gilt

ebenfalls für Energieeinsparziele. In den folgenden Analysen dargestellt sind jeweils die

Ergebnisse für die EU-27.

Zusätzlich zu diesem sektorübergreifenden GHG-Ziel wird in jedem Szenario ein ETS-

Ziel unterstellt, das den europäischen Emissionshandel abbildet. Dieses ETS-Ziel bezieht

sich nur auf die am ETS-System beteiligten Sektoren und Emissionen13

. Das GHG-Ziel

beinhaltet mehr Sektoren und ebenfalls mehr Treibhausgase als das ETS-System.

Basierend auf den Vorgaben der EU sieht das ETS-Ziel eine Minderung von 21 % bis

2020 gegenüber 2005 sowie eine Fortschreibung in Form einer weiteren jährlichen

Reduktion von 1,74 % vor (Europäische Kommission 2009).

Da in den folgenden Modellrechnungen sowohl das GHG- als auch das ETS-Ziel

vorgegeben werden, können in den unterschiedlichen Szenarien und Modellperioden nur

eines oder auch beide Ziele bindend sein und somit einen Schattenpreis aufweisen. Im

Folgenden ausgewiesene Zertifikatspreise können somit ein Resultat sowohl des ETS- als

auch des GHG-Ziels sein. Sowohl die Höhe des Zertifikatspreises als auch die Zuordnung

zu einem der beiden Zielvorgaben ist ein Ergebnis der Modellrechnungen.

12

Zu den prozessbedingten Nicht-CO2-Treibhausgasemissionen zählen im Bereich Methan (CH4) und

Lachgas (N2O) überwiegend Emissionen aus der Landwirtschaft. Innerhalb der Methan-Emissionen sind

die Hauptemittenten die Bereiche Milchkühe (66,7 Mt CO2eq in der EU-27 in 2010) und Nicht-Milch-

Rinder (76 Mt). Bezogen auf Lachgas ist mit großem Abstand der größte Emittent die N2O-Emissionen

aus der Bodennutzung (Höglund-Isaksson et al. 2010). 13

Das EU Emissionshandelssystem (ETS) wurde 2005 eingeführt. Die erste Handelsphase lief bis Ende

2007, die zweite von 2008-2012 und die dritte Phase von 2013 bis Ende 2020. In der zweiten Phase

wurden neben CO2 auch Stickstoffoxidemissionen aus der Salpetersäureherstellung einbezogen. In der

dritten Phase ab 2013 gilt eine lineare, jährliche Senkung der Zertifikatsobergrenzen um 1,74 % bis 2020

und darüber hinaus. Weiterhin wird das System durch die Einbeziehung des Luftverkehrs erweitert.

Zudem werden nationale Grenzwerte durch eine EU-weite Grenze ersetzt. Das System wird ausgedehnt

auf Stickstoffoxidemissionen aus der Produktion von Adipin- und Glyoxylsäure sowie Emissionen von

perfluorierten Kohlenwasserstoffen aus der Aluminiumproduktion (Europäische Kommission 2009).


117

Stromhandel

Im Modell implementiert ist ein Handel von Strom zwischen den einzelnen

Modellregionen, der durch die länderübergreifenden Kuppelkapazitäten begrenzt ist.

Zudem kann Strom aus nicht im Modell enthaltenen Regionen importiert werden. Dazu

zählt beispielsweise der Solarstromimport aus Afrika (basierend auf den Planungen zum

Desertec-Projekt14

). Da sich die Ergebnisauswertung in den folgenden Abschnitten

überwiegend auf die Mitgliedsstaaten der EU-27 bezieht, wird auch der Stromimport aus

den ebenfalls im Modell erfassten Regionen Schweiz und Norwegen als Stromimporte in

die EU-27 ausgewiesen.

4.2 Energieeffiziente Struktur von Energiebereitstellung und -einsatz in der

Industrie

4.2.1 Szenariodefinition einer energieeffizienten Referenzentwicklung

Basierend auf dem spezifischen Anwendungsfall des erweiterten Verständnisses der

effizienten Nutzung der Ressource Energie, wird den effizienten Referenzläufen eine

zulässige maximale Inanspruchnahme der Ressource Umwelt vorgegeben. Diese zulässige

Nutzung des Faktors Umwelt wird durch das Klimaschutzziel einer Reduktion der

Treibhausgase (THG für „Treibhausgase“ bzw. GHG für „Greenhouse Gas“) von 75 % bis

2050 im Vergleich zu 1990 repräsentiert. Da sich der effiziente Energieverbrauch als

Ergebnis einer Kostenminimierung unter den gegebenen Rahmenbedingungen ergibt,

werden keine Reduktionsziele für den Energieverbrauch vorgegeben. Eine solche Vorgabe

würde den Energieverbrauch ggf. über das effiziente Maß hinaus reduzieren und stellt im

Sinne dieser Arbeit eine Energieeinsparvorgabe dar, die unabhängig von

Effizienzbetrachtungen ist. Zudem soll in diesem effizienten Referenzlauf auf weitere

(politische) Vorgaben hinsichtlich des Einsatzes und der Verfügbarkeit bestimmter

Technologien verzichtet werden. Dieser Lauf trägt im Folgenden die Abkürzung

„EKE_75“, für Effizienter Klimaschutz in Europa bei einem GHG-Reduktionsziel von

75 %.

Zusammenfassend ergeben sich folgende Forschungsfragen für den Abschnitt 4.2:

Wie sieht eine effiziente Nutzung der Ressource Energie im europäischen

Energiesystem mit Fokus auf den Industriesektor aus?

Wie wird das vorgegebene Emissionsminderungsziel von 75 % kostenoptimal

erreicht?

14

Desertec ist ein Projekt zur großflächigen Nutzung von Erneuerbaren Energien in Wüsten und ariden

Regionen und dessen Übertragung zu den Verbrauchszentren (Desertec Foundation 2013). Im TIMES

PanEU Modell sind dazu Annahmen hinsichtlich der Kosten und verfügbaren Strommengen hinterlegt.


118

4.2.2 Überblick über das europäische Energiesystem und vergleichende

Einordnung des Industriesektors bei effizientem Energieeinsatz

Der Primärenergieverbrauch in der EU-27 steigt im Referenzlauf EKE_75 in der

Entwicklung von 2010 bis 2050 kontinuierlich an (siehe Abbildung 4-13). Zudem zeigt

sich eine deutliche Verschiebung zwischen den einzelnen Energieträgern im Zeitverlauf.

Die Nutzung von sonstigen Erneuerbaren (dazu zählt vor allem Biomasse, aber auch

Umgebungswärme oder Geothermie) steigt zwischen 2010 und 2050 in der EU-27 um

mehr als 300 %, die Nutzung von Kernenergie sowie ebenfalls der Einsatz von

Wasserkraft, Wind und Solar erhöhen sich jeweils um etwa 140 %. Dagegen geht der

Einsatz fossiler Energieträger deutlich zurück. Die Nutzung von Braunkohle reduziert sich

um 89 %, Gas um 67 %, Steinkohle um 51 % und Mineralölprodukte um 40 %. Stein- und

Braunkohle werden in 2050 zum überwiegenden Teil (81 %) nur noch in CCS-

Anwendungen eingesetzt. Bezogen auf den Energieträger Gas überwiegt leicht (57 %) der

Einsatz in konventionellen Anwendungen ohne CCS-Technologie.

Abbildung 4-13: Primärenergieverbrauch in der EU-27 im Szenario EKE_75


Die Struktur des energieeffizienten Primärenergieverbrauchs in 2050 unterscheidet sich

somit in Summe deutlich von der Struktur im Jahr 2010. Während in 2010

Mineralölprodukte mit 37 % den größten Anteil am Primärenergieverbrauch aufweisen

und die fossilen Energieträger Kohle, Öl und Gas insgesamt 76 % des Energieverbrauchs

ausmachen, ist die Struktur im Jahr 2050 wesentlich diversifizierter. Fossile Energieträger

(inklusive CCS) machen 35 % aus und verfügen damit über einen etwa vergleichbaren

Anteil wie Kernenergie (31 %) und Erneuerbare Energien (33 %).

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Netto Stromimporte

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Sonst. Erneuerbare

Wasser, Wind,SolarKernenergie

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Gase

Mineralöl (CCS)

Mineralöl

Braunkohlen (CCS)

Braunkohlen

Steinkohlen (CCS)

Steinkohlen


119

Das von der EU vorgegebene Reduktionsziel von 20 % für den Primärenergieverbrauch

(ohne nichtenergetischen Verbrauch) für 2020 wird im EKE_75-Lauf deutlich verfehlt.

Im Szenario EKE_75 reduziert sich der Primärenergieverbrauch im Vergleich zum von der

EU vorgegebenen Referenzwert zur Messung der Primärenergieeinsparung um 12 %

(siehe Abbildung 4-14).

Abbildung 4-14: Gegenüberstellung des Primärenergieverbrauchs ohne nichtenergetischen

Verbrauch von EU-20-%-Ziel, PRIMES-2007-Referenzentwicklung und

EKE_75-Ergebnis

Quelle: Eigene Darstellung, PRIMES-2007-Werte aus European Commission (2008b)

Die Analyse des Anstiegs des Primärenergieverbrauchs in der effizienten

Referenzentwicklung (EKE_75) zwischen 2010 und 2050 verdeutlicht die Rolle der

einzelnen Sektoren des Energiesystems. Der Primärenergieverbrauch lässt sich

untergliedern in den Energieverbrauch der Nachfragesektoren (inklusive aller vom

Umwandlungssektor bereitgestellten Energieträger wie Strom, Fernwärme, Koks oder

Benzin), den nichtenergetischen Verbrauch, den Eigenverbrauch in den

Energiebereitstellungssektoren und die Umwandlungsverluste15

(AGEB 2011a). Dem

Umwandlungssektor werden nur die Verluste der Bereitstellung, nicht aber der komplette

Energieeinsatz zur Bereitstellung anderer Energieformen zugerechnet.

Der stärkste Anstieg des Energieverbrauchs in der effizienten Referenzentwicklung ist im

Umwandlungssektor zu verzeichnen (siehe Abbildung 4-15; hier definiert als die Summe

aus nichtenergetischem Verbrauch, Eigenverbrauch in den Energiebereitstellungssektoren

und Umwandlungsverlusten). Innerhalb des Umwandlungssektors resultiert dieser Anstieg

vor allem aus dem zunehmenden Energieeinsatz der öffentlichen Strom- und

Wärmeerzeugung. Dieser wiederum resultiert zum einen aus der steigenden Nachfrage

15

Hinzu kommen in den offiziellen Statistiken noch die statistischen Differenzen.

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PJ]

EU-Ziel

EKE_75

EU-Ziel Fort-schreibung

PRIMES-2007-Referenz-entwicklung


120

nach Strom und Fernwärme. Zum anderen führt der steigende Einsatz von Kernenergie

aufgrund der bilanziellen Bewertung nach der Wirkungsgradmethode mit 33 %, und somit

einem im Vergleich mit anderen Stromerzeugungstechnologien geringen Wirkungsgrad,

zu einem Anstieg des Primärenergieeinsatzes, der der öffentlichen Stromerzeugung

zuzurechnen ist.

Abbildung 4-15: Entwicklung des Primärenergieverbrauchs im Szenario EKE_75 im Vergleich

zu 2010 in der EU-27


Der Endenergieverbrauch des Industriesektors steigt zwischen 2010 und 2050 insgesamt

um 483 PJ an. In den anderen Sektoren ist insgesamt eine rückläufige Entwicklung zu

beobachten. Der Endenergieverbrauch des Haushaltssektors reduziert sich im betrachteten

Zeitraum um 2.063 PJ, im Verkehrssektor um 1.620 PJ sowie in GHD und Landwirtschaft

in Summe um 284 PJ. Insgesamt erhöht sich der Primärenergieverbrauch um 2.717 PJ.

Der Vergleich der spezifischen CO2-Emissionen der einzelnen Sektoren im

energieeffizienten Szenario EKE_75 verdeutlicht, dass diese in allen Sektoren im

Zeitverlauf deutlich zurückgehen (siehe Abbildung 4-16). Die spezifischen (direkten)

Emissionen der Nachfragesektoren beziehen sich in dieser Betrachtung auf den

Endenergieverbrauch, die spezifischen Werte der öffentlichen Stromerzeugung auf die

erzeugte Strommenge. Obwohl der Primärenergieverbrauch leicht ansteigt, reduzieren sich

die Emissionswerte absolut (um die vorgegebenen 75 % bezogen auf die gesamten

Treibhausgasemissionen) und auch spezifisch durch einen Wechsel der Brennstoffe mit

einem steigenden Einsatz von Erneuerbaren Energien und Kernenergie sowie einem

Rückgang des Einsatzes von fossilen Brennstoffen. Zudem reduziert der zunehmende

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4000

6000

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2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

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Landwirtschaft

Verkehr

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Haushalte

Industrie

Umwandlungssektor

SUMME


121

Einsatz von CCS, sowohl in der öffentlichen Strom- und Wärmeerzeugung als auch in der

Industrie, die spezifischen CO2-Emissionen.

Abbildung 4-16: Entwicklung der spezifischen CO2-Emissionen im Szenario EKE_75 in der

EU-27


Allerdings gibt es deutliche Unterschiede im Vergleich zwischen den einzelnen Sektoren.

Der stärkste Rückgang ist in der öffentlichen Stromerzeugung zu verzeichnen. Der Wert

reduziert sich von etwa 350 kg CO2/MWh auf einen Wert von 5 kg CO2/MWh. Es kommt

somit fast zu einer vollkommenen Dekarbonisierung der öffentlichen Stromerzeugung.

Auch in den beiden Nachfragesektoren Haushalte und GHD gehen die spezifischen

Emissionen sehr stark zurück. Allerdings verläuft der Pfad deutlich flacher als in der

Stromerzeugung. Langfristig sind die höchsten spezifischen Emissionen im

Transportsektor und in der Industrie zu verzeichnen. Im Industriesektor sind insbesondere

die Prozessemissionen und die Emissionen aus fossilen Brennstoffen, die in

Hochtemperaturprozessen eingesetzt werden, schwer ohne einen Rückgang der

Produktionsvolumina zu reduzieren.

Die Betrachtung der Emissionen des Industriesektors verdeutlicht, dass insbesondere in

der energieintensiven Industrie sowohl ein hohes Ausgangsniveau als auch langfristig der

höchste spezifische Wert erreicht wird. Der Verlauf der spezifischen Emissionen der

nicht-energieintensiven Industrie hingegen ähnelt eher der Entwicklung in den Sektoren

Haushalte oder GHD. Entsprechend der vorangegangenen Analyse des Industriesektors

(vergleiche erneut Kapitel 3) spielt in den nicht-energieintensiven Branchen,

beispielsweise im Fahrzeug- oder Maschinenbau, die Bereitstellung von Raum- und

Niedertemperaturwärme eine große Rolle und diese Sektoren ähneln von der Struktur der

Energieanwendungen her den anderen Nachfragesektoren Haushalte und GHD.

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Industrie -gesamt

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GHD

Haushalte

Transport

ÖffentlicheStromerzeugung


122

4.2.3 Entwicklung des effizienten Energieverbrauchs und der Emissionen in der

Industrie

Der Energieverbrauch der Industrie verläuft in Summe im energieeffizienten

Referenzszenario EKE_75 auf einem leicht ansteigenden Niveau bis 2045 und sinkt

danach leicht in der letzten Modellperiode (Abbildung 4-17). Bezogen auf die eingesetzten

Energieträger zeigt sich ein deutlicher Wandel im Zeitverlauf. Der Anteil der fossilen

Energieträger, insbesondere der Verbrauch von Mineralölprodukten, geht bis 2050

deutlich zurück. Demgegenüber erhöhen sich der Anteil der Erneuerbaren Energien und

der Stromeinsatz. Dieser Anstieg wird insbesondere von einem strikter werdenden

Treibhausgasminderungsziel in den späteren Perioden und, damit verbunden, einem

steigenden Emissionszertifikatspreis hervorgerufen.

Abbildung 4-17: Entwicklung des Endenergieverbrauchs nach Energieträgern in der Industrie im

Szenario EKE_75 in der EU-27


Bei der Analyse des Endenergieverbrauchs der Industrie gilt es zu berücksichtigen, dass

der Einsatz der fossilen Energieträger teilweise in CCS-Verfahren erfolgt. CCS-Verfahren

werden in der Industrie sowohl in industriellen KWK-Anlagen als auch in

Produktionsprozessen eingesetzt. In diesen Produktionsprozessen ist die Verwendung von

CCS oftmals der einzige Weg der Reduktion der prozessbedingten Emissionen. Zudem

liegt das CO2 teilweise bereits durch das Herstellungsverfahren des Produktionsgutes

bedingt, in reiner und abgetrennter Form vor, wie etwa bei der Herstellung von

Ammoniak. Dadurch reduzieren sich die gesamten CCS bedingten Kosten aufgrund der

vermiedenen Abtrennkosten. Während diese Separationskosten beispielsweise im

Kraftwerksbereich bei Gaskraftwerken zwischen 30 - 43 €/t CO2 liegen (Hendriks et al.

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Strom

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Mineralölprodukte

Kohlen


123

2004), liegen diese Kosten bei Zementwerken zwischen 28 - 29 €/t CO2 und bei der

Ammoniakherstellung aufgrund des vorliegenden reinen CO2 bei nur 1 - 3 €/t CO2

(Hendriks et al. 2004, Gestco 2004, Kapfer 2005).

Im Folgenden sollen die Ursachen für die Entwicklung von Energieverbrauch und

Emissionen in der Industrie detaillierter betrachtet werden. Der Fokus der Betrachtung

liegt darauf, wie das vorgegebene Emissionsminderungsziel kostenoptimal erreicht wird

und welcher Energieverbrauch sich daraus ergibt. Im Industriesektor sind fünf Hauptpfade

der Reduktion der Emission auszumachen. Zu diesen zählen eine Reduktion des

spezifischen Energieverbrauchs durch den Einsatz von Verfahren mit einem höheren

Wirkungsgrad sowie die Nutzung von Energiesparmaßnahmen, der verstärkte Einsatz von

Strom in Verbindung mit einer Dekarbonisierung der Stromerzeugung, der Einsatz von

Erneuerbaren Energien, ein Brennstoffwechsel innerhalb der fossilen Brennstoffe

(verstärkte Nutzung von Gasen anstatt Kohlen aufgrund des geringeren Emissionsfaktors)

sowie die Nutzung von CCS. Eine weitere Möglichkeit wäre eine Änderung der

Branchenstruktur im Industriesektor, etwa durch die Abwanderung energieintensiver

Branchen. Diese Möglichkeit wird aber im Zuge der Analysen dieser Arbeit nicht

betrachtet. Die Produktionsmengen pro Branche sind exogene Modellannahmen (siehe

Darstellung im Anhang C 2: Entwicklung der industriellen Produktionsmengen). Die

genannten Optionen zur Emissionsminderung und ihre Auswirkungen auf den

Energieverbrauch der Industrie sollen im Folgenden dargestellt werden.

Der spezifische Energieverbrauch (Endenergieverbrauch in PJ bezogen auf die

Produktionsmenge in Mt) verringert sich in allen Branchen zwischen 2010 und 2050

deutlich (siehe Abbildung 4-18). Die bis zum Jahr 2050 zu erreichenden Reduktionen

gehen teilweise spürbar über die ermittelten gegenwärtigen technischen Potenziale hinaus

(vergleiche die Ergebnisse aus Abschnitt 3.3). Ein Grund dafür ist der Einsatz von

Technologien, die in der Analyse der gegenwärtigen technischen Potenziale noch nicht

verfügbar waren bzw. noch keine Marktreife erreicht hatten. Zu diesen Technologien

zählen beispielsweise Sauerstoffverzehrkathoden in der Chlorindustrie oder inerte Anoden

in der Aluminiumherstellung (vergleiche auch die Auflistung dieser Verfahren in

Abschnitt 4.1.2).

Eine weitere Möglichkeit der Reduktion des Energieverbrauchs, die bei der Analyse der

gegenwärtigen technischen Potenziale nicht betrachtet wurde, ist die Steigerung des

Recyclinganteils, etwa in der Erzeugung von Stahl, Aluminium, Kupfer, Papier oder Glas.

Im Zementsektor wird zudem eine weitere Reduktion des Klinker-Zement-Verhältnisses

als möglich erachtet. Insbesondere durch einen verstärkten Einsatz der Recyclingroute

reduziert sich der spezifische Verbrauch in der Kupfer- und Aluminiumindustrie deutlich.

Grenzen für den Ausbau von Recyclingverfahren sind die Verfügbarkeiten von Schrott

und die Einsatzmöglichkeiten der recycelten Stoffe im Produktionsprozess. Die Schrott-

verfügbarkeit wiederum hängt von der Lebensdauer der Produkte und der Entwicklung des


124

Produktions- und Verbrauchslevels im jeweiligen Land ab. Unterschiedlichen

Produktgruppen sind unterschiedliche Lebensdauern zuzuordnen, beispielsweise für Stahl

20 Jahre für Produkte im Verkehrsbereich, 30 Jahre für Maschinen und 75 Jahre für Stahl

im Bauwesen. Aufgrund steigender Nachfrage nach Stahl wird beispielsweise auch

langfristig nicht von einem kompletten Wechsel zum Elektrostahl ausgegangen (Morfeldt

et al. 2013).

In der Stahlindustrie (vergleiche erneut Abbildung 4-18) geht der spezifische

Energieverbrauch in der effizienten Referenzentwicklung bis 2050 um 24 % zurück.

Dieser Rückgang basiert sowohl auf einem zunehmenden Einsatz des

Elektrostahlverfahrens als auch auf Verfahrensverbesserungen auf der Oxygenstahlroute.

Die Elektrostahlquote erhöht sich dabei von 42 % in 2010 auf 70 % in 2050. Ein weiterer

Anstieg ist durch die Schrottverfügbarkeit und die begrenzten Substitutionsmöglichkeiten

zwischen Elektro- und Oxygenstahl nicht möglich. In den späteren Modellperioden fällt

der Rückgang des spezifischen Verbrauchs geringer aus. Ursächlich dafür ist die

zunehmende Nutzung von CCS-Verfahren auf der Oxygenstahlroute. Diese Verfahren

verfügen aufgrund des zusätzlichen Energieaufwands über einen leicht höheren

Energieverbrauch als Vergleichsverfahren ohne CCS.

Abbildung 4-18: Entwicklung des spezifischen Energieverbrauchs nach Branchen in der

Industrie im Szenario EKE_75 in der EU-27


Bezogen auf die Papierindustrie ist zudem auch zwischen der Produktion und dem

Konsum von Papier zu unterscheiden. Die Basis für Papierrecycling ist der Papierkonsum

in einem Land und nicht die Produktion. Länder mit einem hohen Konsum und geringerer

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Papier


125

Produktion (und somit hohen Importen) können eine höhere Altpapiereinsatzrate

aufweisen. Von der Einsatzrate, die sich auf die Produktion bezieht, ist die Sammelrate zu

trennen, die sich auf den Papierkonsum bezieht. Länder mit einer hohen

Altpapiereinsatzrate sind etwa Rumänien (92 % im Jahr 2008) oder Ungarn (91 %), eine

hohe Sammelrate weisen beispielsweise die Niederlande (80 %) oder Schweden (77 %)

auf (CEPI 2009).

Glas lässt sich beispielsweise zu 100 Prozent und beliebig oft ohne Qualitätsverlust

recyceln. Eingesetzt wird Altglas vor allem in der Behälterglasherstellung (BV Glas

2010). Flaschen bestehen bis zu 60 % aus Alt-Scherben. In der Flachglasindustrie werden

dagegen meist nur Altglasscherben aus der eigenen Produktion als Ausgangsstoff

eingesetzt.

Ein weiterer starker Rückgang im spezifischen Energieverbrauch ist in der

Zementherstellung zu verzeichnen, unter anderem durch die weitere deutliche Reduktion

des Klinker-Zement-Verhältnisses. Ab 2045 erhöht sich der spezifische Energieverbrauch

in der Zementindustrie wieder leicht, da ab diesem Zeitpunkt auch verstärkt Zementöfen

eingesetzt werden, in denen Biomasse mitverbrannt wird und die über einen geringeren

Wirkungsgrad verfügen (EU Bio Net 3 2011). Zudem werden zunehmend CCS-Verfahren

eingesetzt, die ebenfalls für den leichten Anstieg des spezifischen Energieverbrauchs

mitverantwortlich sind. Auch in der Chlorindustrie geht der spezifische Verbrauch

deutlich zurück. Dies geschieht zunächst durch einen Wechsel zum Membranverfahren

und in den späteren Perioden zur Sauerstoffverzehrkathode (SVK).

Ein Vergleich von spezifischen Emissionen und spezifischem Energieverbrauch in der

Industrie zeigt, dass die spezifischen direkten CO2-Emissionen (bezogen auf die

produzierte Menge eines Gutes) deutlich stärker zurückgehen als der spezifische

Energieverbrauch (siehe Abbildung 4-19). Die Emissionsreduktion übersteigt den

Rückgang des Energieverbrauchs in dem Maße, im dem Energieträger ohne direkte CO2-

Emissionen wie Erneuerbare Energien, Strom, Fernwärme oder mit geringeren Emissionen

(Gas statt Kohle) sowie CCS-Verfahren eingesetzt werden. Die Emissionen sind somit

zum großen Teil entkoppelt vom Energieverbrauch.

Durch einen vollständigen Wechsel auf den Energieträger Strom lassen sich die (direkten)

spezifischen Emissionen in dem betreffenden Sektor komplett vermeiden. In der

Chlorindustrie werden in 2050 nur noch Verfahren eingesetzt, die aufgrund der Reinheit

der Lauge nur Strom nachfragen und keine Wärme zum Eindampfen und Konzentrieren

benötigen. In der Papierindustrie, gekennzeichnet durch eine Wärmenachfrage auf

geringem Temperaturniveau (< 200°C), werden verstärkt Erneuerbare Energien eingesetzt,

um die Emissionen zu reduzieren. Diese stammen überwiegend aus dem

Produktionsprozess in Form von Holzabfällen und Schwarzlauge. Aber auch Wärme aus

der Holzstoffherstellung wird wiederum in der Produktion eingesetzt.


126

Abbildung 4-19: Vergleich der Reduktion des spezifischen Energieverbrauchs und der

spezifischen CO2-Emissionen nach Branchen zwischen 2010 und 2050 im



Neben der Reduktion des spezifischen Energieverbrauchs durch den Einsatz verbesserter

oder alternativer Produktionsverfahren und dem damit verbundenen Rückgang der

Emissionen, sollen auch die übrigen, oben genannten Optionen zur Reduktion der

Emissionen in der Industrie (verstärkter Einsatz von Strom, Erneuerbaren Energien und

CCS16

) näher analysiert werden.

Der Stromeinsatz der Industrie im energieeffizienten Referenzszenario EKE_75 verläuft in

der EU zunächst auf etwa konstantem Niveau von ca. 3.700 PJ (siehe Abbildung 4-20).

Nach 2030 steigt der Stromverbrauch17

deutlich an und erhöht sich auf 4.752 PJ in 2050.

Der größte Anteil am Stromverbrauch der Industrie entfällt auf den Bereich der

elektromotorischen Querschnittsanwendungen. Im Zeitverlauf ist der Stromeinsatz in

16

Eine weitere Option zur Reduktion der Emissionen, der Wechsel innerhalb der fossilen Energieträger hin

zu fossilen Energieträgern mit geringeren Emissionsfaktoren, wird an dieser Stelle nicht detaillierter

diskutiert. Langfristig reduziert sich der Einsatz aller fossilen Energieträger deutlich, zudem werden die

verbleibenden fossilen Energieträger überwiegend in Verbindung mit CCS-Verfahren eingesetzt, so dass

der Vermeidungsoption des Brennstoffwechsels innerhalb der fossilen Energieträger langfristig keine

entscheidende Bedeutung zukommt. 17

Die Begriffe Stromverbrauch, Stromeinsatz, Stromnachfrage und (netto) Strombedarf in der Industrie

werden für ein besseres Verständnis im Folgenden synonym verwendet. Darunter zu verstehen ist die an

die Endverbraucher in der Industrie abgegebene Strommenge (Endenergieverbrauch Strom). Da sich die

Betrachtung auf den Industriesektor konzentriert, entspricht dieser Strombedarf einem Nettostrombedarf.

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127

diesen Anwendungen jedoch rückläufig und reduziert sich bis 2050 auf 1.698 PJ, der

Anteil am Stromverbrauch der Industrie geht auf 36 % zurück.

Abbildung 4-20: Stromverbrauch der Industrie nach Anwendungen im Szenario EKE_75 in der

EU-27


Die Nachfrage nach Strom in der Industrie erhöht sich insgesamt vor allem, um die

Nachfrage nach thermischer Energie und den damit verbundenen Brennstoffeinsatz zu

reduzieren. Mechanische Stromanwendungen stellen ein Substitut für thermische

Anwendungen dar. Aufgrund der hohen Temperaturanforderungen in der Industrie kann

diese thermische Energie alternativ nur mit fossilen Energieträgern bereitgestellt werden.

Der verstärkte Einsatz von Erneuerbaren Energien stellt somit in diesem Bereich keine

Emissionsminderungsoption dar. Die Nachfrage nach Strom steigt beispielsweise in der

Zementindustrie. Eine erhöhte Nutzung von Klinkersubstituten reduziert den

Klinkerbedarf und damit den Einsatz von fossilen Energieträgern in Klinkerbrennöfen.

Allerdings erfordert der Einsatz dieser Zumahlstoffe einen erhöhten Stromaufwand für das

Mahlen. Zu diesen Zumahlstoffen zählen Produkte aus anderen Industriebranchen wie

etwa die Nutzung von Hüttensand aus der Stahlindustrie. Andere Zumahlstoffe sind

beispielsweise Flugaschen, aber auch Calciumsulfat, Kalksteinmehl oder gebrannter

Ölschiefer (Achternbosch, Bräutigam 2000).

In der Metallverarbeitung steigt der Strombedarf ebenfalls an, um den thermischen

Energiebedarf zu reduzieren. Durch vermehrten Stromeinsatz zu Transportzwecken

können Wiedererwärmungen reduziert werden. In der Papierindustrie steigt die

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Papierherstellung

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Prozesse

Elektromotorische u.

sonst. Anwendungen

Elektrowärme

Sonst. Chemische

Prozesse

Elektrolyse

Metallbearbeitung

Lichtbogen-Ofen


128

Stromnachfrage, um thermische Trocknungsverfahren durch mechanische Verfahren zu

ersetzen, etwa durch den Einsatz von Schuhpressen.

Zudem erhöht sich die Stromnachfrage nicht nur durch den Einsatz von Technologien die

die Wärmenachfrage reduzieren, sondern auch durch den Einsatz von Strom zur

Wärmebereitstellung selbst. Strom dient in diesem Fall als direktes Energiesubstitut für

Brennstoffe zur Bereitstellung thermischer Energie. In diesem Zusammenhang wird Strom

sowohl zur Erzeugung von Raumwärme, Warmwasser und auch Prozesswärme verwendet,

unter anderem in den späteren Perioden in Wärmepumpen.

Der Industriestrombedarf wird überwiegend durch Strom aus der öffentlichen Erzeugung

gedeckt. Zum anderen kommen vor allem industrielle KWK-Anlagen zum Einsatz

(Abbildung 4-21). Im Zeitverlauf wird der Strombedarf der Industrie zunehmend durch

Strom aus der weitgehend CO2-freien öffentlichen Erzeugung gedeckt (vergleiche erneut

Abbildung 4-16 zur Dekarbonisierung der öffentlichen Stromerzeugung).

Abbildung 4-21: Deckung des Strombedarfs der Industrie nach Erzeugungstechnologien im



In der öffentlichen Erzeugung werden langfristig überwiegend Kernenergie, die

Erneuerbaren Energien Wasser, Onshore Wind, Biomasse sowie kleinere Strommengen

aus anderen Erneuerbaren Energien und fossil befeuerte CCS-Anlagen eingesetzt. Der

Anteil der industriellen Eigenerzeugung geht zurück und ändert zudem seine Struktur.

Fossile KWK-Anlagen und reine Stromerzeuger werden verdrängt durch KWK-Anlagen

auf Basis von Erneuerbaren Energien und CCS-KWK. Insbesondere ab 2040 spielen diese

Anlagen eine verstärkte Rolle.

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J]

Industrielle KWK mitCCS

Industrielle KWKErneuerbareEnergien

Industrielle KWKfossil

Industriekraftwerke

ÖffentlicheStromerzeugung


129

CCS kann in der Industrie jedoch nicht nur in KWK-Anlagen, sondern auch in

Produktionsprozessen eingesetzt werden. Wie bereits beschrieben, ist der Einsatz von

CCS-Verfahren eine Option, um auch prozessbedingte Emissionen zu reduzieren. Zudem

ist diese Möglichkeit in der Industrie lukrativ, wenn das CO2 bereits in abgetrennter Form

vorliegt. Ab 2020 wird CCS in industriellen KWK-Anlagen in sehr geringem Umfang in

einigen größeren Pilotanlagen eingesetzt. Bis 2030 liegt die abgetrennte Menge an CO2 in

der Industrie bei etwa 17 Mt (siehe Abbildung 4-22).

Ab 2040 spielt der Einsatz dieser Verfahren in der Industrie jedoch eine wichtigere Rolle.

Eingesetzt werden CCS-Verfahren in der Ammoniakherstellung, in der Eisen/Stahl-

Industrie und in der Zementproduktion. In der Ammoniakherstellung entsteht reines CO2

als Produkt der Wasserstoffaufbereitung beispielsweise aus dem Rohstoff Erdgas. In der

CO2-Wäsche wird Kohlenstoffdioxid aus dem Produktionsprozess entfernt und liegt in

reiner Form vor. In 2050 werden in der EU etwa 25 Mt CO2 in der Ammoniakherstellung

abgetrennt und anschließend gespeichert. In der Stahl- und in der Zementherstellung

erfolgt die Abtrennung jeweils in den Öfen. In Summe werden in 2050 etwa 172 Mt

abgetrennt.

Abbildung 4-22: Abgetrenntes CO2 in der Industrie im Szenario EKE_75 in der EU-27


Die verstärkte Nutzung von Erneuerbaren Energien in der Industrie stellt neben dem

Einsatz von Produktionstechnologien mit einem geringeren spezifischen Energie-

verbrauch, einem verstärkten Stromeinsatz und der Nutzung von CCS eine weitere Option

zur Minderung der Emissionen des Industriesektors dar. Der Einsatz von Erneuerbaren

Energien in der Industrie steigt bis 2040 deutlich an und verbleibt dann auf diesem Niveau

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Industrielle KWK

Zement-Industrie

Ammoniak-

Industrie

Eisen/Stahl-

Industrie


130

von etwa 3.700 PJ (siehe Abbildung 4-23). Der am stärksten in der Industrie eingesetzte

erneuerbare Energieträger ist Biomasse. Biomasse dient der industriellen Wärme-

bereitstellung auf niedrigem und mittlerem Temperaturniveau. Der Einsatz erfolgt

überwiegend in Form von fester Biomasse in industriellen Kesselanlagen zur reinen

Wärmeerzeugung (bis zu knapp 1.800 PJ in 2040 in industriellen Kesseln), aber auch in

industriellen KWK-Anlagen (bis zu knapp 900 PJ in 205018

).

Abbildung 4-23: Einsatz von Erneuerbaren Energien nach Verfahren in der Industrie im



Nach 2040 steigt der Einsatz von Erneuerbaren Energien in der Industrie nicht weiter an.

Die Verfügbarkeit von Biomasse ist begrenzt und der Industriesektor steht in Konkurrenz

zu den anderen Energiesektoren. Ab 2040 wird Biomasse stärker im Transportsektor

eingesetzt und zur weiteren Emissionsreduktion in der Industrie kommen vor allem die

Optionen verstärkter Stromeinsatz und Nutzung von CCS-Verfahren zur Anwendung.

Eine wichtige Rolle bezüglich der Nutzung von Erneuerbaren Energien in der Industrie

spielt die Papierindustrie. Aufgrund der Wärmenachfrage auf geringem Temperaturniveau

kann viel Wärme aus Erneuerbaren Energien eingesetzt werden. Zudem bietet sich diese

Branche aufgrund ihrer Nachfragecharakteristik für den Einsatz von KWK-Anlagen an.

Weiterhin deckt die Branche einen Teil ihres Biomassebedarfs selbst, da in der Holz- und

Zellstoffherstellung sowohl Holzabfälle als auch Schwarzlauge als Koppelprodukte

anfallen. Diese Schwarzlauge wird wiederum in der Papierindustrie als Energieträger

18

900 PJ sind der Endenergieverbrauch in KWK-Anlagen. Darin erfasst ist der Anteil an der Biomasse zur

Wärmeerzeugung, der Anteil, der auf den Strom entfällt, wird im Umwandlungssektor bilanziert.

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Umweltwärme Wärmepumpen

Umweltwärme Kühlung

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Schwarzlauge-Vergasung

Schwarzlauge-KWK

Schwarzlauge-Kessel

Biomasseproduktion Papierindustrie

Biomasse-Zementofen

Biomasse-KWK

Biomasse-Kessel


131

überwiegend in KWK-Anlagen oder in späteren Perioden auch in Vergasungsprozessen

eingesetzt.

Weitere erneuerbare Energieträger, die in der Industrie zum Einsatz kommen, sind

erneuerbarer Müll, Solarenergie, Umgebungswärme und geothermische Energie. Die

beiden letztgenannten werden in Verbindung mit Strom in industriellen Wärmepumpen

zur Bereitstellung von Raumwärme und Prozesswärme auf geringem Temperaturniveau

eingesetzt. Industrielle Großwärmepunkte kommen standardmäßig in einem Temperatur-

bereich bis etwa 90°C zur Anwendung (Lambauer et a. 2008). Allerdings sind auch neue

Anlagen mit neuen Kältemitteln in der Entwicklung, die den Einsatz in einem

Temperaturbereich von bis zu 140°C ermöglichen (Wolf, Fahl 2012). Solare Energie dient

ebenfalls zur Bereitstellung von Wärme auf geringerem Temperaturniveau und kommt

daher vor allem in nicht-energieintensiven Branchen wie der Lebensmittelindustrie oder

den sonstigen Industrien zur Anwendung.

Bezogen auf die Emissionen lassen sich für den Industriesektor die direkten und indirekten

Emissionen unterscheiden. Die direkten Emissionen bestehen aus den energiebedingten

Emissionen durch die energetische Nutzung von fossilen Brennstoffen sowie aus den

prozessbedingten Emissionen. Die indirekten Emissionen entstehen durch die Nutzung

von Strom und Fernwärme im Industriesektor, werden aber standardmäßig nicht dem

Industriesektor selbst, sondern dem vorgelagerten Bereich, in dem Strom und Fernwärme

erzeugt wird, zugerechnet.

Abbildung 4-24: Direkte und indirekte CO2-Emissionen in der Industrie im Szenario EKE_75 in

der EU-27


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IndirekteEmissionenFernwärme

IndirekteEmissionen Strom

DirekteprozessbedingteEmissionen

DirekteenergiebedingteEmissionen


132

Insgesamt gehen die CO2-Emissionen des Industriesektors im Zeitverlauf deutlich zurück

(siehe Abbildung 4-24). Die Summe aus den vier genannten Kategorien (direkte energie-

und prozessbedingte Emissionen sowie indirekte Emissionen aus der Nutzung von Strom

und Fernwärme) reduziert sich zwischen 2010 und 2050 um 67 %. Zwischen den

einzelnen Emissionstypen kommt es im Zeitverlauf zu klaren Verschiebungen. Der Anteil

der indirekten Emissionen sinkt besonders deutlich. Ursächlich dafür ist die

Dekarbonisierung der öffentlichen Strom- und Wärmeerzeugung. Trotz steigendem

Stromeinsatz in der Industrie ab 2040 gehen die damit verbundenen Emissionen stark

zurück. Innerhalb der langfristig dominierenden direkten Emissionen kommt es auch zu

unterschiedlichen Entwicklungen mit einem stetigen Anstieg des Anteils der

prozessbedingten Emissionen. Dies zeigt erneut, dass diese CO2-Emissionen schwieriger

zu reduzieren sind als die energiebedingten Emissionen.

Die diskutierten Maßnahmen der Emissionsreduktion haben unterschiedliche

Auswirkungen auf die Höhe des Primärenergieverbrauchs. Während der Einsatz von

Verfahren mit einem geringeren spezifischen Verbrauch zu einer Verminderung des

Primärenergieverbrauchs führt, haben die anderen drei analysierten Optionen einen

erhöhenden Effekt auf den Primärenergieverbrauch. Trotz des Anstieges des

Primärenergieverbrauchs ist diese Energieverwendung und die eingesetzten Verfahren

energieeffizient, da die verwendeten Verfahren und der damit verbundene

Energieverbrauch zu einer Minimierung der Kosten führt.

Strombasierte Verfahren in der Industrie zeichnen sich größtenteils durch einen geringeren

Energieeinsatz bzw. höheren Wirkungsgrad bezogen auf den Endenergieverbrauch als

fossile oder erneuerbare Vergleichsverfahren aus. Bezogen auf den Primärenergie-

verbrauch sind allerdings die Umwandlungsverluste der Stromerzeugung mit zu

betrachten, so dass die Option des Wechsels auf strombasierte Verfahren zu einem Anstieg

des Primärenergieverbrauchs führen kann. Der Einsatz von CCS-Verfahren erhöht

ebenfalls den Primär- und auch Endenergieverbrauch. Die Abtrennung des CO2 benötigt

zusätzliche Energie. Gleiches gilt für Transport und Speicherung. Auch die vierte Option

der Emissionsminderung im Industriesektor, der verstärkte Einsatz von biogenen

Rohstoffen, führt zu einem höheren Primär- und Endenergieverbrauch. Im Vergleich zu

fossilen Technologien verbrauchen Verfahren, die auf Biomasse basieren, mehr Energie

aufgrund ihres geringeren Wirkungsgrads.

Insgesamt steigt der durch den Industriesektor verursachte Primärenergieverbrauch (PEV)

im Zeitverlauf leicht an (siehe den rechten Teil von Abbildung 4-25). Zu diesem PEV

zählen der Endenergieverbrauch der Industrie an Brennstoffen, sowie die Nutzung von

Strom und Fernwärme inklusive der damit verbundenen Umwandlungsverluste, die

bilanziell standardmäßig dem Umwandlungssektor zugerechnet werden.

Dieser leichte Anstieg tritt insbesondere in den späteren Perioden auf, wenn die

Auswirkungen der Emissionsminderungsmaßnahmen stärker durchschlagen. Dazu zählt


133

vor allem der verstärkte Stromeinsatz und somit der zunehmend durch die Industrie

verursachte Primärenergieverbrauch durch die steigende Stromnachfrage (siehe Abbildung

4-25). Insgesamt steigt der dem Industriesektor zurechenbare Primärenergieverbrauch

zwischen 2010 und 2050 leicht um 3,4 % an, wobei der Großteil dieses Anstiegs auf den

Zeitraum ab 2035 zurückzuführen ist.

Abbildung 4-25: Direkter und indirekter Energieverbrauch des Industriesektors im Szenario

EKE_75 in der EU-27


Abschließend soll der gesamte Endenergieverbrauch der Industrie sowie die Entwicklung

gegenüber 2010 aufgeschlüsselt nach unterschiedlichen Einsatzbereichen betrachtet

werden. In Abbildung 4-26 ist der industrielle Endenergieverbrauch unterteilt in den

Energieeinsatz in Produktionsprozessen, in unterschiedlichen Verfahren der Wärme-

bereitstellung wie fossile und erneuerbare reine Wärmeerzeuger und KWK-Anlagen sowie

in strombasierten Querschnittsanwendungen (Elektromotoren, Beleuchtung, IKT)

dargestellt.

Innerhalb der Gruppe der Wärmeanwendungen ist ein deutlicher Rückgang der fossil

befeuerten reinen Wärmeerzeuger zu erkennen. Demgegenüber nehmen die

strombetriebenen Wärmeerzeuger (z. B. Wärmepumpen) und die auf Erneuerbaren

Energien basierenden Verfahren zu. Zudem steigt der Energieeinsatz in industriellen CCS-

KWK-Anlagen. Der Brennstoffeinsatz zur Wärmeerzeugung in KWK-Anlagen nimmt

insgesamt im Zeitverlauf zu und steigt bis 2050 auf knapp 1.950 PJ. Auch innerhalb des

Bereichs der Wärmeerzeugung in KWK-Anlagen kommt es zu Verschiebungen mit einem

Anstieg der Erneuerbaren- und CCS-KWK-Anlagen.

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Fernwärme (PEV)

Strom (PEV)

EEV (ohne Strom und Fernwärme)


134

Abbildung 4-26: Energieeinsatz nach Technologien in der Industrie im Szenario EKE_75 in der

EU-27


Trotz der deutlichen Reduktion der spezifischen Energieverbräuche in den

Produktionsprozessen der einzelnen energieintensiven Branchen (vergleiche erneut

Abbildung 4-18), verbleibt der gesamte Endenergieverbrauch in den Produktionsprozessen

aufgrund steigender Produktionsmengen auf etwa konstantem Niveau. Innerhalb der

Wärmebereitstellung kommt es zu deutlichen Verschiebungen hinsichtlich der

eingesetzten Verfahren und Energieträger sowie zu einem Anstieg des Energieeinsatzes in

der Wärmebereitstellung bis 2045.

Die Analyse der Veränderung des industriellen Endenergieverbrauchs gegenüber 2010

zeigt vor allem die Zunahme des Brennstoffeinsatzes zur Wärmeerzeugung in thermischen

Querschnittsverfahren (Abbildung 4-27). Zudem steigt der Brennstoffeinsatz in den

sonstigen Produktionsverfahren. Rückläufig ist der Energieeinsatz in Öfen und nicht

thermischen Querschnittsverfahren.

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Fernwärmeeinsatz

KWK-Anlagen mit CCS

KWK-Anlagen ErneuerbareEnergien

KWK-Anlagen fossilbefeuert

WärmeerzeugerErneuerbar

Wärmeerzeuger Strom

Wärmeerzeuger fossil

Produktions-Prozesse


135

Abbildung 4-27: Energieeinsatz nach Anwendungsarten in der Industrie im Szenario EKE_75 in

der EU-27 gegenüber 2010


Ursache für den Anstieg des Energieeinsatzes zur Wärmebereitstellung in thermischen

Querschnittsverfahren sind unter anderem steigende Produktionsmengen, insbesondere in

den nicht-energieintensiven Industrien. Zudem erhöht sich durch den steigenden Einsatz

von Erneuerbaren Energien und CCS aufgrund des geringeren Wirkungsgrads ebenfalls

der Brennstoffeinsatz. Weiterhin führt der steigende Einsatz von KWK-Anlagen aufgrund

der bilanziellen Bewertung ebenfalls zu einem steigenden Endenergieverbrauch.19

Zusammenfassend ergeben sich aufbauend auf den Analysen dieses Abschnitts folgende

Kernaussagen zur Beantwortung der aufgestellten Forschungsfragen:

Der effiziente Energieeinsatz bei einem GHG-Ziel von 75 % zeichnet sich durch

einen leicht ansteigenden Primärenergieverbrauch aus. Die absolute Höhe des

Primärenergieverbrauchs sagt wenig über den Grad der Effizienz aus.

Der energieeffiziente Primärenergieverbrauch ist charakterisiert durch die Nutzung

diverser Emissionsminderungsoptionen. Der effiziente Primärenergieverbrauch in

19

Entsprechend der Bilanzierungsregeln von Eurostat, werden die Outputgüter einer KWK-Anlage, Strom

und Wärme, gleich gewichtet. Die Umwandlungsverluste werden beiden Gütern entsprechend ihres

Anteils am Output zugeordnet. Somit werden beide mit dem Gesamtwirkungsgrad einer KWK-Anlage

bewertet. Da dieser allerdings unter dem Wirkungsgrad einer Kesselanlage liegt, erhöht sich mit

steigendem KWK-Einsatz der Endenergieverbrauch der Industrie, wenn auch der

Primärenergieverbrauch im Vergleich zur getrennten Erzeugung von Strom und Wärme sinkt (vergleiche

die Ausführungen in Abschnitt 3.1.1 und Kuder, Blesl 2010b). Von dieser Bilanzierung profitiert vor

allem die Bewertung des in KWK-Anlagen produzierten Stroms.

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Sonst.Querschnitttechnologien

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Abwärme

Wärmebereitstellung(Querschnitt)


136

2050 ist wesentlich diversifizierter als in 2010. Dazu gehören unter anderem die

Nutzung von Erneuerbarer Energien, Kernenergie, CCS sowie ein steigender

Stromeinsatz in Verbindung mit einer starken Dekarbonisierung der öffentlichen

Stromerzeugung.

Der effiziente Energieeinsatz in der Industrie ergibt sich aus der Nutzung von

unterschiedlichen Minderungsoptionen zur Erreichung des GHG-Ziels. Dazu

gehören die verstärkte Nutzung von Strom, CCS-Verfahren und Erneuerbaren

Energien sowie der Einsatz von alternativen und weiterentwickelten Produktions-

und Querschnittstechnologien mit einem geringeren spezifischen Energie-

verbrauch.

4.3 Einfluss von Technologievorgaben und Primärenergieeinsparzielen

4.3.1 Szenariodefinition

In diesem Abschnitt werden Szenarien mit unterschiedlicher politischer Einflussnahme auf

Stromerzeugungstechnologien sowie mit Reduktionsvorgaben für den Primärenergie-

verbrauch (PEV) betrachtet. Die abweichenden Vorgaben beziehen sich auf den Einsatz

von Kernenergie sowie von Erneuerbaren Energien in der Stromerzeugung. Im Vergleich

zum energieeffizienten Referenzlauf wird ein stärkerer Ausbau der Erneuerbaren Energien

vorgegeben und die Nutzung der Kernenergie begrenzt (vergleiche erneut Abbildung 4-10

und Abbildung 4-11). In diesen Szenarien ist somit weniger Flexibilität vorhanden und

anstatt einer kostenminimalen Marktlösung, wie im energieeffizienten Referenzfall,

werden durch Politikmaßnahmen einzelne Technologien gefördert bzw. blockiert. Auch in

diesem Szenario gilt das gleiche Klimaschutzziel wie in der Referenz (Szenario C_75

bezogen auf das „Climate Target“ von 75 %).

Zusätzlich werden Szenarien mit Energieeinsparvorgaben betrachtet. Diese Szenarien mit

einer Reduktionsvorgabe für den Primärenergieverbrauch enthalten unterschiedliche

Reduktionsvorgaben zwischen 0,55 % p. a. und 0,95 % p. a. (Szenarien PEV-N_75, PEV-

M_75 und PEV-H_75) entsprechend der Herleitung in Abschnitt 4.1.3. Diese Szenarien

entsprechen ansonsten dem Szenario C_75. Die betrachteten Szenarien werden im

Folgenden jeweils im Vergleich zum energieeffizienten Referenzlauf EKE_75 analysiert,

um die Abweichungen von der effizienten Struktur herauszuarbeiten.


Welche Auswirkungen haben technologische Einschränkungen im Stromsektor

und Energieeinsparziele auf das Energiesystem? Wie werden Energieeinsparziele

erreicht?

Zu welchen Abweichungen von der effizienten Energienutzung führen

Energieeinsparziele und Einschränkungen im Stromsektor?


137

4.3.2 Abweichung von der energieeffizienten Struktur durch Regulierung und

Energieeinsparvorgaben

Die veränderten Annahmen bezogen auf den Stromerzeugungssektor (Szenario C_75)

führen zu deutlichen Veränderungen des Primärenergieverbrauchs im Vergleich mit dem

energieeffizienten Referenzlauf EKE_75 (siehe Abbildung 4-28). Der effiziente

Energieeinsatz im Szenario EKE_75 ist deutlich höher und liegt in 2050 9 % über

demjenigen mit Technologierestriktionen (Szenario C_75).

Insgesamt ist der Primärenergieverbrauch im Szenario C_75 im zeitlichen Verlauf relativ

konstant und liegt im Jahr 2050 bei einer Höhe von etwa 70.300 PJ. Der Abstand zum

energieeffizienten Referenzlauf vergrößert sich dabei kontinuierlich. Das EU-Einsparziel

von 20 % in 2020 wird auch in diesem Szenario deutlich verfehlt. Im Jahr 2020 wird

gegenüber der EU-Referenzentwicklung entsprechend der Definition des EU-Ziels eine

Reduktion von 14 % erreicht. Im Vergleich zur effizienten Referenzentwicklung ergeben

sich deutliche Unterschiede in der Struktur des Primärenergieverbrauchs (siehe Abbildung

4-28).

Abbildung 4-28: Primärenergieverbrauch in der EU-27 im Szenariovergleich


Im Szenario C_75 wird langfristig im Vergleich zum effizienten Referenzfall EKE_75

aufgrund der geringeren, politisch bedingten Verfügbarkeit, weniger Kernenergie (etwa

um 10.500 PJ geringerer Primärenergieverbrauch an Kernenergie in 2050), hingegen mehr

CCS (etwa 2.670 PJ höherer Energieeinsatz in CCS-Verfahren in 2050) und entsprechend

der höheren Ausbaupfadannahmen mehr Wasser, Wind und Solarenergie eingesetzt (etwa

1.400 PJ). Im Vergleich der beiden Szenarien werden somit deutlich unterschiedliche

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Mineralöl (CCS)

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Braunkohlen (CCS)

Braunkohlen

Steinkohlen (CCS)

Steinkohlen


138

Maßnahmen eingesetzt, um das in beiden Szenarien vorgegebene Klimaschutzziel zu

erreichen (GHG-Reduktion von 75 %). Die geänderten Rahmenannahmen in diesem

Szenario betreffen Einsatzmöglichkeiten von Emissionsminderungsmaßnahmen in der

Stromerzeugung. Durch diese geänderten Bedingungen im Vergleich zur effizienten

Referenz verändert sich auch die Attraktivität anderer Minderungsoptionen, wie etwa die

verstärkte Nutzung von CCS zeigt.

Entsprechend der vorgegebenen Reduktionsziele vermindert sich der Primärenergie-

verbrauch bis 2050 im Szenario mit einer Reduktionsvorgabe von 0,95 % pro Jahr

(Szenario PEV-H_75) bis auf etwa 51.300 PJ (siehe Abbildung 4-28). Der

Primärenergieverbrauch im Szenariovergleich reduziert sich kontinuierlich zwischen dem

effizienten Referenzfall EKE_75, dem Szenario C_75 und den Szenarien PEV-N_75 bis

PEV-H_75. Sowohl die Technologierestriktionen im Szenario C_75 als auch die

zusätzlichen Einsparvorgaben sorgen dafür, dass sich der Energieverbrauch stetig weiter

vom als effizient ermittelten Energieeinsatz des Szenarios EKE_75 entfernt.

Im Vergleich der fünf Szenarien reduziert sich vor allem der Einsatz der Kernenergie

stetig. Im energieeffizienten Referenzfall liegt der Einsatz in 2050 bei 23.600 PJ, im C_75

bei 13.104 PJ. Der Wert fällt kontinuierlich bei einer strikteren Primärenergie-

einsparvorgabe auf beinahe null im Szenario PEV-H_75. Ursächlich dafür ist die

primärenergetische Bewertung von Strom aus Kernenergie basierend auf der

Wirkungsgradmethode mit einem Faktor von 33 %, so dass ein Ausstieg aus der

Kernenergienutzung zu starken bilanziellen primärenergetischen Energieeinsparungen

führt.

Neben dem Rückgang des Einsatzes von Kernenergie reduziert sich auch die Nutzung von

CCS-Verfahren bei Vorgabe von Energieeinsparzielen (PEV-Szenarien). Während es

zwischen den Szenarien EKE_75 und C_75 noch zu einer verstärkten CCS-Nutzung

kommt, reduziert sich die Bedeutung von CCS-Verfahren kontinuierlich mit steigendem

Energieeinsparziel. Im Effizienz-Szenario beläuft sich der Energieeinsatz in diesen

Verfahren in 2050 auf 6.095 PJ, im Szenario C_75 auf 8.764 PJ und im Szenario

PEV-H_75 auf 5.383 PJ. Ursächlich dafür ist der niedrigere Wirkungsgrad von CCS-

Verfahren im Vergleich zu Technologien ohne CCS durch den zusätzlichen Energiebedarf

für die Abtrennung von CO2. Zudem entsteht weiterer Energiebedarf durch den Transport

und die Verpressung von Kohlenstoffdioxid. Ebenfalls rückläufig ist der Einsatz der

sonstigen Erneuerbaren Energien. Zu diesen zählt beispielsweise der Einsatz von

Biomasse. Der Grund für diesen Rückgang ist ebenfalls der geringere Wirkungsgrad von

Biomasse befeuerten Anlagen im Vergleich zu fossil befeuerten Technologien.

Gegenläufig zu dem geringeren Einsatz von Kernenergie, Biomasse und CCS ist der

höhere Einsatz von Wasser, Wind und Solarenergie bei einem Primärenergieeinsparziel

sowie der leichte Anstieg der Stromimporte (aus nicht EU-27-Ländern) in die EU. Strom

aus Wind, Wasser und Solar sowie Stromimporte werden entsprechend der zur


139

Anwendung kommenden Wirkungsgradmethode mit einem Wirkungsgrad von 100 %

bilanziert und stellen daher eine bilanziell gesehen verlustfreie Alternative dar. Die

Nettostromerzeugung aus Wasser, Wind und Solar liegt im Szenario PEV-H_75 in 2050

um 432 TWh über dem Wert des Szenarios C_75 und 776 TWh über dem Szenario

EKE_75. Demzufolge wird deutlich mehr Strom durch diese Technologien erzeugt als

durch die politisch bedingten Mindestausbaupfade vorgegeben. Die verstärkte Nutzung

dieser Technologien ist aufgrund ihres bilanziellen Vorteils notwendig, um die strikten

Primärenergieeinsparziele zu erreichen.

Die gleichen Effekte wie auf EU-Ebene zeigen sich auch in Deutschland (siehe Abbildung

4-29). Auch hier zeigt sich ein Rückgang des Primärenergieverbrauchs im

Szenariovergleich zwischen energieeffizientem Referenzlauf (EKE_75), politischen

Eingriffen in die Stromerzeugung (C_75) sowie den Szenarien mit Energieeinsparzielen.

Abbildung 4-29: Primärenergieverbrauch in Deutschland im Szenariovergleich


Noch deutlicher als auf EU-Ebene zeigt sich der unterschiedliche Einsatz von CCS-

Verfahren in Abhängigkeit von den Rahmenbedingungen der einzelnen Szenarien in

Deutschland. Bei Nichtverfügbarkeit der Option Kernenergie ab 2025 entsprechend der

Rahmenannahmen kommt es unter den Bedingungen des Szenarios C_75 zu einer

intensiven Nutzung von Braunkohle-CCS. Durch die Vorgabe von Energieeinsparzielen

reduziert sich dieser Einsatz wieder.

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Sonst. Erneuerbare

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Gase (CCS)

Gase

Mineralöl (CCS)

Mineralöl

Braunkohlen (CCS)

Braunkohlen

Steinkohlen (CCS)

Steinkohlen


140

Der Nettostrombedarf20

in der EU unterscheidet sich deutlich zwischen den einzelnen

Szenarien (siehe Abbildung 4-30). Sowohl regulatorische Eingriffe in die Stromerzeugung

als auch Energieeinsparvorgaben reduzieren die Attraktivität des Energieträgers Strom und

somit die Stromnachfrage. Der Strombedarf liegt in den drei Szenarien mit

Energieeinsparziel unter demjenigen im C_75-Lauf ohne Einsparvorgabe und noch

deutlicher unter dem Strombedarf im energieeffizienten Szenario EKE_75.

Abbildung 4-30: Nettostrombedarf in der EU-27 im Szenariovergleich


Im Szenario C_75 fällt der Nettostrombedarf im Jahr 2050 insgesamt um 197 TWh

geringer aus als im energieeffizienten Referenzfall. Aufgrund der höheren

Stromgestehungskosten durch die veränderte Struktur der Stromerzeugung reduziert sich

auch die Stromnachfrage in der Industrie im Vergleich zum energieeffizienten

Referenzfall deutlich (138 TWh weniger Stromeinsatz in der Industrie in 2050 im

Vergleich C_75 zu EKE_75). Insgesamt ist der Strombedarf der Industrie im Zeitverlauf

im Szenario C_75 dennoch ansteigend. Der verstärkte Einsatz von Strom als Emissions-

minderungsoption spielt demzufolge nach wie vor eine bedeutende Rolle, wenn auch nicht

in dem Maße wie im Referenzlauf (EKE_75). In der Industrie reduziert sich der

Strombedarf ebenfalls im Szenariovergleich vom Szenario EKE_75, über C_75 bis auf

den geringsten Wert im Szenariovergleich von 900 TWh in 2050 im Szenario PEV-H_75

20

Der Nettostrombedarf ist definiert als die an den Endverbraucher abgegebene Strommenge zuzüglich des

Betriebseigenverbrauchs des Umwandlungssektors, der Übertragungs- und Netzverluste sowie der

Pumparbeit. Der Eigenbedarf der Kraftwerke wird nicht berücksichtigt (IER et al. 2010).

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Umwandlung,Netzverluste

Verkehr

Landwirtschaft

GHD

Haushalte

Industrie


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(siehe ebenfalls Abbildung 4-30). Insgesamt zeigt sich, dass der Emissionsminderungspfad

des verstärkten Stromeinsatzes in der Industrie sowohl durch technologiespezifische

Maßnahmen in der Stromerzeugung (C_75) als auch durch Primärenergieeinsparziele

(PEV-Szenarien) erschwert wird.

Der im Vergleich (C_75 zu EKE_75) geringere Strombedarf der Industrie basiert vor

allem auf dem Einsatz von Elektromotoren mit einem geringeren spezifischen Verbrauch,

dem verminderten Einsatz von Wärmepumpen, einer geringeren Bereitstellung von

Prozesswärme durch elektrothermische Verfahren und einem verminderten Einsatz von

strombetriebenen Verfahren, die den thermischen Energiebedarf durch strombasierte

Anwendungen substituieren.

Den größten Beitrag zur Reduktion des gesamten Primärenergieverbrauchs und somit zur

Erreichung des vorgegebenen Energieeinsparziels leistet der Umwandlungssektor. Die

auftretenden Umwandlungsverluste in diesem Bereich fallen im Jahr 2050 im Szenario

PEV-H_75 bis zu 12.625 PJ geringer aus als in 2010 (siehe Abbildung 4-31).

Abbildung 4-31: Veränderung des Primärenergieverbrauchs gegenüber 2010 nach Sektoren in

der EU-27 im Szenariovergleich


Dieser Rückgang basiert auf den beschriebenen Verschiebungen mit einem geringeren

Einsatz von Kernenergie, CCS und Biomasse in der Stromerzeugung. Diese werden ersetzt

durch eine verstärkte Nutzung von Wind- und Solarenergie sowie steigende Stromimporte.

Zudem reduziert sich in den Szenarien mit einer Reduktionsvorgabe für den

Energieverbrauch insgesamt der Strombedarf (vergleiche auch erneut Abbildung 4-30).

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GHD +Landwirtschaft

Haushalte

Transport

Industrie

Umwandlung


142

Neben dem verstärkten Einsatz von Wind und Solar und den damit verbundenen

bilanziellen Primärenergieeinsparungen aufgrund des Wirkungsgrads von 100 % führt der

Einsatz von Verfahren mit einem höheren Wirkungsgrad (allerdings nicht durch einen

Wechsel auf strombasierte Verfahren) sowie weitere Energiesparmaßnahmen

(beispielsweise Dämmung) zu einem Rückgang des Energieverbrauchs.

Der Industriesektor leistet den geringsten Beitrag zur Erreichung der vorgegebenen

Reduktion des Energieeinsatzes. In den Szenarien EKE_75 und C_75 erhöht sich der

Energieverbrauch im Vergleich zu 2010 im Industriesektor in allen Perioden. In den

Szenarien mit einem Einsparziel von 0,55 % p. a. und 0,75 % p. a. kommt es erst ab 2050

(PEV-N_75) bzw. 2040 (PEV-M_75) zu einer Reduktion des Endenergieverbrauchs im

Vergleich zu 2010 (539 PJ bzw. 834 PJ in 2050 im Vergleich zu 2010). Der stärkste

Rückgang des Endenergieverbrauchs in der Industrie erfolgt im Szenario PEV-H_75

(1.455 PJ in 2050 im Vergleich zu 2010). Im Vergleich mit den anderen Sektoren fällt der

Verbrauchsrückgang in der Industrie am geringsten aus. Neben dem Umwandlungssektor

(12.625 PJ) reduzieren auch die Sektoren Haushalte (3.646 PJ), Verkehr (2.947 PJ) und

GHD + Landwirtschaft (1.777 PJ) stärker als der Industriesektor. Die Ergebnisse der

Systemanalyse verdeutlichen, dass die spezifischen Energieeinsparkosten in der Industrie

am höchsten sind.

Verglichen mit der Entwicklung des Referenzlaufs (EKE_75) reduziert sich der

Endenergieverbrauch in der Industrie im Szenario PEV-H_75 in 2050 um knapp 1.940 PJ.

Zu diesem Verbrauchsrückgang tragen unterschiedliche Maßnahmen bei, die größten

Einsparungen erfolgen in den Bereichen Wärmebereitstellung und elektromechanische

Anwendungen (siehe Abbildung 4-32).

Der größte Rückgang des Energieeinsatzes entfällt auf den Bereich der

Wärmebreitstellung in industriellen Querschnittstechnologien. Dazu zählen die

Anwendungen Raumwärme, Warmwasser und Prozesswärme auf niedrigem und mittlerem

Temperaturbereich. Diese Einsparungen entfallen überwiegend auf nicht-energieintensive

Branchen. Die Einsparungen beruhen sowohl auf dem Einsatz von Verfahren mit einem

geringeren spezifischen Energieverbrauch in der Bereitstellung als auch auf Maßnahmen

zur Reduktion der Nachfrage nach Nutzenergie.

Weiterhin wird aufgrund der Einsparziele weniger Strom in der Industrie eingesetzt. Zum

einen werden weniger thermische Verfahren durch mechanische substituiert als in der

Referenz und zudem wird weniger Wärme durch Strom bereitgestellt. Hinzu kommt, dass

elektromotorische Systeme mit einem geringeren Stromverbrauch zum Einsatz kommen.

Insbesondere durch Verbesserungen im Bereich der elektromotorischen Systeme wie

beispielsweise der Druckluftversorgung wird Strom eingespart. In diesen Bereichen sind

besonders hohe Einsparpotenziale vorhanden (vergleiche auch die Potenzialanalyse in

Abschnitt 3.3). Investitionen in Energiesparmaßnahmen bei strombetriebenen

Querschnittstechnologien werden bei diesen Rahmenbedingungen wirtschaftlich. Im


143

Vergleich mit dem energieeffizienten Referenzszenario führen diese zusätzlichen

Investitionen aber zu höheren Systemkosten. Insgesamt werden im Jahr 2050 635 PJ in

elektromotorischen Querschnittsanwendungen im Vergleich zur Referenzentwicklung

weniger verbraucht (Abbildung 4-32). Weitere Einsparungen (94 PJ in 2050) entfallen auf

den Bereich der sonstigen Querschnittstechnologien, hier sind insbesondere Einsparungen

im Bereich der Beleuchtung zu nennen.

Abbildung 4-32: Veränderung des Endenergieverbrauchs der Industrie nach Verfahren und

Verwendungszwecken im Szenario PEV-H_75 gegenüber der

Referenzentwicklung EKE_75 in der EU-27


Zudem kommt es zu kleineren Energieeinsparungen im Bereich der prozessspezifischen

Technologien wie Öfen und Elektrolyse-Verfahren. Die sonstigen spezifischen

Produktionsverfahren bleiben in etwa auf der Höhe des Verbrauchs des Referenzlaufes.

Für diesen Bereich sind zwei gegenläufige Entwicklungen zu verzeichnen. Auf der einen

Seite werden Verfahren mit einem geringeren spezifischen Verbrauch im Szenario PEV-

H_75 eingesetzt, auf der anderen Seite wird der Wechsel auf den Energieträger Strom

erschwert. Gerade aber der erhöhte Einsatz von Strom reduziert oftmals in diesen

Prozessen den spezifischen Verbrauch, da strombetriebene Verfahren die Nachfrage nach

thermischer Energie reduzieren können (beispielsweise der Einsatz von Schuhpressen in

der Papierindustrie, der erhöhter Mahlaufwand in der Zementherstellung bei steigendem

Einsatz von Klinkersubstituten, der erhöhter Transportaufwand in der Metallerzeugung zur

Vermeidung von Wiedererwärmungen). Zudem kommen weniger CCS-Verfahren zum

Einsatz, dies bezieht sich insbesondere auf die Verwendung von industriellen CCS-KWK-

Anlagen. Dadurch wird der notwendige Energieeinsatz für die CO2-Abtrennung und

Speicherung vermieden.

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Sonst.Querschnitttechnologien

ElektromechanischeQuerschnittstechnologien

Sonst. Produktionsverfahren

Öfen

Elektrolyse

Abwärme

Wärmebereitstellung(Querschnitt)


144

Zusammenfassend zeigt sich, dass eine Primärenergiesparvorgabe einen deutlichen

Einfluss auf den Energieverbrauch des Industriesektors hat. Insbesondere die jeweiligen

Maßnahmen zur Minderung der Emissionen im Industriesektor werden von den

vorgegebenen Reduktionsvorgaben für den Energieverbrauch beeinflusst und

unterscheiden sich somit deutlich zwischen den einzelnen Szenarien. Sowohl der

verstärkte Stromeinsatz als auch die zunehmende Verwendung von CCS-Verfahren als

Emissionsminderungsoption werden durch eine Energieeinsparvorgabe erschwert. Auch

der verstärkte Einsatz von Biomasse wirkt sich aufgrund des vergleichsweise geringen

Wirkungsgrads erhöhend auf den Energieverbrauch aus und steht somit im Widerspruch

zum Ziel der Verringerung des Energieverbrauchs. Dagegen werden Investitionen in

Energiesparmaßnahmen unter den Bedingungen einer strikten, europaweiten Energie-

einsparvorgabe wirtschaftlich. Dies führt jedoch zu steigenden Energiesystemkosten.

Insgesamt sind die Treibhausgasemissionen in Europa durch die Reduktionsvorgabe von

75 % von 1990 bis 2050 in Summe für jedes der hier betrachteten fünf Szenarien fest

vorgegeben (siehe Abbildung 4-33). Die CO2-Emissionen spielen innerhalb der THG-

Emissionen die dominierende Rolle, daher sind diese nach Sektoren explizit in Abbildung

4-34 dargestellt. Die Höhe der Zertifikatspreise zeigt einen steigenden Verlauf bei einem

strikteren Energieeinsparziel. Dies verdeutlicht, dass durch eine Reduktionsvorgabe für

den Primärenergieverbrauch günstige Emissionsvermeidungsoptionen blockiert und

kostenintensivere Optionen gewählt werden müssen. Zwischen Energieeinsparzielen und

Emissionsminderungszielen besteht ein Konflikt.

Abbildung 4-33: GHG-Emissionen nach Sektoren und Zertifikatspreise im Szenariovergleich in

der EU-27


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CO2 (Energie)

Zertifikatspreis


145

Die Analyse der CO2-Emissionen nach Sektoren verdeutlicht, dass es durch die

unterschiedlichen Rahmenbedingungen zu unterschiedlich starken Emissionsminderungen

der einzelnen Sektoren kommt (Abbildung 4-34). Zudem unterscheiden sich, wie am

Beispiel der Industrie verdeutlicht, die jeweiligen Emissionsreduktionspfade in

Abhängigkeit von den Rahmenbedingungen. Die stärkste Reduktion findet in allen

Szenarien im Umwandlungssektor statt. Ebenso zeigt sich bei allen betrachteten

Rahmenbedingungen langfristig eine dominierende Rolle des Industrie- und

Verkehrssektors. Über 80 % der CO2-Emissionen in 2050 sind diesen beiden Sektoren

zuzurechnen. Diese beiden Sektoren weisen demzufolge die höchsten CO2-

Vermeidungskosten auf.

Abbildung 4-34: CO2-Emissionen nach Sektoren im Szenariovergleich in der EU-27


Zwischen 2020 und 2040 führen die politische Regulierung sowie die Energie-

einsparvorgaben zu höheren CO2-Emissionen im Umwandlungssektor im Vergleich zur

effizienten Referenzentwicklung (EKE_75). Die Nachfragesektoren müssen ihre

Emissionen stärker reduzieren. Langfristig gleichen sich die Unterschiede aufgrund der

strikten Emissionsminderungsziele in den späten Perioden wieder an. Es zeigt sich somit,

dass durch Energieeinsparvorgaben die Emissionen stärker auf der Nachfrage- anstatt auf

der Bereitstellungsseite reduziert werden. Die Emissionsminderungspfade des

energieeffizienten Referenzszenarios EKE_75 auf der Angebotsseite werden teilweise

blockiert (Kernenergie, CCS, Biomasse). Dadurch finden Energieverbrauchs- und

Emissionsrückgänge zu höheren Kosten auf der Nachfrageseite statt. Langfristig müssen

alle Sektoren ihre Emissionen deutlich reduzieren und die durch die Vorgabe von

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Landwirtschaft

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Umwandlung/Erzeugung


146

Energieeinsparzielen ausgelösten Verschiebungen gleichen sich im Szenariovergleich

wieder aus (siehe erneut Abbildung 4-34).

Entsprechend des spezifischen Anwendungsfalls des erweiterten Verständnisses von

Energieeffizienz weisen bei vorgegebener Nutzung des Faktors Umwelt und vorgegebener

Versorgungsaufgabe die geringsten gesamten Energiesystemkosten den effizienten Fall

aus. Der effiziente Einsatz der Ressource Energie ergibt sich aus dem Zusammenhang der

Gesamtkostenminimierung des Energiesystems. Bei Betrachtung der gesamten

kumulierten Systemkosten (siehe Abbildung 4-35) liegen die Kosten des Szenarios

EKE_75 trotz eines höheren Primärenergieverbrauchs unter denen des C_75 und unter

denjenigen der Energieeinspar-Szenarien. Die geringsten Kosten, als Maßstab für die

Nutzung knapper Ressourcen, weisen das Szenario EKE_75 als energieeffizient aus.

Die hier dargestellten kumulierten Energiesystemkosten des europäischen Energiesystems

beziehen sich auf den Zeithorizont von 2010 bis 2050 und bestehen aus den

aufsummierten annuisierten Kosten abzüglich annuisierter Erlöse (siehe auch erneut

Gleichung 4-4)21

. Zu den Kostenkomponenten zählen variable und fixe Betriebskosten,

Investitionskoten, Kosten für Importe sowie Flusskosten beispielsweise für Materialien

oder Emissionen.

Verglichen mit dem energieeffizienten Referenzlauf steigen die Systemkosten sowohl

durch zusätzliche technologische Maßnahmen (Szenario C_75) als auch durch das

Hinzufügen von Energieeinsparvorgaben (Szenario PEV-N_75 bis Szenario PEV-H_75)

deutlich an. Die zusätzlichen kumulierten Systemkosten bis 2050 in der EU-27 im

Vergleich zum effizienten Referenzszenario liegen bedingt durch technologiespezifische

Maßnahmen (C_75) bei 1,45 Bio. € (Abbildung 4-35). Zudem erhöhen sich die

Kostenunterschiede zwischen den Einsparszenarien mit steigender Höhe des Einsparziels.

Die zusätzlichen Kosten zwischen PEV-M_75 und PEV-N_75 betragen 538 Mrd. €,

zwischen PEV-H_75 und PEV-M_75 912 Mrd. €. Um die Einsparvorgaben zu erreichen,

muss in Technologien mit einem geringeren spezifischen Verbrauch aber höheren Kosten

investiert werden. Dies führt insgesamt zu steigenden Energiesystemkosten.

Ausgangspunkt für die hier dargestellten kumulierten zusätzlichen Systemkosten bilden

die jährlichen Systemkosten im Vergleich zum Szenario EKE_75. Diese steigen in allen

Szenarien im Zeitverlauf mit einem jeweils strikter werdenden Klimaschutzziel für alle

Szenarien bzw. mit einer strikter werdenden Energieeinsparvorgabe kontinuierlich an und

liegen im Jahr 2050 zwischen 54,3 Mrd. € im Szenario C_75 und 161,4 Mrd. € im

Szenario PEV-H_75 (jeweils in Relation zum Szenario EKE_75). Insbesondere im

Szenario PEV-H_75 führt die hohe PEV-Einsparvorgabe bereits in frühen Perioden zu

deutlich erhöhten jährlichen Zusatzkosten (38,8 Mrd. € in 2020).

21

Rechnerisch ergeben sich die kumulierten Systemkosten in TIMES PanEU aus der Summe der

Systemkosten der einzelnen Modellperioden, die sich wiederum aus den jährlichen Systemkosten

multipliziert mit der Periodendauer (jeweils 5 Jahre) berechnen.


147

Abbildung 4-35: Delta kumulierte, undiskontierte Systemkosten gegenüber dem Szenario

EKE_75 im Szenariovergleich in der EU-27


Die Umweltinanspruchnahme fällt durch das vorgegebene Emissionsminderungsziel in

allen Szenarien gleich aus und ermöglicht so die Vergleichbarkeit. Gleiches gilt für die

vorgegebene Versorgungsaufgabe durch die im Szenariovergleich identische, zu

erfüllende Nachfrage, die den Nutzen in der Effizienzbetrachtung repräsentiert. Insgesamt

wird demzufolge deutlich, dass ein effizienter Energieeinsatz nicht automatisch mit einem

geringeren Energieverbrauch gleichzusetzen ist. Es gilt, den Betrachtungsraum zu

erweitern und alle Ressourcen in die Ermittlung einer energieeffizienten Struktur

miteinzubeziehen.

Vergleichbar mit der Entwicklung im gesamten Energiesystem, treten auch in der

Industrie die geringsten Systemkosten ebenfalls im Szenario EKE_75 auf (siehe

Abbildung 4-36; die Kosten aller Szenarien sind jeweils in Bezug zum Szenario EKE_75

dargestellt). Sowohl politische Eingriff in den Stromsektor (C_75) als auch

Primärenergieeinsparvorgaben (PEV-N_75, PEV-M_75, PEV-H_75) führen zu höheren

Kosten und somit entsprechend der erweiterten Definition zu einer reduzierten Effizienz.

Die zusätzlichen Systemkosten des Industriesektors liegen im Szenario C_75 in der EU-27

im Vergleich zum energieeffizienten Referenzlauf bei 214 Mrd. €. Für einen deutlichen

Anstieg der zusätzlichen Kosten in der Industrie sorgen die Einsparbedingungen für den

Energieverbrauch. Die kumulierten Zusatzkosten bis zum Jahr 2050 liegen bei einer

niedrigen Einsparvorgabe (PEV-N_75) bei 417 Mrd. €. Eine Verschärfung der

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148

Reduktionsvorgabe für den Energieverbrauch sorgt für einen weiteren Kostenanstieg auf

586 Mrd. € (PEV-M_75) bzw. 818 Mrd. € bei striktem Einsparziel (PEV-H_75).

Abbildung 4-36: Delta kumulierte, undiskontierte Systemkosten in der Industrie gegenüber dem

Szenario EKE_75 im Szenariovergleich in der EU-27


Die regulatorischen Eingriffe im Szenario C_75 sorgen für steigende Strompreise in der

Industrie. Die Industriestrompreise liegen im Jahr 2050 im Szenario C_75 um 11 % über

denjenigen des Szenarios EKE_75. Insbesondere bei Vorgabe einer Primärenergie-

einsparverpflichtung steigen die Strompreise in der Industrie deutlich an. Im Jahr 2050

liegen die Preise im Szenario PEV-N_75 um 55 % über den Preisen des EKE_75. Als

Folge davon steigen zum einen die Stromkosten in der Industrie. Zum anderen verliert der

Energieträger Strom an Attraktivität und es erfolgt eine erhöhte Investitionsaktivität in

Technologien mit einem geringeren Stromverbrauch. Beide Effekte führen im Szenario

C_75 im Vergleich zur energieeffizienten Referenz (EKE_75) zu steigenden

Energiesystemkosten im Industriesektor. Die Vorgabe von Energieeinsparvorgaben führt

ebenfalls zum Einsatz teurerer Verfahren mit einem geringeren spezifischen

Energieverbrauch und führt zu höheren Kosten.



Sowohl Energieeinsparziele als auch Technologieeinschränkungen führen zu

einem geringeren Energieverbrauch als im effizienten Referenzfall, aber auch zu

höheren Kosten. Die absolute Höhe des Energieverbrauchs ist somit kein Indikator

für Energieeffizienz.

-200

0

200

400

600

800

1000

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

De

lta

Sys

tem

ko

ste

n g

gü

. E

KE

_75

[M

rd. €

2000]

PEV-H_75

PEV-M_75

PEV-N_75

C_75


149

Einige kostenoptimale Emissionsminderungsoptionen werden durch Energie-

einsparziele blockiert. Dazu zählen die Nutzung von Kernenergie, Biomasse, CCS

sowie ein verstärkter Stromeinsatz.

Den größten Anteil zur kostenoptimalen Erreichung von Primär-

energieeinsparzielen leistet der Umwandlungssektor. Bedingt durch einen

Rückgang der Stromnachfrage und einen Wechsel in der Erzeugung reduziert sich

der Brennstoffeinsatz in der Stromerzeugung. Zudem spielen bilanzielle

Primärenergieeinsparungen in der Stromerzeugung durch den Ausbau von Wind

und Solar eine wichtige Rolle.

4.4 Bedeutung der primärenergetischen Bilanzierungsmethode

Einer der Kritikpunkte an der herkömmlichen Definition und den daraus resultierenden

Zielvorgaben von Energieeffizienz ist die Abhängigkeit von der primärenergetischen

Bilanzierungsmethode (vergleiche Diskussion in Abschnitt 2.5.3). Daher soll in einer

Variante des Szenarios PEV-M_75 das Primärenergiereduktionsziel nicht wie im

Standardfall basierend auf der Wirkungsgradmethode (WM), sondern basierend auf der

Substitutionsmethode (SM) vorgegeben werden.

Die zentrale Forschungsfrage dieses Abschnitts lautet daher:

Welche Auswirkung auf die optimale Technologieauswahl hat die zur Anwendung

kommende primärenergetische Bilanzierungsmethode?

Seit 1995 findet die international präferierte Wirkungsgradmethode (auch

„Wirkungsgradprinzip“ genannt) auch in Deutschland Anwendung. Entsprechend dieses

Verfahrens werden die chemische Energie fossiler Brennstoffe, elektrische Energie aus

Erneuerbaren Energien und thermische Energie in Kernkraftwerken als gleichwertige

Primärenergien betrachtet (Sterner et al. 2008). Da es für die Bewertung des

Außenhandels mit Strom sowie für die Bewertung der erzeugten Strommenge aus Wasser,

Wind, Sonne und Kernenergie keinen einheitlichen Umrechnungsfaktor wie den Heizwert

gibt, kommt die Wirkungsgradmethode zur primärenergetischen Bewertung der

Strommengen zum Einsatz (AGEB 2010). Zur Bewertung der Kernenergie wird ein

Wirkungsgrad von 33 % zugrunde gelegt. Stromimporten sowie Strom aus erneuerbaren

Energieträgern, denen kein Heizwert zugeordnet werden kann, wird das jeweilige

physikalische Energieäquivalent des erzeugten Stroms zugeordnet. Demzufolge kommt

ein Wirkungsgrad von 100 % zur Anwendung.

Bei der Substitutionsmethode dagegen wird davon ausgegangen, dass elektrische Energie

aus nicht-fossilen Quellen eine entsprechende Erzeugung in konventionellen fossilen

Kraftwerken ersetzt. Zur Bewertung nicht-fossiler Quellen wird demzufolge der

durchschnittliche spezifische Brennstoffverbrauch konventioneller, öffentlicher


150

Wärmekraftwerke herangezogen (VDI 2003). Die Wahl der Bilanzierungsmethode betrifft

den Außenhandel mit Strom sowie die Stromerzeugung aus Wasserkraft, Wind, Solar und

Kernenergie. Basierend auf AGEB 2011c errechnet sich für das Jahr 2010 ein

anzulegender Wirkungsgrad von 41 %. Mit diesem Wirkungsgrad sind entsprechend der

Substitutionsmethode die Strommengen aus denjenigen Quellen zu bewerten, bei denen

nicht der Heizwert als Bewertungsmaßstab herangezogen werden kann.

Zur Bestimmung des Einflusses der Bilanzierungsmethode kommt folgendes Vorgehen

zur Anwendung:

Zunächst wird der Ausgangswert für das EU-Energieeinsparziel basierend auf der

Bilanzierung nach der Wirkungsgrad- und Substitutionsmethode bestimmt. Dazu

wird der Referenzwert für 2020 des PRIMES-Modells (European Commission

2008b) nach der Substitutionsmethode bilanziert (siehe Abbildung 4-37). Der

Ausgangswert für das EU-20%-Energieverbrauchsreduktionsziel im Jahr 2020

basierend auf der Wirkungsgradmethode (entsprechend European Commission

2008b) beläuft sich auf einen Bruttoinlandsverbrauch von 82.378 PJ. Unter

Anwendung der Substitutionsmethode ergibt sich ein Wert von 84.179 PJ.

Während der Beitrag der Kernenergie zum Bruttoinlandsverbrauch zurückgeht,

steigt der Bruttoinlandsverbrauch von Wasserkraft, Wind, Solar und

Stromimporten gemäß der veränderten Bilanzierungsregel bei Anwendung der

Substitutionsmethode an.

Abbildung 4-37: Bruttoinlandsverbrauch der EU-27 im Baseline Scenario in 2020 basierend auf

PRIMES 2007 nach der Wirkungsgrad (WM)- und Substitutionsmethode (SM)


0

20000

40000

60000

80000

100000

WM SM

2020 (PRIMES 2007)

Bru

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nd

sver

bra

uch

[P

J]

Stromimport

Sonstige Erneuerbare

Solar und sonstige

Wind

Wasserkraft

Kernenergie

Erdgas

Mineralölprodukte

Feste Brennstoffe


151

Für die Variante basierend auf der Substitutionsmethode (PEV-M_75-S) wird

derselbe relative Einsparpfad von 0,75 % p. a. wie im Vergleichsszenario

basierend auf der Wirkungsgradmethode (PEV-M_75) vorgegeben. Zudem wird

der nichtenergetische Verbrauch in beiden Fällen nicht berücksichtigt und wird

vom Bruttoinlandsverbrauch abgezogen.

Um eine Vergleichbarkeit zu gewährleisten, werden Variante und Szenario

anschließend mit der Wirkungsgradmethode ausgewertet und gegenübergestellt.

Die Modellgleichung zur Modellierung der Einsparbedingung in dieser Variante auf Basis

der Substitutionsmethode entspricht im Allgemeinen der Modellierung auf Basis der

Wirkungsgradmethode (vergleiche dazu Gleichung 4-18 und erneut 4-15), jedoch mit

unterschiedlichen Ausprägungen des primärenergetischen Bewertungsfaktors (PBF) und

des maximal zulässigen Primärenergieverbrauchs (PEC). Für beide Elemente der

Modellgleichung zur Vorgabe der PEV-Einsparbedingung hat der Index bm

(Bewertungsmethode) die Ausprägung SM (Substitutionsmethode).

∑ ∑ ∑ ( )

(4-18)

Zur Untersuchung der Auswirkung der primärenergetischen Bilanzierungsmethode wird in

diesem Abschnitt die Variante basierend auf der Substitutionsmethode (PEV-M_75-S) mit

dem zugehörigen Szenario auf Basis der Wirkungsgradmethode (PEV-M_75) sowie dem

energieeffizienten Referenzfall (EKE_75) verglichen.

Der absolute Ausgangs- und somit auch Zielwert (PECt,sm) für die Energieeinsparvorgabe

basierend auf der Substitutionsmethode liegt über demjenigen basierend auf der

Wirkungsgradmethode (siehe auch erneut Abbildung 4-37). Wird der gleiche

Energieeinsatz vergleichend sowohl nach der Wirkungsgrad- als und nach der

Substitutionsmethode bilanziert, so führt dies tendenziell zu einem höheren Verbrauch bei

Anwendung der Substitutionsmethode. Dies gilt insbesondere bei einem stärkeren Einsatz

von Erneuerbaren Energien in der Stromerzeugung, die basierend auf der

Wirkungsgradmethode mit einem Wirkungsgrad von 100 % bilanziert werden (Wasser,

Wind, Solar).

Die zur Anwendung kommende primärenergetische Bilanzierungsmethode bei der

Vorgabe von Energieeinsparzielen hat einen deutlichen Einfluss auf den Energieeinsatz.

Ein Einsparziel auf Basis der Substitutionsmethode (PEV-M_75-S) führt im Vergleich zu

einem Einsparziel basierend auf der Wirkungsgradmethode (PEV-M_75) zu einem

geringeren Anteil von Wasser, Wind und Solarenergie, zu reduzierten Stromimporten

sowie zu einer verstärkten Nutzung von CCS (vergleiche Abbildung 4-38; alle Szenario-

bzw. Variantenergebnisse sind zum Zweck der Vergleichbarkeit basierend auf der

Wirkungsgradmethode ausgewertet). Der verstärkte Einsatz von CCS-Verfahren (vor


152

allem gasgefeuerten CCS-Anlagen) sowohl im Vergleich zum effizienten Referenzlauf als

auch zum Szenario mit Einsparziel auf Basis der WM zeigt, dass diese

Emissionsminderungsoption unter den Rahmenbedingungen der Variante PEV-M_75-S an

Attraktivität gewinnt, insbesondere im Vergleich zu einer verstärkten Nutzung von Wind

und Solar in der Stromerzeugung.

Da die erneuerbaren Energieträger Wasser, Wind und Solar nicht mehr von einem

bilanziellen Wirkungsgrad von 100 % profitieren, geht ihr Anteil am Primär-

energieverbrauch in 2050 von 12,9 % auf 7,5 % zurück (vergleiche in Abbildung 4-38 die

Werte aus PEV-M_75 und PEV-M_75-S). Gleiches gilt für Stromimporte, die im Fall

einer Einsparvorgabe auf Basis der Substitutionsmethode ebenfalls nicht mehr von einem

bilanziellen Wirkungsgrad von 100 % profitieren.

Abbildung 4-38: Anteile am Primärenergieverbrauch bei unterschiedlichen Bilanzierungs-

methoden im Szenariovergleich in der EU-27 im Jahr 2050


Insgesamt wird deutlich, dass die Technologien zur Stromerzeugung aus Wind und Solar

bei der Vorgabe von Einsparvorgaben für den Primärenergieverbrauch entscheidend von

der Wirkungsgradmethode gefördert und bevorzugt werden und zur Erreichung

ambitionierter Einsparziele bei Anwendung dieser Methode eine entscheidende Rolle

spielen. Der Einsatz dieser Technologien ist somit teilweise entkoppelt von ihren

technischen und ökonomischen Parametern. Insofern hat die Bilanzierungsmethode bei

Vorgabe von PEV-Einsparzielen starken Einfluss auf die Technologieauswahl und

ermöglicht bilanzielle Gewinne.

Die Option des starken Wechsels hin zu Wind und Solar und damit gleichzeitig die

Reduktion von Emissionen und die (bilanzielle) Reduktion des Primärenergieverbrauchs

verliert durch die Anwendung der Substitutionsmethode stark an Attraktivität. Dadurch

müssen andere, technische statt bilanzielle Einsparoptionen sowohl für den

EKE_75 PEV-M_75 PEV-M_75-S

Fossile Energie-träger; 26,7%

CCS; 8,0%

Kern-energie; 30,9%

Wasser, Wind, Solar; 6,3%

Sonst. Erneuer-

bare Energien;

29,4%

Strom-importe;

0,5%

Sonstige Energie-träger; 0,7%


CCS; 10,6%

Kern-energie;

2,9%


Sonst. Erneuer-

bare Energien;

33,3%

Strom-importe;

3,3%



CCS; 28,9%

Kern-energie;

0,0%


Sonst. Erneuer-

bare Energien;

27,1%

Strom-importe;

0,2%



153

Energieverbrauch als auch für die Emissionen gewählt werden. Dies führt zu höheren

Vermeidungskosten und als Folge davon zu höheren Emissionszertifikatspreisen. Zudem

sind die Systemkosten bei der Einsparvorgabe basierend auf der Substitutionsmethode

deutlich höher (Abbildung 4-39). Durch die vergleichsweise geringere Nutzung von Wind

und Solarenergie führt die Anwendung der Substitutionsmethode insbesondere zu einem

Anstieg der variablen Kosten.




Die Analysen in diesem Abschnitt verdeutlichen, dass es insgesamt wenig sinnvoll ist,

normative Energieeinsparziele vorzugeben. Dies gilt unabhängig von der zur Anwendung

kommenden Bilanzierungsmethode. Der in dieser Arbeit ermittelte effiziente

Energieeinsatz (EKE-Szenarien) ist dagegen unabhängig von der Bewertungsmethode.


Kernaussagen:

Normative Energieeinsparziele führen unabhängig von der Bilanzierungsmethode

zu höheren Kosten und sorgen nicht für eine effiziente Nutzung der Ressource

Energie.

Energieeinsparziele auf Basis der Wirkungsgradmethode bevorzugen aufgrund der

bilanziellen Primärenergieeinsparungen den verstärkten Einsatz von Windkraft und

Solarenergie.

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

Modell

EK

E_75

PE

V-M

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PE

V-M

_75-S

EK

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PE

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PE

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5-S

EK

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V-M

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PE

V-M

_75-S

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V-M

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PE

V-M

_75-S

2010 2020 2030 2040 2050

Delt

a S

yste

mko

ste

n g

gü

. E

KE

_75

[Mrd

€2000]


154

Zur Erreichung von Einsparzielen auf Basis der Substitutionsmethode müssen

technische statt bilanzielle Optionen gewählt werden. Dies führt zu höheren Kosten

und zur Nutzung anderer Verfahren als bei einer Zielvorgabe basierend auf der

Wirkungsgradmethode. Insbesondere werden mehr CCS-Verfahren verwendet und

weniger Windkraft und Solarenergie.

4.5 Energieeffizienz und Variation der Klimaschutzziele

4.5.1 Szenariodefinition

Basierend auf dem erweiterten Verständnis von Energieeffizienz in dieser Arbeit muss

auch die Nutzung des Faktors Umwelt bei der Bestimmung des effizienten Einsatzes des

Faktors Energie berücksichtigt werden. Entsprechend des hergeleiteten spezifischen

Anwendungsfalls der Definition in dieser Arbeit wird die Nutzung der Ressource Umwelt

nicht explizit durch externe Kosten, sondern durch eine Emissionsminderungsvorgabe

abgebildet. Dieses vorgegebene Emissionsminderungsziel spiegelt die Inanspruchnahme

der Ressource Umwelt wider und stellt eine praktische Vereinfachung des Ansatzes der

externen Kosten dar. Da jedoch die anzulegenden Schadenskosten der Emissionen und

somit auch die monetäre Bewertung der Nutzung der Ressource Umwelt Unsicherheiten

unterliegen, wird auch das vorgegebene Klimaschutzziel variiert, um diese Unsicherheiten

durch die Szenarioanalyse abzubilden.

In Abschnitt 4.5.2 soll jeweils der effiziente Einsatz von Energie für unterschiedliche

Klimaschutzziele (Reduktion von 65 %, 75 % und 85 %) betrachtet werden. Da

entsprechend des erweiterten Verständnisses von Energieeffizienz der effiziente

Energieeinsatz von der Emissionsminderungsvorgabe abhängt, sind nur Energiesysteme

mit identischer Minderungsvorgabe hinsichtlich ihrer Effizienz vergleichbar. Um die

Unsicherheit hinsichtlich der Bewertung der Schadenshöhe der Emissionen zu

berücksichtigen, werden an dieser Stelle somit drei jeweils effiziente Energiesysteme

betrachtet (Szenarien EKE_65, EKE_75 sowie EKE_85). Analyseschwerpunkt in diesem

Abschnitt ist die Beantwortung der Frage, in wieweit der effiziente Energieeinsatz vom

Klimaschutzziel abhängt und wie sehr sich die effizienten Energiesysteme bei

unterschiedlichen Klimaschutzzielen unterscheiden (Abschnitt 4.5.2).

Im Abschnitt 4.5.3 dieses Kapitels sollen Energieeinsparungen bei unterschiedlichen

Klimaschutzzielen sowie die Wechselwirkungen von Energieeinsparvorgaben und

Emissionsminderungsvorgaben betrachtet werden. Dazu werden jeweils die mittleren

Primärenergieeinsparvorgaben (PEV-M-Szenarien mit einer Einsparvorgabe von

0,75 % p. a.) in Kombination mit unterschiedlichen Klimaschutzzielen betrachtet

(Szenarien PEV-M_65, PEV-M_75 sowie PEV-M_85). Die zentrale Forschungsfrage in

diesem Abschnitt untersucht somit, wie Energieeinsparziele bei unterschiedlichen

Klimaschutzzielen erreicht werden und welche Wechselwirkungen es zwischen


155

Energieeinspar- und Emissionsminderungszielen gibt. Zu diesem Zweck werden sowohl

die PEV-Szenarien miteinander verglichen, als auch in Bezug zum jeweiligen C-Szenario

(C_65, C_75, C_85) gesetzt.


Inwieweit hängt der effiziente Einsatz der Ressource Energie vom

Emissionsminderungsziel ab? Wie unterscheidet sich der jeweilige effiziente

Energieeinsatz bei unterschiedlichen Emissionsminderungszielen (Abschnitt

4.5.2)?

Wie wirken Energieeinsparvorgaben bei unterschiedlichen Emissionsminderungs-

zielen? Welche Wechselwirkungen ergeben sich zwischen Energieeinspar- und

Emissionsminderungszielen (Abschnitt 4.5.3)?

4.5.2 Energieeffizienz bei unterschiedlichen Klimaschutzzielen

In diesem Abschnitt wird der effiziente Einsatz von Energie bei drei unterschiedlichen

Treibhausgasminderungszielen (65 %, 75 % und 85 %) verglichen, um somit die

Abhängigkeit der effizienten Energienutzung vom Klimaschutzziel hervorzuheben. Im

Vergleich der Szenarien EKE_65, EKE_75 und EKE_85 wird ersichtlich, dass ein

strikteres Klimaschutzziel zu einem höheren Primärenergieverbrauch führen kann (siehe

Abbildung 4-40). In 2050 liegt der Primärenergieverbrauch (PEV) im Szenario EKE_75 in

der EU-27 bei etwa 76.500 PJ und damit etwa 2.300 PJ über dem Vergleichswert bei einer

geringeren Treibhausgasreduktionsvorgabe (EKE_65). Bei einem Emissionsminderungs-

ziel von 85 % (EKE_85) liegt der PEV in der EU um weitere 340 PJ über dem Wert des

Szenarios EKE_75. Da ein strikteres Klimaschutzziel zu einem höheren Energieverbrauch

führen kann, werden die negativen Wechselwirkungen zwischen Energieeinsparung und

Klimaschutz bereits an dieser Stelle deutlich (vergleiche Abschnitt 4.5.3 für eine

detaillierte Analyse dieser Wechselwirkungen).

Für einen Anstieg des Primärenergieverbrauchs bei einem strikter werdenden

Klimaschutzziel zwischen den Szenarien EKE_65 und EKE_75 sind mehrere Effekte

verantwortlich. Bei strikteren Emissionsreduktionsvorgaben werden CCS-Verfahren,

Kernenergie und Biomasse verstärkt eingesetzt (vergleiche ebenfalls Abbildung 4-40).

Diese Optionen üben aber alle eine steigernde Wirkung auf den Primärenergieverbrauch

aus. Der Energieeinsatz in CCS-Verfahren liegt bei einer Reduktionsvorgabe von 75 % bei

6.095 PJ in 2050 (EKE_75) im Vergleich zu 2.652 PJ bei einer GHG-Reduktion von 65 %

(EKE_65). Der Primärenergieverbrauch der Kernenergie liegt in 2050 um knapp 2.700 PJ

höher bei einem strikteren Klimaschutzziel und der Einsatz der sonstigen Erneuerbaren

(ohne Wind, Solar, Wasser) um knapp 3.500 PJ über dem Wert bei einem schwächeren

Emissionsreduktionsziel (jeweils EKE_75 zu EKE_65 im Jahr 2050 in der EU-27).


156

Abbildung 4-40: Primärenergieverbrauch in der EU-27 im Szenariovergleich


Im Szenario EKE_65 hingegen werden deutlich mehr Mineralölprodukte eingesetzt als bei

stärkerem Klimaschutz (+4.200 PJ in 2050 im Szenario EKE_65 im Vergleich zu

EKE_75). Hauptverbraucher ist der Transportsektor. Durch ein strikteres Klimaschutzziel

erhöht sich im Verkehrssektor der Einsatz von Erneuerbaren Energien sowie der

Elektromobilität und damit die Stromnachfrage. Strombetriebene Motoren verfügen über

einen höheren Wirkungsgrad bezogen auf den Endenergieverbrauch und verursachen

keine direkten Emissionen. In Verbindung mit einer starken Dekarbonisierung der

Stromerzeugung stellt der Wechsel auf Strom im Transportsektor wie auch in den anderen

Nachfragesektoren, etwa der Industrie, einen effizienten Weg der Emissionsreduktion und

einen effizienten Energieeinsatz dar. Trotz des höheren Wirkungsgrads führt die Nutzung

von strombasierten Verfahren in den Nachfragesektoren aufgrund der Umwandlungs-

verluste der Stromerzeugung zu einem höheren Primärenergieverbrauch.

Bei einer weiteren Verschärfung des Klimaschutzzieles von 75 % auf 85 % werden einige

der bisher beschriebenen Effekte verstärkt, einige dagegen wieder abgeschwächt. Im

Vergleich zwischen den Szenarien EKE_85 und EKE_75 steigt die Nutzung der

Kernenergie (+3.461 PJ PEV in 2050 im Szenario EKE_85 im Vergleich zu EKE_75), der

Einsatz von Erneuerbaren Energien (+4.045 PJ) sowie die Stromimporte (+1.314 PJ)

weiter an. Im Unterschied zu der Entwicklung zwischen den Szenarien EKE_65 und

EKE_75 geht bei einer weiteren Verschärfung des Klimaschutzes der Einsatz von CCS-

Verfahren jedoch zurück (vergleiche erneut Abbildung 4-40). Bei einer Nutzung von

CCS-Verfahren verbleibt immer ein Rest-CO2-Wert, der nicht abgetrennt und gespeichert

-10000

0

10000

20000

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Modell

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2010 2020 2030 2040 2050

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Netto-Stromimporte

Abfall

Biomasse (CCS)

Sonst.Erneuerbare

Wasser, Wind,Solar

Kernenergie

Gase (CCS)

Gase

Mineralöl (CCS)

Mineralöl

Braunkohlen(CCS)

Braunkohlen

Steinkohlen(CCS)

Steinkohlen


157

wird, da die Abtrennrate nicht bei 100 % liegt22

. Bei einem sehr ambitionierten GHG-Ziel

von 85 % bewirkt dieses verbleibende CO2, dass CCS-Verfahren weniger eingesetzt

werden. Ob die Nutzung von CCS-Technologien Teil der effizienten Energieverwendung

ist, hängt somit von der Höhe des Klimaschutzziels ab.

Mit einer Verschärfung des Klimaschutzes einhergehend ist in den energieeffizienten

Szenarien ein Anstieg des Strombedarfs (siehe Abbildung 4-41). Dieser ist im Szenario

mit einem GHG-Ziel von 85 % (EKE_85) mit 4.881 TWh in der EU in 2050 am höchsten.

Der verstärkte Einsatz von Strom in Verbindung mit einer starken Dekarbonisierung der

Stromerzeugung ist somit ein effizienter Weg der Emissionsminderung, der durch ein

strikteres GHG-Ziel noch verstärkt wird. Die damit einhergehenden Umwandlungsverluste

sind mitverantwortlich für einen steigenden Primärenergieverbrauch, der aber bei

steigendem GHG-Ziel die effiziente Nutzung der Ressource Energie widerspiegelt.

Abbildung 4-41: Nettostrombedarf in der EU-27 im Szenariovergleich


Vergleichbar mit der Reaktion im gesamten Energiesystem steigt auch in der Industrie in

den Effizienz-Szenarien mit steigendem Klimaschutzziel die Stromnachfrage (vergleiche

Abbildung 4-42). Der größte Teil des industriellen Stromeinsatzes entfällt auf

Querschnittstechnologien und insbesondere auf elektromotorische Anwendungen

(vergleiche dazu auch die Analyse des Industriesektors in Kapitel 3). Bei strikterem

Klimaschutzziel reduziert sich jedoch der Stromeinsatz in elektromotorischen

Querschnittsanwendungen. Durch veränderte Rahmenbedingungen (strikteres GHG-Ziel)

22

Die Abtrennrate von CO2 liegt beispielsweise in einem Pre-Combustion-Kraftwerk bei etwa 92 %

(Kuckshinrichs et al. 2010).

0

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6000

2010 2020 2030 2040 2050

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dar

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Wh

]

EKE_85

EKE_75

EKE_65


158

wird mehr in Verfahren mit einem geringeren spezifischen Stromverbrauch investiert, um

die Stromnachfrage zu dämpfen. Obwohl diese Investitionen bei den gegebenen

Bedingungen die optimale Lösung darstellen, führen die Investitionen im Vergleich in

Summe zu höheren Systemkosten.

Insgesamt steigt die industrielle Stromnachfrage mit einem stärkeren Klimaschutzziel

jedoch deutlich an. Im Jahr 2050 liegt die Nachfrage im Industriesektor in der EU-27 bei

3.948 PJ bei schwachem Klimaschutz (EKE_65) und steigt über 4.752 PJ (EKE_75) auf

5.572 PJ bei einem Emissionsminderungsziel von 85 % (EKE_85). Sowohl um thermische

Energie bereitzustellen, als auch um die Nachfrage nach thermischer Energie zu

reduzieren, wird im Szenariovergleich (EKE_65, EKE_75, EKE_85) langfristig mehr

Strom eingesetzt. So wird bei einem starken Klimaschutzziel von 85 % beispielsweise

deutlich mehr Strom in industriellen Wärmepumpen eingesetzt. Aufgrund des

schwächeren Klimaschutzzieles im Szenario EKE_65 kommt diese Emissions-

minderungsoption des verstärkten Stromeinsatzes in geringerem Umfang zum Einsatz und

der Stromeinsatz steigt nur leicht in den späteren Perioden an.

Abbildung 4-42: Stromnachfrage in der Industrie in der EU-27 im Szenariovergleich


In Abhängigkeit vom Klimaschutzziel unterscheidet sich auch der effiziente Einsatz von

Erneuerbaren Energien. Mit steigendem Klimaschutzziel nimmt die Nutzung insgesamt

zu, zudem kommt es zu deutlichen Verschiebungen zwischen den Sektoren. Bei strikterem

Klimaschutzziel steigt die Nutzung von Erneuerbaren Energien im Verkehrssektor,

während vor allem in der Industrie, aber auch im Haushaltssektor, die Nutzung rückläufig

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Modell

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2010 2020 2030 2040 2050

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Wärmepumpen

Sonst. Öfen

Elektromotorische u.sonst. Anwendungen

Elektrowärme

Zell-/Holzstoff

Papierherstellung

NM-MineralstoffeProzesse

Sonst. chemischeProzesse

Elektrolyse

Lichtbogen

Metallbearbeitung


159

ist (siehe Abbildung 4-43). Der Anteil am gesamten Endenergieverbrauch von

Erneuerbaren Energien im Jahr 2050 steigt bei strikterem Klimaschutz im Verkehrssektor

von 18 % über 31 % auf 39 % an (Vergleich der Szenarien EKE_65, EKE_75 und

EKE_85). Der Anteil des Industriesektors am gesamten Endenergieverbrauch

Erneuerbarer Energien reduziert sich dagegen von 30 % über 25 % auf 17 % bei strikterem

Klimaschutz.

Im Verkehrssektor wird bei einer Verschärfung der Emissionsminderungsvorgaben

deutlich mehr Biomasse zur Bereitstellung von Biokraftstoffen verwendet. Die

Verfügbarkeit von Biomasse ist insgesamt durch die Landnutzungspotenziale begrenzt,

insofern besteht eine Konkurrenzsituation zwischen den Nachfragesektoren. Die

integrierte Systemanalyse verdeutlicht diese Konkurrenzsituation zwischen dem Verkehrs-

und dem Industriesektor.

Abbildung 4-43: Verteilung des Endenergieverbrauchs von Erneuerbaren Energien auf die

einzelnen Nachfragesektoren in der EU-27 im Szenariovergleich


Aufgrund des verstärkten Klimaschutzziels und der sich daraus ergebenden veränderten

Emissionsminderungspfade ändert sich auch der effiziente Energieeinsatz in der Industrie

(siehe Abbildung 4-44). Es zeigt sich der bereits beschriebene verstärkte Einsatz von

Strom sowie der langfristige Rückgang des Biomasseeinsatzes in 2050 bei stärkerem

Klimaschutz. Insgesamt reduziert sich langfristig der effiziente Energieeinsatz in der

Industrie bei einer Verschärfung des Klimaschutzziels. Aufgrund des mit einem

steigenden GHG-Ziel einhergehenden Anstiegs der Emissionszertifikatspreise reduziert

sich vor allem die Nutzung von fossilen Energieträgern. Technologien mit einem

geringeren spezifischen Verbrauch werden aufgrund der gestiegenen Zertifikatspreise

teilweise wirtschaftlich, sorgen jedoch insgesamt für einen Anstieg der gesamten

Energiesystemkosten.

EKE_65 EKE_75 EKE_85

Industrie30%

Haushalte35%

Verkehr18%

GHD+Land-wirtschaft

17%Industrie

25%

Haushalte29%

Verkehr31%

GHD+Land-wirtschaft

15%

Industrie17%

Haushalte27%Verkehr

39%

GHD+Land-wirtschaft

17%


160

Abbildung 4-44: Endenergieverbrauch in der Industrie in der EU-27 im Szenariovergleich


Während die absolute Höhe der GHG-Emissionen vorgegeben ist, ergeben sich bei einer

Variation der Emissionsminderungsziele unterschiedliche Reduktionsbeiträge der

einzelnen Sektoren bzw. unterschiedliche Anteile an den verbleibenden Emissionen.

Basierend auf den verschiedenen Vermeidungsoptionen der einzelnen Sektoren und den

damit verbundenen, unterschiedlichen Vermeidungskosten kommt es zu Verschiebungen

bei strikterem Klimaschutz. Durch ein stärkeres Klimaschutzziel ändern sich die

Reduktionsbeiträge und auch die Reduktionspfade der einzelnen Sektoren deutlich.

Im Jahr 2050 werden die CO2-Emissionen bei einem strikten Klimaschutzziel von 85 %

deutlich vom Industriesektor dominiert (siehe Abbildung 4-45). Dabei ist eine klare

Verschiebung zwischen den Sektoren im Vergleich zu einem Klimaschutzziel von 75 %

zu erkennen. Neben dem Industriesektor verbleiben langfristig nur noch die Emissionen

des internationalen Luftverkehrs auf einem nennenswerten Niveau. In allen anderen

Sektoren erfolgen sehr deutliche Reduktionen. Im Vergleich zu einem Reduktionsziel von

75 % reduzieren sich vor allem die Emissionen im Verkehrssektor.

0

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Abfall

sonst. ErneuerbareEnergien

ErneuerbareEnergien (biogen)

Fernwärme

Strom

Gase

Mineralölprodukte

Kohlen


161

Abbildung 4-45: CO2-Emissionen nach Sektoren in der EU-27 im Jahr 2050 im

Szenariovergleich


Diese Verteilung der Emissionen bei einem sehr strikten Vermeidungsziel zeigt, dass die

höchsten Vermeidungskosten in der Industrie liegen. Dies gilt insbesondere für die

prozessbedingten Emissionen sowie Emissionen aus Produktionsprozessen auf sehr hohem

Temperaturniveau, die nicht durch einen Wechsel auf strombetriebene Verfahren

vermieden werden können. Der Anteil der prozessbedingten CO2-Emissionen aus

industriellen Produktionsprozessen an den gesamten CO2-Emissionen des Energiesystems

erhöht sich zwischen dem EKE_75 und dem EKE_85 von 13 % auf 23 % (jeweils im Jahr

2050, siehe ebenfalls Abbildung 4-45). Der Emissionsminderungspfad in der Industrie ist

deutlich vom Klimaschutzziel abhängig. Mit strikter werdendem Klimaschutzziel sind ein

verminderter Einsatz von Erneuerbaren Energien (stattdessen Einsatz im Transportsektor)

sowie ein noch stärkerer Einsatz von Strom effizient.

Während bei einem Minderungsziel von 65 % und 75 % der größte Teil der Emissionen in

2050 auf den Transportsektor entfällt (40 % im Szenario EKE_65, 36 % im Szenario

EKE_75), reduziert sich dieser Anteil deutlich bei einem Minderungsziel von 85 %.

Ursächlich dafür ist der beschriebene Effekt der verstärkten Nutzung von Biokraftstoffen

im Verkehrssektor bei einem Klimaschutzziel von 85 %. Der Transportsektor trägt somit

bei einem verstärkten Klimaschutzziel einen deutlich größeren Beitrag zur Emissions-

minderung bei.

Die drei hier betrachteten energieeffizienten Szenarien EKE_65, EKE_75 und EKE_85

repräsentieren jeweils die effiziente Nutzung der Ressource Energie und stellen somit die

kostenminimalen Energiesysteme für die jeweiligen Klimaschutzziele dar. Im Vergleich

der drei Effizienzszenarien führt ein strikteres Klimaschutzziel zu höheren Energie-

EKE_65 EKE_75 EKE_85Umwand-

lung7%

Industrie (Energie)

19%

Industrie (Prozesse)

11%

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2%

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Industrie (Energie)

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Luftverkehr)36%

Int. Luftverkehr

15%

Umwand-lung10%

Industrie (Energie)

27%


23%

Haushalte3%

GHD1%

Land-wirtschaft

0%


Luftverkehr)8%

Int. Luftverkehr

28%


162

systemkosten. Dies gilt sowohl für das gesamte Energiesystem (vergleiche Abbildung

4-46) als auch für den Industriesektor (vergleiche Abbildung 4-47).




Abbildung 4-46 und Abbildung 4-47 zeigen somit jeweils einen Vergleich der

kostenminimalen Lösungen für unterschiedliche Emissionsminderungsvorgaben. Ein

deutlicher Anstieg der gesamten Energiesystemkosten zeigt sich erst in den späteren

Perioden ab 2040. Das strikter werdende Klimaschutzziel führt in den späteren Perioden

zum Einsatz teurerer Emissionsvermeidungsoptionen und somit zu einem exponentiellen

Anstieg der Kosten. Die Vermeidungskosten verlaufen nicht linear, insofern führt

insbesondere ein Klimaschutzziel von 85 % zu einem deutlichen Kostenanstieg in den

letzten Perioden.

Bezogen auf die EU fallen die zusätzlichen, kumulierten Systemkosten im Szenario

EKE_65 im Vergleich zum Szenario EKE_75 bis zum Jahr 2050 um etwa 0,73 Bio. €

geringer aus. Die Kosten des Szenarios EKE_85 liegen 2,5 Bio. € über denjenigen des

EKE_65 und 1,8 Bio. € über denen des EKE_75 (siehe Abbildung 4-46).

Bezogen auf den Industriesektor belaufen sich die verminderten, kumulierten

Systemkosten bis zum Jahr 2050 im Szenario EKE_65 auf 149 Mrd. € (EKE_65 im

Vergleich zu EKE_75) bzw. die zusätzlichen Kosten im Szenario EKE_85 auf etwa

207 Mrd. € (im Vergleich zu EKE_75, siehe Abbildung 4-47).

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2000]


163




Insgesamt hat die Analyse in diesem Abschnitt gezeigt, dass die Höhe des

Klimaschutzziels deutlichen Einfluss auf die effiziente Nutzung des Faktors Energie hat.

Ein strikteres Klimaschutzziel führt zu einem höheren, effizienten Energieverbrauch.

Dieser Anstieg ist vor allem eine Folge des verstärkten Einsatzes von Kernenergie, CCS-

Verfahren und Biomasse in der Stromerzeugung sowie allgemein eines verstärkten

Stromeinsatzes und den damit verbundenen Umwandlungsverlusten. Bei einem strikter

werdenden Klimaschutzziel reduziert sich die Nutzung von CCS-Verfahren jedoch wieder.

Weiterhin kommt es zu einer unterschiedlichen Nutzung von Biomasse in Abhängigkeit

vom Klimaschutzziel und unterschiedlichen Reduktionsbeiträgen der einzelnen Sektoren

zur Erreichung der Emissionsminderungsziele. Bei unterschiedlichen Klimaschutzzielen

unterscheiden sich die kostenoptimalen Emissionsminderungspfade und als Ergebnis

davon, der effiziente Energieeinsatz.



Der effiziente Einsatz des Faktors Energie hängt vom Klimaschutzziel ab und

steigt bei einem strikteren Klimaschutzziel an.

Dieser Anstieg resultiert vor allem aus der zunehmenden Nutzung von

Kernenergie, teilweise CCS, Biomasse sowie allgemein einer höheren

Stromnachfrage.

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2000]

EKE_85

EKE_65


164

Es kommt zu weiteren Verschiebungen hinsichtlich der effizienten Nutzung von

Energie bei strikterem Klimaschutzziel, unter anderem ein verstärkter Einsatz von

Biomasse im Verkehrssektor.

4.5.3 Energieeinsparungen bei unterschiedlichen Klimaschutzzielen sowie

Wechselwirkungen von Energieeinsparung und Emissionsminderung

Klimaschutzziele und Energieeinsparziele stehen in Wechselwirkungen zueinander. Die

Höhe der Emissionsminderungsvorgabe hat erheblichen Einfluss auf die Energieeinspar-

pfade. Mit strikter werdendem Klimaschutzziel, bei gleicher Energieeinsparvorgabe

(Vergleich von PEV-M_65, PEV-M_75 und PEV-M_85), kommt es zu einer deutlichen

Verschiebung der Anteile der Energieträger am Primärenergieverbrauch (siehe Abbildung

4-48). Ein strikteres Klimaschutzziel führt zu einem steigenden Einsatz von Erneuerbaren

Energien, einem erhöhten Einsatz von Kernenergie sowie zu leicht steigenden

Stromimporten. Der verstärkte Einsatz der Erneuerbaren Energien betrifft sowohl

diejenigen Energieträger mit einem bilanziellen Wirkungsgrad von 100 % (Wasser, Wind,

Solar) als auch sonstige Erneuerbare Energien (wie beispielsweise Biomasse). Rückläufig

bei steigendem Klimaschutz ist insbesondere der Einsatz von Mineralölprodukten. Diese

Veränderung ist überwiegend auf den Transportsektor zurückzuführen.

Abbildung 4-48: Primärenergieverbrauch in der EU-27


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Gase

Mineralöl CCS

Mineralöl

Braunkohlen CCS

Braunkohlen

Steinkohlen CCS

Steinkohlen

PEC_0.75-LC PEC_0.75

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PEV-M_65 PEV-M_75

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Netto-Stromimporte Abfall

Biomasse (CCS) Sonst. Erneuerbare

Wasser, Wind, Solar Kernenergie

Gase (CCS) Gase

Mineralöl (CCS) Mineralöl

Braunkohlen (CCS) Braunkohlen

Steinkohlen (CCS) Steinkohlen


165

Die Nutzung von CCS-Technologien steigt zunächst mit einem strikter werdenden

Klimaschutzziel in Form einer Verschärfung der Emissionsminderungsvorgabe von 65 %

auf 75 % an (vergleiche die Szenarien PEV-M_65 und PEV-M_75 in Abbildung 4-48).

Bei einer weiteren Erhöhung der Emissionsminderungsvorgabe auf 85 % (Szenario PEV-

M_85) reduziert sich die Nutzung von CCS-Verfahren allerdings, da nicht das gesamte

CO2 abgetrennt und gespeichert wird.

Die Energieeinsparziele werden bei unterschiedlichen Emissionsminderungsvorgaben auf

verschiedenen Wegen erreicht. Im Szenario mit einer Emissionsminderungsvorgabe von

85 % (PEV-H_75) ist eine starke Dekarbonisierung der Stromerzeugung und der

vermehrte Einsatz des Energieträgers Strom in den Nachfragesektoren unabdingbar, um

diese strikten Klimaschutzziele zu erreichen. Damit sind aber gleichzeitig

Umwandlungsverluste in der Stromerzeugung und somit ein hoher Energieeinsatz im

Umwandlungssektor verbunden.

Wie bereits in den vorangegangenen Abschnitten beschrieben, führt ein Primär-

energieeinsparziel tendenziell zu einem Rückgang des Strombedarfs und damit des

Energieeinsatzes und der Verluste im Umwandlungssektor. Insbesondere bei schwachem

Klimaschutz von 65 % und PEV-Einsparvorgabe (PEV-M_65) geht der Strombedarf im

Zeitverlauf kontinuierlich zurück (siehe Abbildung 4-49). Die strikter werdenden

Klimaschutzvorgaben führen jedoch zu einem höheren Strombedarf in den Szenarien

PEV-M_75 und PEV-M_85.

Abbildung 4-49: Nettostrombedarf bei unterschiedlichen Klimaschutzzielen in der EU-27 im

Szenariovergleich


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PEV-M_85

PEV-M_75

PEV-M_65


166

Als Folge dieser höheren Stromnachfrage bei einem Emissionsminderungsziel von 85 %

entfällt ein größerer Teil des Energieeinsatzes auf den Umwandlungssektor (Abbildung

4-50).

Abbildung 4-50: Anteile der Sektoren am Primärenergieverbrauch in der EU-27 im Jahr 2050 im

Szenariovergleich


Während der Anteil des Umwandlungssektors am Primärenergieverbrauch im Jahr 2050

bei schwachem Klimaschutz bei 24 % liegt, steigt dieser Anteil über 36 % auf 44 % bei

einem Klimaschutzziel von 85 %. Als Folge davon müssen die anderen Sektoren stärker

ihren Energieverbrauch einschränken, um die Einsparziele zu erreichen. Dies führt zu

Investitionen in Technologien mit einem geringeren Verbrauch und vor allem zu höheren

Kosten. Ein Energieeinsparziel ist bei verschärften Klimaschutzvorgaben erschwert zu

erreichen. Es besteht der bereits beschriebene Konflikt zwischen den Vorgaben.

Der Anteil des Industriesektors am Primärenergieverbrauch reduziert sich auf 16 % im

Szenario PEV-M_85 (Abbildung 4-50). Während sich der Stromeinsatz erhöht, um die

Emissionsminderungsvorgaben zu erreichen, reduziert sich langfristig insbesondere der

Einsatz der Erneuerbaren Energien sowie die Nutzung fossiler Energieträger (siehe

Abbildung 4-51). Zudem geht der Einsatz von CCS-Verfahren zurück. Insgesamt reduziert

sich der Endenergieverbrauch in der Industrie in der EU-27 bei einem mittleren

Energieeinsparziel und verschärftem Klimaschutz bis zum Jahr 2050 auf 10.472 PJ

(Szenario PEV-M_85). Vergleichbare Entwicklungen wie in der EU-27 zeigen sich

ebenfalls im Industriesektor in Deutschland (vergleiche Abbildung 4-52). Mit steigendem

Klimaschutzziel geht der Endenergieverbrauch der Industrie in Deutschland insgesamt

zurück und erreicht im Jahr 2050 einen Wert von 1.628 PJ.

PEV-M_65 PEV-M_75 PEV-M_85

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9%


167

Abbildung 4-51: Endenergieverbrauch in der Industrie in der EU-27 im Szenariovergleich


Abbildung 4-52: Endenergieverbrauch in der Industrie in Deutschland im Szenariovergleich


In der Industrie in Deutschland zeigt sich wie in Europa neben dem Rückgang des

gesamten Endenergieverbrauchs und des verstärkten Stromeinsatzes in den späteren

Perioden ein Rückgang des Biomasseeinsatzes bei strikterem Klimaschutzziel (siehe

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Fernwärme

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Gase

Mineralölprodukte

Kohlen


168

Abbildung 4-52). Diese Entwicklung ist wiederum in der verstärkten Nutzung von

Biomasse im Transportsektor zur Bereitstellung von Biokraftstoffen in den späten

Modellperioden begründet. Auch in Deutschland geht bei strikterem Klimaschutz (85 %)

in der Industrie die Nutzung von fossilen Energieträgern sowie der Einsatz von CCS-

Verfahren zurück.

Im Anschluss an die Untersuchung, wie Energieeinsparziele bei unterschiedlichen

Emissionsminderungszielen erreicht werden, soll der weitere Fokus in diesem Abschnitt

speziell auf den Wechselwirkungen zwischen Klimaschutz- und Energiesparzielen liegen.

Bei identischem Klimaschutzziel führt das Hinzufügen einer zusätzlichen Einsparvorgabe

für den Primärenergieverbrauch zu höheren Emissionsvermeidungskosten und somit zu

höheren Emissionszertifikatspreisen (siehe Abbildung 4-53). In allen betrachteten

Szenarien wird bis 2020 der Zertifikatspreis durch das ETS-Ziel bestimmt. Im Anschluss

ist das sektorübergreifende GHG-Ziel bindend und bestimmt somit den Zertifikatspreis.

Der Effekt von Einsparzielen auf den Zertifikatspreis zeigt sich auch bei einer

Verschärfung der Einsparziele bei gleichem Klimaschutzziel, was ebenfalls erhöhend auf

den Zertifikatspreis wirkt (vergleiche dazu erneut Abbildung 4-33).

Abbildung 4-53: Zertifikatspreise in der EU-27 im Szenariovergleich


Bei einem Klimaschutzziel von 65 % steigt der Zertifikatspreis durch eine zusätzliche

Energieeinsparbedingung im Jahr 2050 von 152 €/t CO2eq (Szenario C_65) auf

165 €/t CO2eq (Szenario PEV-M_65) an. Bei einem Klimaschutzziel von 75 % steigt der

Preis im Jahr 2050 von 352 €/t CO2eq (Szenario C_75) auf 381 €/t CO2eq (Szenario PEV-

M_75) an. Es wird somit deutlich, dass Energieeinsparziele Emissionsminderungspfade

blockieren und somit eine Reduktion der Emissionen schwieriger und nur bei höheren

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THG-Preis

ETS- Preis


169

Kosten zu erreichen ist. Die negativen Wechselwirkungen zwischen diesen beiden Zielen

werden somit erneut deutlich.

In der folgenden Abbildung (Abbildung 4-54) werden die Wechselwirkungen zwischen

den beiden Zielen zusammenfassend dargestellt und insbesondere die gegenläufigen

Wirkungen hervorgehoben. Werden nur die drei Szenarien ohne Energieeinsparziel bei

unterschiedlichen Klimaschutzvorgaben miteinander verglichen (Szenarien C_65, C_75

und C_85), wird deutlich, dass ein strikteres Emissionsminderungsziel zu einer steigenden

Nutzung von Strom (siehe Abbildung 4-54, oben links), Erneuerbaren Energien (unten

links), Kernenergie (unten rechts) und teilweise CCS (oben rechts) führt. Die Nutzung von

CCS-Verfahren nimmt mit strikter werdendem Klimaschutzziel zunächst zu (Vergleich

C_75 zu C_65), geht anschließend aber wieder zurück (Vergleich C_85 zu C_75). Werden

nur die Szenarien mit identischem Energieeinsparziel und unterschiedlichem

Klimaschutzziel betrachtet (PEV-M_65, PEV-M_75, PEV-M_85), so zeigen sich die

gleichen Entwicklungen.

Eine kombinierte Betrachtung von strikter werdendem Klimaschutzziel und dem

Hinzufügen einer Energieeinsparvorgabe verdeutlicht jedoch die Wechselwirkungen. Die

Vorgabe eines Energieeinsparziels bei gleichem Klimaschutzziel führt jeweils zu einem

Rückgang der Nutzung von Strom, Erneuerbaren Energien, Kernenergie und CCS

(Vergleich jeweils von C_65 zu PEV-M_65 bzw. C_75 zu PEV-M_75 und C_85 zu PEV-

M_85).

Da der zunehmende Einsatz von Strom, CCS, Biomasse und Kernenergie zu einem

steigenden Primärenergieverbrauch führt (basierend auf der Bewertung nach der

Wirkungsgradmethode), aber die genannten Optionen gleichzeitig kostenoptimale

Maßnahmen zur Emissionsminderung sind, entsteht ein Zielkonflikt zwischen

Energieeinspar- und Emissionsminderungsziel. Neben den genannten gegenläufigen

Effekten gibt es auch Bereiche, in denen beide Ziele in die gleiche Richtung wirken, dies

gilt insbesondere für den verstärkten Einsatz von Windkraft und Solarenergie. Die

verstärkte Nutzung von Wind und Solar sowie die damit verbundenen bilanziellen

Energieeinsparungen aufgrund des rechnerischen Wirkungsgrads dieser Technologien von

100 % sind notwendig, um ein striktes Energieeinsparziel in Verbindung mit einem GHG-

Ziel zu erreichen.

Unter zusätzlicher Berücksichtigung der Ergebnisse der Analyse des effizienten

Energieeinsatzes in den vorherigen Abschnitten zeigt sich bezogen auf die

Stromnachfrage, dass diese sowohl von politisch bedingten, technischen Restriktionen für

den Stromerzeugungssektor, den Emissionszielen und auch den Energieeinsparvorgaben

abhängt. Mit einer Verschärfung des Minderungsziels für Treibhausgasemissionen steigt

der Stromverbrauch (vergleiche dazu erneut Abbildung 4-54), durch technologische

Einschränkungen in der Stromerzeugung (siehe dazu beispielsweise erneut den Vergleich

von EKE_75 zu C_75 in Abbildung 4-30) sowie durch eine Primärenergieeinsparvorgabe


170

(vergleiche dazu erneut Abbildung 4-54) sinkt die Stromnachfrage. Zusammenfassend

wirken drei Bedingungen reduzierend auf die Stromnachfrage: Schwächere

Klimaschutzziele, Regulierung bzw. Begrenzung einzelner Stromerzeugungstechnologien

sowie Energieeinsparvorgaben.

Abbildung 4-54: Auswirkungen von Klimaschutz- und Energieeinsparzielen in der EU-27 im

Szenariovergleich


Weiterhin verdeutlicht die Analyse, dass die beschriebenen Effekte unabhängig von der

Höhe des Klimaschutzziels sind und für alle drei hier betrachteten Fälle gelten. Wie auch

die vorangegangene Analyse des effizienten Energieeinsatzes bei unterschiedlichen

Klimaschutzzielen gezeigt hat (vergleiche erneut Abschnitt 4.5.2 und Abbildung 4-40),

kann eine Verschärfung des Klimaschutzziels in den hier betrachteten Fällen zu einer

Erhöhung des Primärenergieverbrauchs führen und wirkt somit einem Energieeinsparziel

entgegen.

Das Energieeinsparziel reduziert den Primärenergieverbrauch deutlich über das effiziente

Maß hinaus. Somit kommt es nicht zu einem effizienten Energieeinsatz sondern zu einer

Energieeinsparung, die zu Investitionen in nicht kosteneffiziente Verfahren zwingt und

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171

somit zu höheren Systemkosten führt. Durch das Blockieren von Emissionsminderungs-

optionen steigen zudem die Emissionszertifikatspreise. Zur Analyse und Herausarbeitung

der beschriebenen Interaktionen zwischen den unterschiedlichen Zielen, aber auch

zwischen den einzelnen Sektoren, ist eine integrierte Systemanalyse unabdingbar.

Die Analyse der gesamten Energiesystemkosten verdeutlicht, dass Energieeinsparziele zu

höheren Energiesystemkosten und somit einem geringen Maß an Effizienz führen (siehe

Abbildung 4-55). Bei einem schwachen Klimaschutzziel (65 %) hat ein Energieeinsparziel

bezogen auf den Anstieg der Systemkosten eine vergleichbare Wirkung wie eine

Verschärfung des Klimaschutzziels (vergleiche Kosten der Szenarien PEV-M_65 und

C_75). Bei mittlerem Klimaschutz hat jedoch eine weitere Verschärfung des

Klimaschutzes (C_85) die größeren Auswirkungen auf die Systemkosten als die Vorgabe

einer Energieeinsparbedingung (PEV-M_75).




Es zeigt sich, dass insbesondere bei einem strikten Klimaschutzziel die Vorgabe eines

Energieeinsparziels schwer zu erreichen ist und somit zu deutlich höheren

Energiesystemkosten führt (ca. 1 Bio. € zusätzliche Kosten durch eine Energieeinspar-

vorgabe bei einem Klimaschutzziel von 85 %; vergleiche Szenario C_85 und PEV-M_85).

Die Zusatzkosten, die durch eine Energieeinsparvorgabe anfallen, steigen mit der Höhe

des Klimaschutzziels. Dies verdeutlicht erneut den vorliegenden Zielkonflikt zwischen

Emissionsminderungs- und Energieeinsparziel.

Die Auswertung der Systemkosten des Industriesektors zeigt ebenfalls den durch die

Vorgabe von zusätzlichen Energieeinsparzielen hervorgerufenen Kostenanstieg auf (siehe

Abbildung 4-56). Zudem wird deutlich, dass in der Industrie insbesondere

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172

Energieeinsparziele zu höheren Kosten führen. So liegen die Kosten des Szenarios mit

Einsparziel und mittlerem Klimaschutz (PEV-M_75) über denjenigen bei starkem

Klimaschutz ohne Energiesparziel (C_85).

Dies verdeutlicht, dass aufgrund der Umwälzungen im Energiesystem durch Einsparziele

und den Verschiebungen zwischen den Sektoren insbesondere in den Nachfragesektoren

die Kosten steigen. Der Industriesektor, wie auch die anderen Nachfragesektoren, müssen

dafür sorgen, dass durch den Einsatz teurerer Verfahren mit einem höheren Wirkungsgrad

die Stromnachfrage zurückgeht und somit die Umwandlungsverluste in der Strom-

erzeugung im Umwandlungssektor reduziert werden. In den Nachfragesektoren führen

daher insbesondere Energieeinsparziele zu einem Anstieg der Energiesystemkosten.






Energieeinsparziele führen nicht zu einer Förderung der Energieeffizienz sondern

sorgen für steigende Energiesystemkosten und zudem für höhere Emissions-

zertifikatspreise. Einsparziele sind insbesondere bei strikteren Emissionszielen

schwieriger zu erreichen und sorgen für höhere Kosten.

Aufgrund des verstärkten Stromeinsatzes zur Erreichung strikterer GHG-Ziele und

der damit verbundenen Umwandlungsverluste im Stromsektor müssen die

Nachfragesektoren ihren Energieverbrauch stärker einschränken, um die

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173

Energieeinsparziele zu erreichen. Der Beitrag der Nachfragesektoren zur

Erreichung von Energieeinsparzielen steigt mit strikterem Klimaschutzziel.

Zwischen Energieeinsparzielen und Emissionszielen besteht ein Zielkonflikt.

Kostenoptimale Emissionsminderungsoptionen werden durch ein Energie-

einsparziel teilweise blockiert (Strom, CCS, Kernenergie, Biomasse).

4.6 Vergleich aller Szenarien

Zusammenfassend sind einige zentrale Ergebnisse in Abbildung 4-57 bis Abbildung 4-60

dargestellt. Entsprechend des erweiterten Verständnisses von Energieeffizienz ist

hinsichtlich einer Effizienzbewertung der komplette, monetär bewertete Ressourceneinsatz

im Verhältnis zum erzielten Nutzen zu berücksichtigen. Zu diesem gesamten

Ressourceneinsatz zählt auch die Ressource Umwelt. Im bisher vorherrschenden

Verständnis von Energieeffizienz wurde ausschließlich die Ressource Energie betrachtet.

Entsprechend des spezifischen Anwendungsfalls des erweiterten Verständnisses eines

effizienten Einsatzes des Inputfaktors Energie in dieser Arbeit wird die Nutzung der

Ressource Umwelt durch eine Emissionsminderungsbedingung vorgegeben. Zusätzlich

wird ein konstantes Nutzenniveau in Form einer vorab definierten Energieversorgungs-

aufgabe vorgegeben. Der effiziente Einsatz des Faktors Energie wird dann durch die

minimalen Energiesystemkosten ausgewiesen. Da sich die Effizienzaussagen jeweils auf

eine gegebene Nutzung des Faktors Umwelt beziehen, sind jeweils Szenarien mit

gleichem GHG-Ziel miteinander zu vergleichen.




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174

Der entscheidende Indikator, um Aussagen über die effiziente Energienutzung treffen zu

können, sind die gesamten Energiesystemkosten. Diese sind zusammengefasst für alle

Szenarien erneut in Abbildung 4-57 dargestellt. Für alle Klimaschutzziele gilt, dass die

Szenarien ohne Energieeinsparvorgaben und ohne politische, regulatorische Eingriffe in

die Stromerzeugung jeweils zu den geringsten Kosten führen und somit als effizient

bezeichnet werden können (Szenarien EKE_65, EKE_75, EKE_85).

Zusätzlich zur Betrachtung dieses entscheidenden Indikators werden zudem die

Komponenten Energie, Emissionen und Kosten ins Verhältnis gesetzt, um den effizienten

Energieeinsatz (EKE-Szenarien) und den Energieeinsatz in den anderen Szenarien

vergleichend analysieren zu können. Innerhalb der Gruppe von Szenarien mit identischem

Klimaschutzziel weisen die effizienten Szenarien neben den geringsten Energie-

systemkosten jeweils die geringsten spezifischen Emissionen und die geringsten

spezifischen Kosten des Primärenergieverbrauchs auf (siehe Abbildung 4-58). Dies basiert

auf dem höheren Primärenergieverbrauch in den effizienten Szenarien. Dieser zusätzliche

Energieverbrauch basiert aber vor allem auf dem Einsatz von CO2-freien oder CO2-armen

Technologien bzw. Energieträgern wie Kernenergie, CCS oder Biomasse.

Abbildung 4-58: Delta undiskontierte Systemkosten gegenüber dem Szenario EKE_75 bezogen

auf den PEV über den spezifischen GHG-Emissionen des PEV im

Szenariovergleich in der EU-27 im Jahr 2050 (jeweils kumulierte Werte)


Fließt zusätzlich die kumulierte Primärenergiereduktion in die zusammenfassende

Betrachtung mit ein (Abbildung 4-59; dargestellt ist die kumulierte

Primärenergiereduktion im Vergleich zum Szenario EKE_75 in der EU-27 bis zum Jahr

2050), zeigt sich erneut, dass die Höhe des Primärenergieverbrauchs bzw. der

EKE_75

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175

Primärenergiereduktion allein nicht dienlich ist, um etwas über die Effizienz dieses

Energieeinsatzes auszusagen. Eine starke Reduktion des Primärenergieverbrauchs führt zu

höheren Kosten und somit zu einem Rückgang der Effizienz. Innerhalb einer Gruppe von

Szenarien mit dem gleichen GHG-Ziel korreliert jeweils eine verstärkte PEV-Reduktion

mit einem Kostenanstieg. Es kommt in diesen Fällen somit zu einer Reduktion des

Primärenergieverbrauchs über das effiziente Maß hinaus. Zudem zeigt der Vergleich der

Primärenergiereduktion erneut, dass ein strikter werdendes Klimaschutzziel zu einem

höheren Primärenergieverbrauch (bzw. einer verringerten Reduktion des

Primärenergieverbrauchs) führen kann (vergleiche etwa EKE_65, EKE_75 und EKE_85

und auch C_65, C_75 und C_85).

Abbildung 4-59: Delta undiskontierte Systemkosten gegenüber dem Szenario EKE_75 über der

Primärenergiereduktion gegenüber EKE_75 im Szenariovergleich in der EU-27

im Jahr 2050 (jeweils kumulierte Werte)


Der zusammenfassende Vergleich von Energieverbrauch und Kosten wird auch für den

Industriesektor vorgenommen. Die Analyse bezieht sich in diesem Fall auf die

kumulierten zusätzlichen Energiesystemkosten und die kumulierte Reduktion des

Endenergieverbrauchs des Industriesektors, jeweils bezogen auf das Szenario EKE_75 bis

zum Jahr 2050. Der Vergleich von Kosten und Energieverbrauch im Industriesektor zeigt

erneut sehr deutlich den Trade-Off zwischen diesen beiden Größen (siehe Abbildung

4-60). Die Reduktion des industriellen Endenergieverbrauchs führt zu einem deutlichen

Anstieg der damit verbundenen Kosten. Dies gilt jeweils für alle Szenarien mit gleichem

GHG-Ziel und tritt bei allen drei hier betrachteten GHG-Zielen auf, mit Ausnahme des

Vergleichs von EKE_65 und C_65.

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Primärenergiereduktion ggü. EKE_75 [EJ]


176

Wie auch bei einer Betrachtung des gesamten Energiesystems, führen auch in der Industrie

verschärfte Klimaschutzvorgaben zu höheren Kosten (vergleiche unter anderem EKE_65

zu EKE_75 und EKE_85 in Abbildung 4-60). Vor allem jedoch durch die Vorgabe eines

Energieeinsparziels steigen die Kosten in der Industrie an. Im Vergleich zur Analyse des

gesamten Energiesystems (siehe erneut Abbildung 4-59) liegen in der Industrie die

Szenarien mit einem GHG-Ziel von 85 % kostenseitig nicht deutlich über allen anderen. In

der Industrie sind somit Energieeinsparungen deutlich schwieriger zu erreichen als

Emissionsminderungen und der Trade-Off zwischen Kosten und Energieverbrauch ist

stärker ausgeprägt als im gesamten Energiesystem. Zudem zeigt sich im Vergleich zum

Gesamtsystem, dass bezogen auf die Industrie eine Verschärfung des GHG-Ziels zu einem

Rückgang des Energieverbrauchs führt (vergleiche beispielsweise EKE_65, EKE_75 und

EKE_85 oder C_65, C_75 und C_85).

Abbildung 4-60: Delta undiskontierte Systemkosten gegenüber dem Szenario EKE_75 in der

Industrie über der Endenergieverbrauchsreduktion in der Industrie gegenüber

EKE_75 im Szenariovergleich in der EU-27 im Jahr 2050 (jeweils kumulierte

Werte)


EKE_75

C_75

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PEV-M_75PEV-H_75

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Endenergieverbrauchsreduktion ggü. EKE_75 [PJ]

5 Zusammenfassung und Ausblick

177


5.1 Zusammenfassung der Ergebnisse

Die Zielstellung der hier vorliegenden Arbeit ist es, den effizienten Einsatz von Energie in

der Industrie in Europa zu ermitteln. Allerdings ist schon die Verwendung des Begriffs

Energieeffizienz uneinheitlich. Oftmals werden absolute und spezifische Rückgänge des

Energieverbrauchs nicht voneinander getrennt. Standardmäßig wird unter dem Begriff ein

spezifischer Energieverbrauch bezogen auf eine Outputeinheit oder eine Reduktion dieses

spezifischen Verbrauchs verstanden. Auch diese Abgrenzung zwischen statischer und

dynamischer Betrachtung ist nicht eindeutig. Innerhalb des Themengebiets

Energieeffizienz gibt es neben unterschiedlichen Definitionen auch unterschiedliche Ziel-

und Messgrößen. Im Vergleich der EU-Mitgliedsstaaten sind die Energieeffizienzziele

sehr heterogen, sowohl was die Messung als auch was den Zielwert betrifft.

Die bisherige Verwendung des Begriffs und die damit verbundenen Zielvorgaben weisen

einige kritische Punkte auf. In der Standarddefinition wird nur der Inputfaktor Energie

berücksichtigt. Alle anderen notwendigen Ressourcen zur Erbringung einer Energiedienst-

leistung, zwischen denen es vielfältige Substitutionsbeziehungen gibt, werden nicht

betrachtet. Durch die Festlegung auf den Primärenergieverbrauch in der EU-Zielvorgabe

entsteht zudem eine Abhängigkeit von der Bilanzierungsmethode. Basierend auf der

Wirkungsgradmethode werden Technologien mit einem bilanziellen Wirkungsgrad von

100 %, wie Wind oder Solarenergie, unabhängig von ihren technischen und ökonomischen

Parametern bevorzugt. Somit hat die Zielausgestaltung erheblichen Einfluss auf die

Technologieauswahl.

Aufgrund der uneinheitlichen Verwendung und der Kritikpunkte besteht der Bedarf nach

einer klaren und erweiterten Definition. In dieser Erweiterung sollen neben der Ressource

Energie auch die übrigen Ressourcen miteinbezogen werden, die zur Erbringung einer

Energiedienstleistung notwendig sind. Zu den weiteren knappen Ressourcen neben der

Ressource Energie zählen Arbeit und Wissen, Kapital, Rohstoffe und Material sowie

Umwelt. Der effiziente Einsatz von Energie ergibt sich dann aus der Minimierung des

Aufwand-Nutzen-Verhältnisses, wobei die monetär bewertete Summe aller Ressourcen

den Aufwand darstellt. Als spezifischer Anwendungsfall dieses allgemeingültigen

Verständnisses wird in dieser Arbeit die Analyse eines Energiesystems mit vorgegebener

Versorgungsaufgabe, die den Nutzen widerspiegelt, und vorgegebener Nutzung der

Ressource Umwelt in Form eines Emissionsminderungsziels betrachtet. In diesem Fall

kann derjenige Energieeinsatz als effizient bezeichnet werden, der zu den geringsten

gesamten Energiesystemkosten führt.

Neben dem Thema Energieeffizienz im Allgemeinen steht der effiziente Einsatz von

Energie in der Industrie im Fokus dieser Arbeit. Der Industriesektor ist bezüglich Energie-

verbrauch und Emissionsniveau von großer Bedeutung und weist zudem einige


178

sektorspezifische Besonderheiten wie etwa die im Produktionsprozess auftretenden

prozessbedingten Emissionen oder die Höhe und Heterogenität des Temperaturniveaus der

Wärmenachfrage auf. Der Energieverbrauch wird sowohl durch Bereitstellungsverfahren

als auch durch physikalisch-chemische Umwandlungsverfahren bestimmt. Neben den

branchenspezifischen Produktionsverfahren spielen zudem Querschnittstechnologien,

insbesondere in den nicht-energieintensiven Branchen, eine entscheidende Rolle.

Insgesamt belaufen sich die gegenwärtigen technischen Einsparpotenziale in der Industrie

gegenüber dem Jahr 2010 für die EU auf etwa 21 %. Bei der Berechnung wurden die

besten, aktuell verfügbaren Technologien berücksichtigt. Zudem wurden die

Produktionsmengen nach Produktart und die Anteile von Recyclingverfahren als konstant

angenommen. Hohe Energieeinsparoptionen ergeben sich in den industriellen

Querschnittstechnologien wie Beleuchtung, Klimatisierung, Raumwärme oder Druckluft-

systemen. Daher weisen die nicht-energieintensiven Branchen, in denen Energiekosten

bislang von eher untergeordneter Bedeutung sind und Querschnittstechnologien eine große

Rolle spielen, die höchsten Energieeinsparpotenziale auf (beispielsweise Maschinenbau

29 % oder Fahrzeugbau 25 %). Auch in einigen energieintensiven Branchen, wie etwa der

Papierindustrie, sind durch den Einsatz verbesserter oder alternativer Produktions-

verfahren große technische Einsparpotenziale vorhanden.

Basierend auf diesen Betrachtungen zum Begriffsverständnis von Energieeffizienz sowie

den Besonderheiten bzw. Möglichkeiten und Grenzen der Energieeinsparungen, wird der

effiziente Energieeinsatz in der Industrie bei verschiedenen Treibhausgasminderungszielen

mit Hilfe des weiterentwickelten Energiesystemmodells TIMES PanEU im Rahmen einer

Szenarioanalyse bestimmt. Der bei vorgegebener Emissionsminderung und vorgegebener

Versorgungsaufgabe zu den geringsten Kosten führende Energieverbrauch wird basierend

auf dem spezifischen Anwendungsfall des erweiterten Verständnisses von Energie-

effizienz als effizient bezeichnet.

Untersucht werden Szenarien mit unterschiedlichen Klimaschutzzielen, mit

unterschiedlichen politischen Eingriffen in den Stromsektor sowie mit der Vorgabe

unterschiedlicher Energieeinsparziele. Die geringsten Kosten ergeben sich im Szenario

ohne politische Eingriffe in die Verfügbarkeit von Technologien und ohne

Energieeinsparziele. Basierend auf der erweiterten Definition gilt dieser Energieverbrauch

als effizient. Der Primärenergieverbrauch in der EU bei effizienter Energienutzung und

einem GHG-Ziel von 75 % zeigt einen leicht ansteigenden Verlauf und ist durch einen

diversifizierten Technologie- und Energieträgermix gekennzeichnet. Langfristig spielen

zur Erreichung der Emissionsminderungsziele sowohl der verstärkte Einsatz von

Kernenergie, Erneuerbaren Energien und CCS als auch generell der verstärkte Einsatz von

Strom eine wichtige Rolle.

Im energieeffizienten Referenzlauf und somit bei kostenminimaler Erreichung des

vorgegeben Klimaschutzzieles gibt es im Industriesektor vier Hauptoptionen zur


179

Erreichung der Emissionsminderung. Zu diesen Optionen zählt zunächst der Einsatz von

Verfahren mit einem geringeren spezifischen Energieverbrauch. In der Betrachtung bis

2050 werden dabei Einsparungen erzielt, die deutlich über das gegenwärtige technische

Potenzial hinausgehen. Unter anderem werden in der Zementindustrie durch eine weitere

Reduktion des Klinker-Zement-Verhältnisses oder durch den zunehmenden Einsatz von

Recyclingverfahren in der Metallerzeugung deutliche Reduktionen des spezifischen

Energieeinsatzes von bis zu 37 % bis 2050 verglichen mit 2010 erzielt. Generell tragen

sowohl verbesserte Verfahren und Öfen (beispielsweise in der Kalkindustrie) als auch

Verfahrenswechsel (z. B. der Wechsel auf Membranverfahren in der Chlorherstellung oder

der zunehmende Einsatz von Elektrolichtbogenöfen in der Stahlindustrie) zu

Energieeinsparungen bei. Weiterhin wird der spezifische Verbrauch durch den

zunehmenden Einsatz von Recyclingverfahren in der Metall- (Stahl, Aluminium, Kupfer),

Papier- und Glasindustrie vermindert. Deutliche Einsparungen werden auch im Bereich

der thermischen und elektromotorischen Querschnittstechnologien erzielt. Insbesondere

durch Verbesserungen auf Systemebene kann beispielsweise der Strombedarf in

Druckluftsystemen deutlich gesenkt werden. Diese Einsparungen finden überwiegend in

nicht-energieintensiven Industrien statt.

Eine weitere Option für die Emissionsminderung in der Industrie ist der verstärkte Einsatz

von Strom in Verbindung mit einer starken Dekarbonisierung des Stromerzeugungs-

sektors. Der zusätzliche Stromverbrauch in der Industrie dient dabei sowohl der

Minderung an thermischem Energiebedarf als auch der direkten Bereitstellung thermischer

Energie. Die beiden weiteren Hauptoptionen sind der Einsatz von Erneuerbaren Energien,

überwiegend zur Wärmeerzeugung auf mittlerem und niedrigem Temperaturniveau sowie

die Nutzung von CCS-Verfahren. Diese Option ist insbesondere zur Minderung der

prozessbedingten Emissionen von Relevanz. In der Industrie fällt im Laufe der

Produktionsverfahren teilweise bereits reines, abgetrenntes CO2 an, wodurch diese Option

zusätzlich an Attraktivität gewinnt.

Durch eine systemische Betrachtung konnten insbesondere auch die indirekten vom

Industriesektor ausgehenden Effekte mit in die Analyse einbezogen werden. Zu diesen

Effekten zählen indirekte Emissionen durch den Einsatz von Strom oder Fernwärme in der

Industrie oder durch den Industriesektor ausgelöste Umwandlungsverluste im Stromsektor,

die den Primärenergieverbrauch beeinflussen. Die Analyse zeigt, dass trotz steigenden

Stromeinsatzes in der Industrie, die indirekten Emissionen im energieeffizienten Fall

aufgrund der starken Dekarbonisierung der Stromerzeugung deutlich zurückgehen. Durch

die steigenden Umwandlungsverluste sorgt der Industriesektor allerdings für einen

leichten Anstieg des Primärenergieverbrauchs. Bei Vorgabe eines Energieeinsparziels

wird diese effiziente Energieverwendung erschwert.

Allerdings zeigen sich auch Grenzen der Minderungsoptionen der Emissionen im

Industriesektor. Sowohl prozessbedingte Emissionen als auch energiebedingte Emissionen


180

aus Hochtemperaturprozessen lassen sich oftmals kaum vermeiden. Insbesondere

Brennvorgänge, die ein sehr hohes Temperaturniveau und einen konvektiven

Wärmeübergang benötigen, sind auf den Einsatz von fossilen Brennstoffen in Öfen

angewiesen. Der Wechsel auf den Energieträger Strom zur Prozesswärmebereitstellung ist

vor allem bei Schmelzverfahren wie in der Stahl- oder Glasindustrie ein wichtiges Mittel

zur Emissionsreduktion in der Industrie.

Durch weitere, modellgestützte integrierte Systemanalysen wurden zusätzliche Szenarien

berechnet, um die Auswirkungen von Energieeinsparzielen und die Wechselwirkungen

mit anderen Vorgaben auf das Energiesystem und insbesondere den Industriesektor zu

untersuchen. Bei Berücksichtigung von politisch bedingten Technologierestriktionen für

den Stromsektor in Form von Beschränkungen für Kernenergie und Mindestausbau-

mengen von Erneuerbaren, reduziert sich sowohl der gesamte Primärenergieverbrauch, als

auch der Strom- und gesamte Endenergieverbrauch in der Industrie. Aufgrund gestiegener

Kosten der Stromerzeugung werden in der Industrie Verfahren mit einem geringeren

Verbrauch eingesetzt. Diese Verfahren führen jedoch zu höheren Systemkosten und somit

zu einer geringeren Effizienz.

Energieeinsparvorgaben entsprechend des EU-Ziels als Reduktion des Primärenergie-

verbrauchs werden vor allem durch eine Reduktion der Umwandlungsverluste in der

Stromerzeugung erreicht. Dies basiert auf einem generellen Rückgang der Stromnachfrage

bei der Vorgabe von Primärenergieeinsparzielen sowie auf einem Technologiewechsel und

bilanziellen Einsparungen durch den Einsatz von Technologien mit einem bilanziellen

Wirkungsgrad von 100 % (Wind, Solar) und der Verdrängung von Kernenergie mit einem

bilanziellen Wirkungsgrad von 33 %. Die Vorgabe von Energieeinsparzielen führt zu

höheren Kosten, da trotz eines Rückgangs des Energieverbrauchs der gesamte

Ressourcenaufwand steigt. Zur Erreichung der Energieeinsparziele wird daher Energie

über das effiziente Maß hinaus eingespart und keine Steigerung der Effizienz erreicht.

Energieeinsparziele blockieren einige der effizienten Emissionsminderungspfade der

Industrie. Sowohl der verstärkte Einsatz von Strom aufgrund der Umwandlungsverluste,

als auch der Einsatz von CCS-Verfahren und Biomasse werden aufgrund ihres

schlechteren Wirkungsgrads erschwert. Die Energieeinsparungen in der Industrie erfolgen

vor allem beim Stromverbrauch durch den Einsatz von Elektromotoren mit einem

geringeren spezifischen Verbrauch, aber höheren Kosten, und Systemoptimierungen sowie

im Wärmebereich. Dazu zählen sowohl Maßnahmen zur Reduktion des Wärmebedarfs als

auch Energieeinsparungen in der Wärmeerzeugung. Ein Energieeinsparziel zwingt zum

Einsatz von Verfahren mit höheren Kosten und führt insgesamt zu höheren Systemkosten

im Vergleich zum energieeffizienten Referenzfall. Somit zeigt sich, dass normative

Einsparziele nicht zu einem effizienten Einsatz der Ressource Energie führen. Im

Szenariovergleich der unterschiedlichen Szenarien mit gleicher Emissionsminderungs-

vorgabe zeichnet sich dieser effiziente Referenzlauf jeweils durch den höchsten


181

Primärenergieverbrauch, gleichzeitig aber die geringsten Kosten aus. Aus der absoluten

Höhe des Energieverbrauchs lassen sich somit keine Aussagen über den Grad der

Effizienz ableiten.

Durch eine Analyse der Auswirkungen der primärenergetischen Bilanzierungsmethode bei

einer Reduktionsvorgabe für den Primärenergieverbrauch konnte zudem aufgezeigt

werden, dass Wind- und Solarenergie durch die Bewertung mit einem Wirkungsgrad von

100 % basierend auf der Wirkungsgradmethode durch den bilanziellen Vorteil klar

favorisiert werden. Bei Anwendung der Substitutionsmethode fallen diese rein bilanziellen

Einsparoptionen weg und Einsparziele sind deutlich schwieriger, und nur bei höheren

Kosten, zu erreichen. Die Bilanzierungsmethode hat insgesamt deutliche Auswirkungen

auf die Technologieauswahl.

Der Vergleich der effizienten Referenzläufe bei unterschiedlichen GHG-Zielen

verdeutlicht weiterhin, dass der Primärenergieverbrauch mit steigendem Klimaschutzziel

ansteigen kann. Zudem zeigt die Szenarioanalyse, dass Primärenergieeinsparziele einige

der optimalen Emissionsminderungsverfahren aus den effizienten Referenzszenarien wie

die verstärkte Nutzung von Kernenergie, CCS oder Biomasse in der Stromerzeugung

sowie auch generell den verstärkten Stromeinsatz aufgrund der steigenden

Umwandlungsverluste blockieren. Es bestehen somit Zielkonflikte zwischen einem

Energieeinsparziel und einer Minderungsvorgabe für Emissionen. Energieeinsparziele

sorgen demzufolge auch für steigende Emissionszertifikatspreise. Insbesondere bei

striktem Klimaschutz sind Energieeinsparungen nur bei sehr hohen zusätzlichen Kosten zu

erreichen.

Insgesamt haben die Untersuchungen in dieser Arbeit gezeigt, dass die Vorgabe eines

absoluten Primärenergieeinsparzieles kein geeignetes politisches Instrument ist, um einen

effizienten Energieeinsatz zu erreichen. Durch Einsparvorgaben wird der

Energieverbrauch über das effiziente Maß hinaus reduziert. Normative Einsparziele führen

nicht zu einem höheren Maß an Effizienz. Bei einem GHG-Ziel von 75 % ist ein leicht,

aber kontinuierlich ansteigender Primärenergieverbrauch der effiziente Energieeinsatz und

liegt im Vergleich der Szenarien mit gleichem GHG-Ziel am höchsten, führt aber zu den

geringsten Kosten. Mit strikterem GHG-Ziel fällt der Verbrauch noch höher aus. Erhöhend

auf den Primärenergieverbrauch wirken vor allem ein verstärkter Einsatz von Kernenergie,

CCS, Biomasse und eine erhöhte Stromnachfrage, wohingegen reduzierend vor allem der

Einsatz von Wind und Solarenergie sowie Technologien mit einem geringeren

spezifischen Verbrauch und weitere Einsparmaßnahmen auf der Nachfrageseite wirken.

Wie die Systemanalyse gezeigt hat, kann auch ein höherer Energieverbrauch zu geringeren

Kosten führen und somit effizient sein. Es gilt, den Betrachtungsraum zu erweitern und

alle notwendigen Ressourcen zur Bereitstellung von Energiedienstleistung in die

Betrachtung miteinzuschließen. Entscheidend ist somit nicht die absolute Höhe des

Primärenergieverbrauchs, sondern die Minimierung des Aufwand-Nutzen-Verhältnisses


182

bzw. entsprechend des spezifischen Anwendungsfalls die Minimierung der

Energiesystemkosten zur Erfüllung einer vorgegebenen Versorgungsaufgabe unter

Einhaltung eines zulässigen Emissionsniveaus.

Die Effekte, die durch Einsparvorgaben erreicht werden sollen, etwa in Form einer

bezahlbaren Energieversorgung und einer kostengünstigen Unterstützung in der

Erreichung klimapolitischer Ziele (BMWi 2011a), werden nicht erreicht. Eine solche

normative Zielvorgabe hingegen schränkt die Technologieauswahl ein, führt zu höheren

Kosten und Zertifikatspreisen und blockiert Emissionsminderungspfade. Die

Untersuchungen haben gezeigt, dass Klimaschutzvorgaben zu einem höheren

Primärenergieverbrauch führen können, was wiederum durch Energieeinsparziele

blockiert wird. Es kommt zu Zielkonflikten zwischen Energieeinspar- und

Emissionsminderungszielen. Der sich bei einer Energieeinsparvorgabe ergebende

Energieverbrauch kann nicht als effizient bezeichnet werden. Weiterhin haben die

Untersuchungen gezeigt, dass die hier erarbeiteten Kernaussagen sowohl für die EU als

auch für Deutschland ihre Gültigkeit haben.

5.2 Ausblick und weiterer Forschungsbedarf

Basierend auf den Ergebnissen dieser Arbeit sollen in diesem Abschnitt

Anknüpfungspunkte für weitergehende und noch unbeantwortete Forschungsfragen

aufgezeigt werden. Weiterer Forschungsbedarf ergibt sich unter anderem durch weitere

Vorgaben und Anpassungen der Energiepolitik der EU. Dazu zählt beispielsweise die

wissenschaftliche Begleitung der Umsetzung der Energieeffizienzrichtlinie. Weiterhin ist

nach wie vor ein Monitoring hinsichtlich der Erreichung der Einsparziele der EU

vorzunehmen. Dieses Monitoring ist explizit in der neuen Richtlinie vorgeschrieben.

Insbesondere sind aber die Zielvorgaben der EU kritisch zu hinterfragen. Basierend auf

den Ergebnissen dieser Arbeit ist eine Fortschreibung der EU-Energieeinsparziele über

2020 hinaus als sehr kritisch zu sehen. Weitere zu diskutierende Fragestellungen in diesem

Zusammenhang sind die Ausgestaltung von Einsparzielen (Mess- und Zielgrößen), die

Rechtsverbindlichkeit sowie die etwaige Vorgabe von nationalen Einsparzielen. In Bezug

auf etwaige nationale Zielvorgaben einzelner Mitgliedsstaaten sind diese hinsichtlich ihrer

Auswirkungen zu analysieren und kritisch zu bewerten. Allerdings gelten bei nationalen

Zielvorgaben bezogen auf eine Primärenergieverbrauchsreduktion erneut die in dieser

Arbeit vorgebrachten Kritikpunkte an dieser Zielvorgabe.

Ein weiterer Punkt möglicher zukünftiger Forschungstätigkeit ist die Analyse konkreter

Umsetzungsmaßnahmen um die Energieeffizienz zu steigern, wie in dieser Arbeit mit der

EU-Vorgabe des Primärenergieeinsparziels geschehen. Es konnte gezeigt werden, dass mit

dieser Maßnahme die Energieeffizienz nicht gesteigert wird. Neben einer EU-weiten

Primärenergieeinsparvorgabe und einer möglichen Durchsetzung dieser Vorgaben mit


183

Hilfe von weißen Zertifikaten für Energieeinsparungen, was dem Vorgehen in dieser

Arbeit entspricht, sind noch weitere Maßnahmen zur Steigerung der Energieeffizienz in

der aktuellen Diskussion. Zu diesen gehören beispielsweise Energieeffizienzfonds oder

gesetzliche Vorgaben bezüglich zulässiger spezifischer Energieverbräuche. Auch diese

Maßnahmen sind kritisch hinsichtlich ihrer Auswirkungen auf das Energiesystem zu

untersuchen.

Zusätzlichen Forschungsbedarf zum Thema Energieeffizienz und Energieeinsparungen

gibt es weiterhin hinsichtlich der volkswirtschaftlichen Effekte von Einsparvorgaben. Von

Seiten der EU werden die positiven Auswirkungen von Effizienzzielen auf die gesamte

Wirtschaft stets als ein wichtiges Argument für stärkere Einsparungen hervorgehoben. In

diesem volkswirtschaftlichen Zusammenhang lassen sich auch Fragestellungen

hinsichtlich des Beitrages von Einsparzielen zur Behebung von Marktversagen bei

Technologien mit geringem spezifischem Verbrauch diskutieren.

Neben der Analyse von volkswirtschaftlichen Effekten könnten auch Auswirkungen von

Einsparzielen auf die Branchenstruktur in den einzelnen Ländern im Industriesektor und

die Gefahr von Carbon- oder Energy-Leakage Gegenstand weiterer Forschungsarbeiten

sein. Zudem lässt sich auch die räumliche Betrachtung über die Grenzen von Europa

ausdehnen, um insbesondere Leakage-Themen und Aktivitäten von anderen Regionen

außerhalb der EU auf dem Feld von Energieeinsparzielen betrachten zu können. Ein

weiteres mögliches Analysefeld im Zuge der räumlichen Ausdehnung wäre die

Berücksichtigung von sogenannter grauer Energie in importierten Gütern oder

importierten Vorprodukten von außerhalb der betrachteten Modellregionen. Zur grauen

Energie zählt Energie, die für Herstellung, Transport, Lagerung, Verkauf und Entsorgung

eines Gutes anfällt. Insbesondere wird die gesamte Produktionskette berücksichtigt und

auch die zur Herstellung notwendigen Produktionsanlagen bzw. Infrastruktureinrichtungen

fließen in die Berechnung mit ein. Interessante Fragestellungen in diesem Zusammenhang

wären etwa die Auswirkung der Berücksichtigung von grauer Energie in einem

Einsparziel, beispielsweise hinsichtlich der Vorteilhaftigkeit von PV-Anlagen.

Innerhalb des Industriesektors ließen sich die Untersuchungen bezüglich eines effizienten

Energieeinsatzes weiter herunterbrechen auf Betriebsebene. Insbesondere gilt es in diesem

Zusammenhang, das erweiterte Verständnis von Energieeffizienz auch auf den

Energieeinsatz einzelner Betriebe und auch den Vergleich einzelner Technologien

anzuwenden. Zu diesem Zweck könnte auch die Integration einer Lebenszyklusanalyse in

diese Betrachtung von Belang sein. Zudem könnten Fragen bezüglich der Möglichkeiten

des Lastmanagements in der Industrie bei einer zunehmenden Stromerzeugung aus

fluktuierenden Quellen an Bedeutung gewinnen. Dabei würde sich der

Analyseschwerpunkt von einer Vermeidung des Energieverbrauchs der Industrie zu einer

Verlagerung ändern. Ein weiteres mögliches Thema wäre der Einfluss von

Einsparvorgaben auf die Versorgungssicherheit.


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Wesselak, Schabbach (2009) Wesselak,V.; Schabbach, T.: Regenerative Energietechnik.

Berlin, Heidelberg: Springer-Verlag, 2009.

Winnacker, Küchler (2005) Winnacker, K.; Küchler, L.: Chemische Technologien. In:

Anorganische Grundstoffe, Zwischenprodukte, R. Dittmeyer (Hrsg.), Bd. 3. 5.

Auflage. Weinheim: Wiley-VCH, 2005.

Wittmann et al. (1993) Wittmann, W; Kern, W.; Köhler, R.; Küpper, H.-U.; Wysocki,

K.v. (Hrsg.): Handwörterbuch der Betriebswirtschaft. 5. Auflage. Stuttgart:

Schäffer-Poeschel Verlag, 1993.

Wolf, Fahl (2012) Wolf, S.; Fahl, U.: Potenziale für den Einsatz von

Hochtemperaturwärmepumpen in der Industrie in Deutschland. Seminarvortrag am

Institut für Energiewirtschaft und Rationelle Energieanwendung (IER), Stuttgart:

22.06.2012.


201

Wopfinger Baustoffe (2005) Wopfinger Baustoffe GmbH: Anlagenbesichtigung im

Kalkwerk Wopfing im Dezember 2005. Zitiert nach: Umweltbundesamt (2007).

World Steel Association (2011) World Steel Association: Steel Statistical Yearbook

2011. Brussels – Belgium: Worldsteel Committee on Economic Studies, 2011.

Worrel et al. (2010) Worrell, E.; Blinde, P.; Neelis, M.; Blomen, E.; Masanet, E.: Energy

Efficiency Improvement and Cost Saving Opportunities for the U.S. Iron and Steel

Industry. Environmental Energy Technologies Division, Berkeley – USA:

Berkeley, CA, Lawrence Berkeley National Laboratory, October 2010.

Worrell et al. (2008) Worrel, E.; Price, L.; Neelis, M.; Galitsky, C.; Nan, Z.: World Best

Practice Energy Intensity Values for Selected Industrial Sectors. Environmental

Energy Technologies Division, Berkeley – USA: Berkeley, CA, Lawrence

Berkeley National Laboratory, February 2008.


202

7 Anhang

203

7 Anhang

In den folgenden Anhängen werden zusätzliche Informationen zur Istanalyse des

Industriesektors (Anhang A: Klassifikation der Wirtschaftszweige und Branchendaten),

Informationen zum Modellinstrumentarium inklusive Technologieparameter (Anhang B:

Modellklassen und Modellierung in TIMES PanEU) sowie die Hauptrahmenannahmen in

Form der sozioökonomischen Bedingungen und der industriellen Produktionsmengen

(Anhang C: Rahmendaten) wiedergegeben. Weiterhin werden die historischen und die sich

aus den Modellrechnungen ergebenden Werten für den Energieverbrauch (Anhang D:

Endenergieverbrauch) und die Emissionen (Anhang E: Emissionen) des Industriesektors

sowie für den Primärenergieverbrauch (Anhang F: Primärenergieverbrauch) bereitgestellt.

Die angegeben Kostengrößen beziehen sich dabei jeweils auf €2000.

Anhang A: Klassifikation der Wirtschaftszweige und Branchendaten

A 1: Klassifikation der Wirtschaftszweige

Tabelle 7-1: Klassifikationen der Wirtschaftszweige gemäß NACE Rev. 2

Abteilung Klasse

Abschnitt A - Land- und Fortwirtschaft, Fischerei

Abschnitt B - Bergbau und Gewinnung von Steinen und Erden

Abschnitt C - Verabeitendes Gewerbe/Herstellung von Waren

10 Herstellung von Nahrungs- und Futtermitteln

11 Getränkeherstellung

12 Tabakverarbeitung

13 Herstellung von Textilien

14 Herstellung von Bekleidung

15 Herstellung von Leder, Lederwaren und Schuhen

16 Herstellung von Holz-, Kork-, Flecht- und Korbwaren (ohne Möbel)

17 Herstellung von Papier, Pappe und Waren daraus

18

Herstellung von Druckerzeugnissen; Vervielfältigung von bespielten Ton-, Bild- und

Datenträgern

19 Kokerei und Mineralölverarbeitung

20 Herstellung von chemischen Erzeugnissen

21 Herstellung von pharmazeutischen Erzeugnissen

22 Herstellung von Gummi- und Kunststoffwaren

23 Herstellung von Glas, Glaswaren, Keramik, Verarbeitung von Steinen und Erden

24 Metallerzeugung und -bearbeitung

25 Herstellung von Metallerzeugnissen

26 Herstellung von Datenverarbeitungsgeräten, elektronischen und optischen

27 Herstellung von elektrischen Ausrüstungen

28 Maschinenbau

29 Herstellung von Kraftwagen und Kraftwagenteilen

30 Sonstiger Fahrzeugbau

31 Herstellung von Möbeln

32 Herstellung von sonstigen Waren

33 Reparatur und Installation von Maschinen und Ausrüstungen

Abschnitt D - Energieversorung

Abschnitt E - Wasserversorung; Abwasser- und Abfallentsorgung und

Beseitigung von Umweltverschmutzungen

Abschnitt G - Handel; Instandhaltung und Reparatur von Kraftfahrzeugen

Abschnitt H - Verkehr und Lagerei

Abschnitt I - Gastgewerbe

Abschnitt J - Information und Kommunikation

Abschnitt K - Finanzen und Versicherungen

Abschnitt L - Grundstücks- und Wohnwesen

Abschnitt M - Freiberufliche, Wissenschaftliche und tech. Dienstleistungen

Abschnitt N - sonst. Wirtschaftl. Dienstleistungen

Abschnitt O - Öffentliche Verwaltung, Verteidigung; Sozialversicherung

Abschnitt P- Erziehung und Unterricht

Abschnitt Q - Gesundheits- und Sozialwesen

Abschnitt R - Kunst, Unterhaltung und Erholung

Abschnitt S - sonst. Dienstleistungen

Abschnitt T - Private Haushalte

Abschnitt U - Exterrritoriale Organisationen und Körperschaften

7 Anhang

204

Quelle: Europäische Union (2006)

Abteilung Klasse

Abschnitt A - Land- und Fortwirtschaft, Fischerei

Abschnitt B - Bergbau und Gewinnung von Steinen und Erden

Abschnitt C - Verabeitendes Gewerbe/Herstellung von Waren

10 Herstellung von Nahrungs- und Futtermitteln

11 Getränkeherstellung

12 Tabakverarbeitung

13 Herstellung von Textilien

14 Herstellung von Bekleidung

15 Herstellung von Leder, Lederwaren und Schuhen

16 Herstellung von Holz-, Kork-, Flecht- und Korbwaren (ohne Möbel)

17 Herstellung von Papier, Pappe und Waren daraus

18

Herstellung von Druckerzeugnissen; Vervielfältigung von bespielten Ton-, Bild- und

Datenträgern

19 Kokerei und Mineralölverarbeitung

20 Herstellung von chemischen Erzeugnissen

21 Herstellung von pharmazeutischen Erzeugnissen

22 Herstellung von Gummi- und Kunststoffwaren

23 Herstellung von Glas, Glaswaren, Keramik, Verarbeitung von Steinen und Erden

24 Metallerzeugung und -bearbeitung

25 Herstellung von Metallerzeugnissen

26 Herstellung von Datenverarbeitungsgeräten, elektronischen und optischen

27 Herstellung von elektrischen Ausrüstungen

28 Maschinenbau

29 Herstellung von Kraftwagen und Kraftwagenteilen

30 Sonstiger Fahrzeugbau

31 Herstellung von Möbeln

32 Herstellung von sonstigen Waren

33 Reparatur und Installation von Maschinen und Ausrüstungen

Abschnitt D - Energieversorung

Abschnitt E - Wasserversorung; Abwasser- und Abfallentsorgung und

Beseitigung von Umweltverschmutzungen

Abschnitt G - Handel; Instandhaltung und Reparatur von Kraftfahrzeugen

Abschnitt H - Verkehr und Lagerei

Abschnitt I - Gastgewerbe

Abschnitt J - Information und Kommunikation

Abschnitt K - Finanzen und Versicherungen

Abschnitt L - Grundstücks- und Wohnwesen

Abschnitt M - Freiberufliche, Wissenschaftliche und tech. Dienstleistungen

Abschnitt N - sonst. Wirtschaftl. Dienstleistungen

Abschnitt O - Öffentliche Verwaltung, Verteidigung; Sozialversicherung

Abschnitt P- Erziehung und Unterricht

Abschnitt Q - Gesundheits- und Sozialwesen

Abschnitt R - Kunst, Unterhaltung und Erholung

Abschnitt S - sonst. Dienstleistungen

Abschnitt T - Private Haushalte

Abschnitt U - Exterrritoriale Organisationen und Körperschaften

7 Anhang

205

A 2: Technologiebeschreibungen der Produktionsprozesse

Tabelle 7-2: Technologiedarstellung Eisen- und Stahlherstellung

Sektor/Subsektor: Metallerzeugung/Eisen- und Stahlherstellung

Prozessrouten (hier abgebildet): Oxygenstahl; Elektrostahl

Kurzbeschreibung: Auf der Oxygenstahlroute wird zunächst Roheisen aus Eisenerz und

weiteren Zuschlagstoffen (u. a. Koks zur Reduktion) im Hochofen erzeugt.

Anschließend wird das Roheisen im Konverter zu Rohstahl

weiterverarbeitet. Die Herstellung von Rohstahl auf der Elektrostahlroute

basiert auf dem Einschmelzen von Stahlschrott. Anschließend erfolgt die

Weiterverarbeitung (Gießen, Walzen).

Quellen: Jochem et al. (2004), JRC (2012b), Worrell et al. (2010), Dahlmann et al.

(2010)

7 Anhang

206

Tabelle 7-3: Technologiedarstellung Aluminiumherstellung

Sektor/Subsektor: Metallerzeugung/Aluminiumherstellung

Prozessrouten (hier abgebildet): Primärroute; Sekundärroute

Kurzbeschreibung: Zur Herstellung von Aluminium steht die Primär- (siehe auch Tabelle 7-4

zur detaillierten Darstellung der Herstellung von Primäraluminium) und die

Sekundärroute zur Verfügung. Die Erzeugung von Primäraluminium basiert

auf der Förderung von Bauxit, der Herstellung von Aluminiumoxid, der

Elektrolyse und der Weiterverarbeitung. Aluminium kann beliebig oft

wiederverwendet werden. Allerdings steigt der Anteil an Legierungs-

elementen bei jedem neuen Recyclingvorgang an.

Die Erzeugung von Sekundäraluminium basiert auf der Nutzung von

Aluminiumschrott. Aufgrund der geringeren Schmelztemperatur und der

nicht notwendigen Trennung des Aluminiums von Sauerstoff benötigt die

Herstellung von Sekundäraluminium deutlich weniger Energie als die

Primärroute. Zu unterscheiden bei der Sekundärroute ist zwischen

Aluminiumschmelzhütten (Refinern) und Umschmelzwerken (Remelter).

Während Aluminiumschmelzhütten Aluminiumschrott und sonstige Stoffe

mit Aluminium verarbeiten, stellen Umschmelzwerke aus sortenreinem

Aluminium unter Zunahme von Primäraluminium Knetlegierungsblöcke

oder Pressbolzen und Walzbarren her. Die Produktionsstufen der

Sekundäraluminiumerzeugung bestehen aus Stoffaufbereitung, Schmelzen

sowie Raffinieren, Legieren und Warmhalten.

Quellen: JRC (2009), EAA (2000), IEA (1999)

Anoden-

produktionElektrolyse

Legieren, Schmelzen

und Gießen

Förderung und

Aluminiumoxid-

produktion

Schrottaufbereitung

Schmelzen

Raffinieren,

Legieren und

Warmhalten

Primäraluminium Sekundäraluminium

7 Anhang

207

Tabelle 7-4: Technologiedarstellung Primäraluminiumherstellung


Prozessrouten (hier abgebildet): Primärroute

Kurzbeschreibung: Die Herstellung von Primäraluminium ist deutlich energieintensiver als die

Erzeugung von Sekundäraluminium. Die erste Stufe der Herstellungskette ist

die Förderung von Bauxit (Aluminiumerz). Der Bauxitabbau findet

überwiegend außerhalb von Europa statt. Unter dem Einsatz von

Natronlauge wird anschließend durch das Bayer-Verfahren (siehe Tabelle

7-5) Aluminiumoxid (Al2O3, auch Tonerde genannt) aus dem Bauxit gelöst.

Weiterhin notwendig zur Aluminiumherstellung sind Kohlenstoffanoden.

Die Herstellung von Aluminium erfolgt anschließend im Verfahren der

Schmelzflusselektrolyse. Abschließend erfolgen in der Hüttengießerei das

Legieren und Gießen.

Quellen: JRC (2009), EAA (2000)

Bauxitabbau

Tonerden-

herstellung

(Al2O3)

SchmelzflusselektrolyseHütten-

gießerei

Kalk-

kalzination

Aluminium-

fluorid-

Produktion

Legierungen

Kalkstein-

abbau

Kathoden-

produktion

Anoden-

produktion

Pech

Natronlauge

Petrolkoks

und

Füllpulver

= Transport

(kg/t Aluminium)

Anodenreste

4.111 kg 1.923 kg 1.001 kg 1.000 kg

11 kg19 kg88 kg231 kg

158 kg 18 kg

160 kg 95 kg 385 kg

600 kg brutto

448 kg netto

7 Anhang

208

Tabelle 7-5: Technologiedarstellung Aluminiumoxidgewinnung


Prozessrouten (hier abgebildet): Bayer-Verfahren

Kurzbeschreibung: Die Gewinnung von Aluminiumoxid (Al2O3, auch Tonerde genannt) aus

dem Rohstoff Bauxit erfolgt durch das Bayer-Verfahren. Im ersten Schritt

erfolgt die Zerkleinerung des grobstückigen Rohbauxits. Nach dem Brechen,

Trocknen und Mahlen kommt es zur Mischung des Bauxits mit

Aufschlusslauge (NaOH) und dem Aufschluss in Autoklaven oder

Rohrreaktoren (160-270°C, 40 bar). Dabei wird das Bauxit mit der heißen

Natronlauge unter Druck erhitzt und das Aluminiumhydroxid geht als

Natriumaluminat in die Lösung ein. Die übrigen Bestandteile bilden einen

unlöslichen Rückstand (den sogenannten Rotschlamm). Die Natrium-

aluminatlauge wird anschließend verdünnt und in Eindicker überführt. Der

Rotschlamm (bestehend aus Eisenoxid, Titanoxid, Siliziumoxid) wird im

Eindicker abgetrennt und ausgeschieden. Somit werden die anderen Metalle

abgetrennt. Nach der Abkühlung der Lauge (ca. 60°C) wird das

Natriumaluminat mit Aluminiumhydroxid (Aluminatlauge) im Ausrührer

versetzt („Animpfen“). Durch die Übersättigung der Lösung fällt das gelöste

Aluminat als Aluminiumhydroxid wieder aus. Abschließend wird das

Aluminiumhydroxid in Öfen durch Erhitzen (1.200-1.300°C) zu

Aluminiumoxid kalziniert und somit das restliche Wasser ausgetrieben. Als

Ergebnis fällt Aluminiumoxid mit einem Reinheitsgrad von 99 % an.

Quellen: Ostermann (2007)

7 Anhang

209

Tabelle 7-6: Technologiedarstellung Kupferherstellung

Sektor/Subsektor: Metallerzeugung/Kupferherstellung


Kurzbeschreibung: Vergleichbar mit der Produktion von Aluminium lassen sich auch in der

Kupferherstellung die Primär- und Sekundärroute unterscheiden. Die

Erzeugung von Primärkupfer basiert auf der Förderung von Roherzen. Zu

unterscheiden ist bei der Erzaufbereitung zwischen dem schmelz-

metallurgischen (pyrometallurgischen) Verfahren, in dem sulfidische Erze

verwendet werden, und dem nassmetallurgischen Verfahren, bei dem

oxidische Erze zum Einsatz kommen. Die einzelnen Arbeitsschritte dienen

der Reinigung der Erze, um hochkonzentriertes Kupfer zu erhalten. Zu

diesen Schritten beim schmelzmetallurgischen Verfahren zählen die

Schwimmaufbereitung (Flotation), Rösten und Schmelzen, Konvertieren,

Feuer-Raffination sowie die elektrolytische Raffination. Am Ende dieser

Stufe wird Kupfer mit einer Reinheit größer 99,995 % erzeugt. Das

nassmetallurgische Verfahren besteht aus den Schritten Auslaugung und

Solventextraktionstechnik (SX) sowie Gewinnungselektrolyse (Electro-

winning, EW). Die Sekundärroute basiert auf dem Einschmelzen,

Raffinieren und Weiterverarbeiten von Schrotten.

Quellen: JRC (2009), Deutsches Kupferinstitut (2006)

Schwimmaufbereitung

Rösten und Schmelzen

Konvertieren

Feuer-Raffination und

Gießen

Elektrolytische

Raffination

Gewinnungselektrolyse

Auslaugung und

Solventextraktionstechnik

Draht- und

Halbzeugherstellung

Reduzierendes

Schmelzen

Oxidierendes

Schmelzen

Konvertieren

Feuer-Raffination und

Gießen

Elektrolytische

Raffination

Direktes Einschmelzen

Einteilung der SchrotteSchmelzmetallurgisches

Verfahren

Nassmetallurgisches

Verfahren

Primärkupfer Sekundärkupfer

Förderung der Roherze

7 Anhang

210

Tabelle 7-7: Technologiedarstellung Ammoniakherstellung – Steam Reforming

Sektor/Subsektor: Chemische Industrie/Ammoniakherstellung

Prozessrouten (hier abgebildet): Steam Reforming

Kurzbeschreibung: Ammoniak zählt zu den organischen Grundstoffen. Die Herstellung besteht

aus den integrierten Prozessschritten Synthesegasherstellung und

Ammoniaksynthese. Diese erfolgt nach dem Haber-Bosch-Verfahren (siehe

Tabelle 7-9). Zur Herstellung des Synthesegases stehen die beiden

Verfahren Steam Reforming und partielle Oxidation (siehe Tabelle 7-8) zur

Verfügung. Der Steam Reforming Prozess basiert überwiegend auf der

Nutzung von Erdgas. Die Hauptschritte sind Entschwefelung

(Desulphurisation), Primärreformer (Primary reformer), Sekundärreformer

(Secondary reformer), CO-Konverter, CO2-Abscheidung (CO2 removal) und

Feingasreinigung. Der anschließende Schritt ist die Ammoniaksynthese

(NH3 synthesis) im Haber-Bosch-Verfahren.

Quellen: EFMA (2000), JRC (2007), UBA (2001)

7 Anhang

211

Tabelle 7-8: Technologiedarstellung Ammoniakherstellung – Partielle Oxidation


Prozessrouten (hier abgebildet): Partielle Oxidation

Kurzbeschreibung: Die partielle Oxidation stellt einen weiteren Prozess zur Bereitstellung des

Synthesegases zur Ammoniaksynthese dar (siehe auch Tabelle 7-7). Im

Gegensatz zum Steam Reforming wird der Wärmebedarf durch eine partielle

Verbrennung des Einsatzstoffes gedeckt (autothermer Prozess). Im Rahmen

dieses Prozesses ist die Zugabe von Sauerstoff (O2) notwendig. Dieser wird

im Luftzerleger (Air seperation unit) bereitgestellt. Ausgangsstoff ist

überwiegend schweres Heizöl (Heavy Oil), es können theoretisch aber alle

Kohlenwasserstoffe eingesetzt werden. Sauerstoff und Schweröl werden

dem Vergasungsreaktor (Gasification) zugeführt, anschließend erfolgt die

Entfernung von Ruß, Schwefel und CO2. Der letzte Schritt ist wiederum die

NH3-Synthese.

Quellen: EFMA (2000), JRC (2007), UBA (2001)

7 Anhang

212

Tabelle 7-9: Technologiedarstellung Ammoniaksynthese


Prozessrouten (hier abgebildet): Ammoniaksynthese (Haber-Bosch-Verfahren)

Kurzbeschreibung: Die großtechnische Herstellung von Ammoniak erfolgt durch die

Ammoniaksynthese im Haber-Bosch-Verfahren. Bei diesem Verfahren wird

Ammoniak durch Synthese aus den Elementen Wasserstoff (H) und

Stickstoff (N) hergestellt. Die Synthese verläuft katalytisch in einem

Druckreaktor bei einem Temperaturniveau zwischen 380 und 520 °C.

Zunächst wird das Gasgemisch aus Stickstoff und Wasserstoff durch einen

Kompressor auf das notwendige Druckniveau von 150 bis 200 bar

verdichtet. Für die Kompression des Gases als auch für die Kälteerzeugung

an späterer Stelle werden überwiegend Turboverdichter eingesetzt. Nach

einer Reinigung des Gasgemisches im Gasreiniger wird das Gemisch in

einem Reaktionsrohr auf bis zu 500 °C erhitzt und strömt dabei an einer mit

einem Katalysator beschichteten Fläche vorbei und reagiert zu

Ammoniakgas. Anschließend wird das Gas im Kühler abgekühlt. Durch

Kondensation bei tieferen Temperaturen erfolgt das Ausscheiden des

gebildeten Ammoniaks aus dem Kreislauf. Dabei wird das Gas im

Abscheider von nicht umgesetzten Ausgangsprodukten (H, N) getrennt.

Dieses Restgas wird dem Reaktor wieder zugeführt.

Quellen: EFMA (2000), JRC (2007), UBA (2001), BASF (2011), Eichlseder, Klell

(2010), Winnacker, Küchler (2005)

7 Anhang

213

Tabelle 7-10: Technologiedarstellung Chlorherstellung - Amalgamverfahren

Sektor/Subsektor: Chemische Industrie/Chlorherstellung

Prozessrouten (hier abgebildet): Chlor-Alkali-Elektrolyse: Amalgamverfahren

Kurzbeschreibung: Chlor (Cl) ist eine der wichtigsten Grundchemikalien und wird durch das

elektrochemische Verfahren der Chlor-Alkali-Elektrolyse hergestellt. Das

Prinzip dieses Verfahrens ist die elektrochemische Spaltung von wässrigen

Chlor-Alkali-Lösungen in die Koppelprodukte Chlorgas, Alkali-Lauge und

Wasserstoff. Die sehr aktiven Produkte Chlor und Wasserstoff müssen dazu

bei ihrer Bildung räumlich voneinander getrennt werden. In der Praxis haben

sich drei Verfahren bewährt: Das Amalgamverfahren (siehe Tabelle 7-10),

das Diaphragmaverfahren (siehe Tabelle 7-11) sowie das Membranverfahren

(siehe Tabelle 7-12). Ausgangsstoff der Chlorherstellung ist eine wässrige

Natriumchlorid(NaCl)-Lösung (Sole). Die Sole wird aufgesättigt und

gereinigt. In den verschiedenen Elektrolysezellen erfolgt die Trennung in

Chlor (Cl), Natronlauge (NaOH) und Wasserstoff (H). Die Anode, an der

Chlor entsteht, muss dabei von der Kathode getrennt sein. Beim

Amalgamverfahren wird an der Quecksilberkathode der Elektrolysezelle

Natrium (Na) abgeschieden. Dieses verbindet sich mit Quecksilber zu Na-

Amalgam und wird dem Amalgamzersetzer zugeführt. In diesem Reaktor

reagiert das Na-Amalgam mit Wasser (H2O) unter Bildung von Natronlauge,

Wasserstoff und Quecksilber. Das Quecksilber wird anschließend in die

Elektrolysezelle zurückgeführt.

Quellen: Schmittinger et al. (2006), Bommaraju et al. (2002), JRC (2011), VCI

(2010), Behr et al. (2010)

7 Anhang

214

Tabelle 7-11: Technologiedarstellung Chlorherstellung - Diaphragmaverfahren


Prozessrouten (hier abgebildet): Chlor-Alkali-Elektrolyse: Diaphragmaverfahren

Kurzbeschreibung: Beim Diaphragmaverfahren erfolgt die Trennung der gereinigten

Natriumchlorid-Lösung (Sole) durch ein Durchfluss-Diaphragma aus

Asbest- und Polymer-Fasern. Die Sole fließt zuerst in den Anodenraum, wo

sich die Chloridionen als Chlorgas abscheiden. Aufgrund des höheren

Flüssigkeitsstandes im Anodenraum entsteht eine Druckdifferenz zum

Kathodenraum und somit eine Flüssigkeitsströmung der Sole durch das

Diaphragma in den Kathodenraum. Durch diesen hydraulischen Fluss der

Sole wird eine Rückwanderung negativer OH-Ionen in den Anodenraum

verhindert. Die positiv geladenen Wasserstoffionen geben ihre Ladung an

der Kathode ab und bilden elementaren gasförmigen Wasserstoff. Die aus

dem Kathodenraum ablaufende Zellenlauge enthält etwa 11 % Natronlauge

(NaOH) und 15 % Natriumchlorid (NaCl). Durch Eindampfung wird diese

anschließend aufkonzentriert und das abgetrennte Kochsalz wird in den

Sole-Herstellungsprozess zurückgeführt.


(2010), Behr et al. (2010)

7 Anhang

215

Tabelle 7-12: Technologiedarstellung Chlorherstellung - Membranverfahren


Prozessrouten (hier abgebildet): Chlor-Alkali-Elektrolyse: Membranverfahren

Kurzbeschreibung: Das Membranverfahren zur Trennung der Sole basiert auf der selektiven

Durchlässigkeit von Membranen und ist eine Abwandlung des

Diaphragmaverfahrens. Die an der Anode und Kathode ablaufenden

Prozesse sind in beiden Verfahren identisch, unterschiedlich ist jedoch die

Trennung der Sole. Die chlorbeständige Kationenaustauscher-Membran in

der Zelle zur Trennung von Anoden- und Kathodenraum ist nur für positive

Natrium-Ionen und ihre Hydrathülle durchlässig. Die Natriumionen treten

vom Anodenraum durch die Membran in den Kathodenraum. Die Membran

ist für Anionen sowie für Gase undurchlässig. Damit gelangen keine

Chloridionen in den Kathodenraum. An der Kathode wird Wasser zersetzt,

die Protonen scheiden sich aus dem Wasser ab und es bildet sich

Wasserstoff. Zudem entsteht dabei eine 32-prozentige Natronlauge (NaOH),

die sich aus den Hydroxidionen und den Natriumionen bildet. Diese reine

Natronlauge ist frei von Natriumchlorid. Wie bei den anderen

Elektrolyseverfahren entsteht an der Anode Chlor.


(2010), Behr et al. (2010)

7 Anhang

216

Tabelle 7-13: Technologiedarstellung Ethylenherstellung

Sektor/Subsektor: Chemische Industrie/Ethylenherstellung

Prozessrouten (hier abgebildet): Steam Cracking

Kurzbeschreibung: Ethylen (Ethen) ist der wichtigste Grundstoff der organischen Chemie.

Überwiegend wird Ethylen in Steam Crackern hergestellt. Steam Cracker

bestehen aus drei Hauptbestandteilen, dem Pyrolyseofen, dem

Kompressionsteil und der Trennung der Produkte. Zum Spalten (Cracken)

wird der Kohlenwasserstoff (beispielsweise Naphtha) mit Dampf gemischt

und auf 500-650°C vorgeheizt. Im Reaktor wird dieses Gemisch bei 800-

900°C gecrackt, wobei die Verweilzeit im Reaktor nur 0,1 – 0,5 Sekunden

beträgt. Die Abgase dienen der Vorwärmung des zu crackenden Rohstoffs

und des Wasserdampfs. Anschließend wird das heiße Gasgemisch

schockartig abgekühlt, um eine Zersetzung der gebildeten Produkte zu

vermeiden.

Quellen: Behr et al. (2010), Hassan et al. (2011)

7 Anhang

217

Tabelle 7-14: Technologiedarstellung Zementherstellung

Sektor/Subsektor: Nichtmetallische Mineralien/Zementherstellung

Prozessrouten (hier abgebildet): Rohstoffaufbereitung, Klinkerbrennen und Zementherstellung

Kurzbeschreibung: Der Herstellungsprozess von Zement besteht aus den Schritten

Rohstoffgewinnung und -aufbereitung, Vorwärmung und Vorcalzination

der Ausgangsstoffe, Fertigcalzination, Sintern im Drehrohrofen, Kühlung

des Klinkers und Zementherstellung (Mahlung des Klinkers, Dosierung von

Zumischkomponenten).

Ausgangsstoffe zur Herstellung von Zement sind überwiegend Kalkstein,

Kreide und Ton. Im Anschluss an die Gewinnung, Zerkleinerung und

Homogenisierung des Rohmaterials wird dieses zu Rohmehl fein gemahlen

und dann entsäuert. Anschließend wird das Rohmehl in Öfen bis zur

Sinterung gebrannt. Im folgenden Verfahrensschritt wird der im

Drehrohrofen gebrannte Klinker in Zementmühlen unter Zugabe von

Calciumsulfat und weiteren Bestandteilen zu Zement gemahlen.

Quellen: Hassan et al. (2011), JRC (2010a)

7 Anhang

218

Tabelle 7-15: Technologiedarstellung Glasherstellung

Sektor/Subsektor: Nichtmetallische Mineralien/Glasherstellung

Prozessrouten (hier abgebildet): Rohstoffaufbereitung, Schmelzen, Weiterverarbeitung

Kurzbeschreibung: Der Prozess der Glasherstellung besteht aus den einzelnen Schritten

Gemengeaufbereitung, Schmelzen, Formgebung, Entspannen und

Verpacken. Hauptbestandteil von Glas ist Siliciumdioxid (SiO2, auch

Quarzsand). Zusätzlich werden basische Oxide hinzugefügt bzw. je nach

Anwendungsgebiet der Quarzsand von diesen gereinigt. In der

Gemengeaufbereitung werden die einzelnen Roh- und Zusatzstoffe mit

Glasscherben gemischt. Die Qualitätsansprüche an das Endprodukt

bestimmen dabei, wie viel und welche Scherben eingesetzt werden können.

Der energieintensivste Teilprozess in das Schmelzen. Dazu werden

überwiegend gasgefeuerte Schmelzöfen verwendet. Im Glasschmelzofen

wird das Gemenge auf etwa 1.200°C erhitzt und die Stoffe verbinden sich zu

einer Glasschmelze. Die Masse wird anschließend weiter auf etwa 1.600°C

erhitzt, damit Gase entweichen können und das Glas keine Lufteinschlüsse

aufweist. Anschließend wird die geläuterte Glasschmelze heruntergekühlt

und geformt. Im nächsten Schritt werden die Gläser in einem Kühlofen

weiter auf ein Niveau von etwa 100°C heruntergekühlt. Die weiteren

Schritte sind Veredelung, Qualitätskontrolle und Verpackung.

Quellen: VIK (1998), JRC (2012a), BV Glas (2010)

Gemenge-

bereitung

Schmelzen

Form-

gebung

Entspannen

Verpacken

Mischen

Produkte

RohstoffeRecyclingglas

7 Anhang

219

Tabelle 7-16: Technologiedarstellung Kalkherstellung

Sektor/Subsektor: Nichtmetallische Mineralien/Kalkherstellung

Prozessrouten (hier abgebildet): Rohstoffaufbereitung, Brennen, Weiterverarbeitung

Kurzbeschreibung: Die Herstellung von Kalkprodukten lässt sich in drei Schritte untergliedern.

Der erste Schritt ist die Gewinnung, Aufbereitung und Veredelung des

Rohsteins. Ausgangsprodukt ist dabei Kalkstein, dessen kennzeichnender

Bestandteil Kalziumcarbonat (CaCO3) ist. Gewonnen wird Kalkstein

überwiegend in Steinbrüchen im Tagebau. Ein Teil des Kalks wird

ungebrannt verwendet, für die meisten Anwendung muss der Kalk jedoch

gebrannt werden. Der zweite Schritt ist die Herstellung und Veredelung des

Branntkalks aus Kalkstein. Hauptbestandteil von Branntkalk (auch:

ungelöschter Kalk, Kalkerde) ist Kalziumoxid (CaO). Erzeugt wird

Branntkalk durch thermische Dissoziation (Dekarbonatisierung). Dabei wird

durch einen Brennvorgang Kalziumcarbonat in Kalziumoxid und

Kohlendioxid (CO2) zersetzt. Zum Brennen von Kalk kommen

Mischfeueröfen, Ringschachtöfen, Gleichstrom-Gegenstrom-Regenerativ-

öfen (GGR), Langdrehrohröfen, Drehrohröfen mit Vorwärmer sowie weitere

sonstige Öfen zum Einsatz. Der Teil, der nicht als Stückkalk abgesetzt wird,

wird im dritten Schritt des Herstellungsprozesses zu Kalkhydrat

weiterverarbeitet. Dies geschieht durch weiteres Mahlen und Löschen.

Quellen: Wopfinger Baustoffe (2005), Umweltbundesamt (2005b), Umwelt-

bundesamt (2007), JRC (2010a)

Steinbruch

Wasch-

anlage

Mahl-

anlage

Verladung

Kalköfen

Stückkalk-

anlage

Hydrat-

anlage

Verladung

Kalkhydrat

Fertigputz-

anlage

Verladung

Fertigputz

Verladung

Stückkalk

Kalkstein

Kalkstein

Kalkstein Branntkalk

Kalkhydrat

Kalkhydrat Mahl-

anlage

Stückkalk

7 Anhang

220

Tabelle 7-17: Technologiedarstellung Papierherstellung

Sektor/Subsektor: Papierindustrie

Prozessrouten (hier abgebildet): Rohstoffbereitstellung, Halbstofferzeugung, Papierherstellung

Kurzbeschreibung: Die Herstellung von Papier besteht aus den vier Hauptschritten

Halbstofferzeugung (Zell-, Holz- oder Altpapierstoff), Stoffaufbereitung,

Produktion in der Papiermaschine und Veredelung. Die Ausgangsstoffe sind

Zell-, Holz- oder Altpapierstoff. Zell- und Holzstoff werden durch

verschiedene, mechanische bzw. chemische Aufschlussverfahren

bereitgestellt. In der Stoffaufbereitung erfolgt das Maschinenfertigmachen

des Halbstoffes zu Fertig(Ganz-)stoff. Anschließend erfolgt die Bearbeitung

in der Papiermaschine, die aus den Elementen Stoffauflauf und Siebpartie,

Presspartie, Trockenpartie und Aufrollung besteht. Anschließend erfolgt die

Verarbeitung und Veredelung.

Quellen: AG Branchenenergiekonzept Papier (2008), JRC (2010b), LFU (2003)

7 Anhang

221

A 3: Weitere Zusatzinformationen zur Istanalyse des Industriesektors

Tabelle 7-18: Produktionsmengen Aluminiumindustrie



Kurzbeschreibung: Aluminiumherstellung in der EU zwischen 1980 und 2010.

Quellen: EAA (2012)

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19

81

19

82

19

83

19

84

19

85

19

86

19

87

19

88

19

89

19

90

19

91

19

92

19

93

19

94

19

95

19

96

19

97

19

98

19

99

20

00

20

01

20

02

20

03

20

04

20

05

20

06

20

07

20

08

20

09

20

10

Pro

du

kti

on

smen

gen

[M

t] Sekundäraluminium

Primäraluminium

7 Anhang

222

Tabelle 7-19: Stromverbrauch in der Industrie nach Anwendungsarten in Deutschland in

2001

Sektor/Subsektor: Branchenvergleich

Prozessrouten (hier abgebildet): Stromeinsatz

Kurzbeschreibung: Anteile der Querschnittstechnologien am Stromverbrauch in der Industrie in

Deutschland nach Branchen im Jahr 2001.

Quellen: Eigene Darstellung basierend auf Daten aus UBA (2009), ursprüngliche Daten aus

Radgen, Blaustein (2001), Radgen (2002), Almeida et al. (2001)

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Gew

. S

tein

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, s.

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gbau

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Ver

arb. S

tein

e/E

rden

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alle

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n

An

teil

Tec

hn

olo

gie

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tro

mv

erb

rau

ch [

%] Prozess-

technologienBeleuchtung

Andere Motoren-

anwendungenDruckluft

Pumpen

Ventilatoren

Kälte

7 Anhang

223

Anhang B: Modellklassen und Modellierung in TIMES PanEU

B 1: Unterschiedliche Modellklassen und Einordnung von Energiesystemmodellen

Zur Beantwortung von energiepolitischen Fragestellungen stehen unterschiedliche

Modelltypen zur Verfügung. Um diese unterschiedlichen Energiemodelle einzuordnen,

bieten sich verschiedene Kategorien an. Zu diesen Kriterien zählen die methodische

Grundlage, die Ansätze zur Lösungs- bzw. Zielfindung sowie Umfang und Tiefe der

Abbildung komplexer Strukturen und Systeme (UBA 2003).

Die Modelle lassen sich zunächst basierend auf ihrer methodischen Grundlage unterteilen

(siehe Tabelle 7-20, Amerighi et al. 2010). Dabei wird zwischen Bottom-Up-, Top-Down-,

Hybrid-, Hybrid-Integrated-Assessment- und Semi-Quantitativen-Modellen unterschieden.

Bottom-Up Modelle sind technologieorientierte Modelle, in denen die Energienachfrage

entweder auf einer Nachfrage nach Nutzenergie basiert, oder eine Funktion aus

Energieträgerpreisen und BIP ist. Die Modellierung von Technologien basiert auf

detaillierten technischen und ökonomischen Daten. Top-Down Modelle hingegen haben

einen Fokus auf Märkte und Wechselwirkungen oder Feedbacks, die die gesamte

Wirtschaft betreffen. Technologien werden durch aggregierte Produktionsfunktionen

abgebildet.

Hybrid-Modelle sind überwiegend Top-Down-Modelle, die einige Technologien ebenfalls

detailliert abbilden. Hybrid-Integrated-Assessment-Modelle sind vor allem Bottom-Up-

Modelle, die ökonomische, technische und ökologische Aspekte kombinieren, um

Fragestellung hinsichtlich des Klimawandels beantworten zu können. Semi-Quantitative-

Modell versuchen dagegen auch qualitative Aspekte, wie etwa die soziale Akzeptanz

einzelner Technologien, zu berücksichtigen.

Energiesystemmodelle, wie das in dieser Arbeit eingesetzte Modell TIMES PanEU (siehe

Beschreibung in Abschnitt 4.1.1), sind zum überwiegenden Teil Bottom-Up-Modelle. Zu

dieser Kategorie zählen auch Sektor- oder Disaggregierte Modelle. Bottom-Up-Modelle

betrachten immer nur einen Ausschnitt der gesamten Wirtschaft oder auf noch

detaillierterem Niveau nur einen Ausschnitt aus der Energiewirtschaft. Diese Modelltypen

sind technologieorientiert und haben ihren Hintergrund in den Ingenieurswissenschaften.

Im Gegensatz zu Energiesystemmodellen, die das gesamte Energiesystem mit allen

Wechselwirkungen und Konkurrenzbeziehungen abbilden, fokussieren einige Modelle

dabei nur auf die Angebots- oder Nachfrageseite. Zu diesen Modellen zählen

beispielsweise Strommarktmodelle.

Makroökonomische Modelle hingegen verfügen über ein höheres Aggregationsniveau und

bilden die gesamte Wirtschaft ab. Diese Modelle wurden im Bereich der ökonomischen

Forschung entwickelt (UBA 2003).

7 Anhang

224

Tabelle 7-20: Überblick über unterschiedliche Energiemodelle

Quelle: Eigene Darstellung und Auswahl basierend auf Amerighi et al. (2010)

Ein weiterer Unterscheidungsansatz ist die Art der Lösungs- bzw. Zielfindung. Bei

Verwendung eines Optimierungsansatzes sollen nach vorgegebenen Kriterien (z.B.

Kostenminimum) Zielgrößen erreicht werden. Zu dieser Kategorie zählt wiederum auch

das hier eingesetzte TIMES PanEU Modell. Kommt der alternative Simulationsansatz zur

Anwendung, werden plausible Entwicklungspfade anhand von Szenarien basierend auf

Erfahrungswissen abgeleitet.

Darüber hinaus lassen sich Modelle entsprechend ihres Umgangs mit zukünftigen

Entwicklungen unterscheiden. Bei vollkommener Kenntnis über zukünftige

Entwicklungen, wie etwa Verfügbarkeiten und weitere Parameter von Technologien, wird

von perfect foresight Modellen gesprochen. Die Lösungsfindung erfolgt in diesem Fall

über den gesamten Modellierungshorizont mit vollständiger Kenntnis gleich in der ersten

Modellierungsperiode. Ist diese Kenntnis nicht vorhanden und wird jede einzelne Periode

ohne Kenntnis der darauffolgenden Periode betrachtet, zählen die Modelle zur Klasse der

myopischen Modelle (UBA 2003). Viele Modelle können die Modellrechnungen, in

Abhängigkeit vom konkreten Anwendungsfall, sowohl basierend auf einem perfect

foresight Ansatz, als auch myopisch durchführen. Weitere Kategorien zur Unterscheidung

unterschiedlicher Modelle sind beispielsweise die räumliche, sektorale und zeitliche

Auflösung.

Modeltyp Modellierungsansatz Beispiele

Makroökonomische Modelle

Top-down, Hybrid, Hybrid-Integrated

Assessment NEWAGE, PACE, GEM-E3, MERGE,

Energiesystemmodelle

Bottom-Bp, Hybrid-Integrated-

Assessment

TIMES PanEU, PRIMES, TIAM,

Message, POLES

Sektormodelle Bottom-Up

GASMOD, OILMOD, POWERS,

RESolve-E

Disaggregierte Modelle Bottom-Up Balmorel, WASP, WILMAR

Verhaltensmodelle Semi-Quantitativ ESTEEM, Climtae Bonus

7 Anhang

225

B 2: Technologiedaten

Tabelle 7-21: Überblick über Technologiedaten in TIMES PanEU

Quelle: Eigene Darstellung, Werte basieren auf eigenen Annahmen sowie unter anderem auf IEA 2012b,

ISI et al. 2009, ETSAP 2010a, ETSAP 2010b, ETSAP 2010c, EIA 2011, IUTA 2002

Sektor TechnologieKosten-

einheit

Invest-

kosten

2010

Invest-

kosten

2030

Invest-

kosten

2050

Lebens-

dauer [a]

Öfftl. Stromerzeugung GuD €/kW 670 670 670 30

Steinkohle IGCC €/kW 1.600 1.600 1.600 30

Kernkraftwerk €/kW 3.000 3.000 3.000 60

Sonst. Umwandlung Biodieselproduktion €/(GJOutput/a) 10 10 10 20

Biogasproduktion €/(GJOutput/a) 48 48 48 20

Haushalte Warmwasser (elektrisch) €/kW 87 86 86 16

Kochen (elektrisch) €/Unit 800 800 800 15

Kühl-Gefierkombination

High Efficiency (A+++) €/Unit2.000 2.000 2.000 20

GHD

Raumwärme

(Gasbrennwertkessel) €/kW170 170 170 20

Klimakälte

(Zimmer air-conditioner) €/kW460 460 460 11

Transport Diesel PKW €/Unit 21.000 21.200 21.200 12

Schwere Nutzfahrzeuge

(Diesel) €/Unit125.200 125.600 126.000 12

Stahl (Hochofen) €/t 190 190 190 30

Stahl (Hochofen mit CCS) €/t 300 300 30

Stahl (Lichtbogen) €/t 150 150 150 25

Zement (Klinkerofen) €/t 125 125 125 30

Zement (Klinkerofen;

verbesserte Vorwärmung

und Vorcalzination) €/t

140 140 140 30

Chlor (Membranverfahren) €/t 750 750 750 30

Papier (Papiermaschine) €/t 830 830 830 30

Gas-KWK €/kW 930 930 930 30

Gas-Kessel €/kW 92 92 92 30

Gas-KWK mit CCS €/kW 1.712 1.712 30

Gasmotor-KWK €/kW 791 791 791 15

Raumwärme/

Warmwasser

(Kombikessel Gas) €/kW

150 150 150 20

Wärmepumpe (Gas) €/kW 1.000 885 842 20

Industrie - Querschnittstechnologien

Industrie - Branchentechnologien

7 Anhang

226

Anhang C: Rahmendaten und industrielle Produktionsmengen

C 1: Sozioökonomische Rahmenannahmen

Die allgemeinen, sozioökonomischen Rahmenannahmen betreffen die Entwicklung der

Bevölkerung und des Bruttoinlandprodukts und sind für Europa bzw. Deutschland in

Tabelle 7-22 (EU) bzw. Tabelle 7-23 (Deutschland) dargestellt. Da im Rahmen der

Untersuchungen in dieser Arbeit Entwicklungen im Energiesystem und nicht

volkswirtschaftliche Effekte im Fokus stehen, werden diese sozioökonomischen

Rahmenbedingungen zwischen den Szenarien nicht verändert. Die Rahmenannahmen

basieren im Wesentlichen auf Blesl et al. (2011).

Diese Rahmenannahmen haben vor allem Einfluss auf die dem Modell exogen

vorgegebenen Nachfragegrößen. Die Entwicklung der Bevölkerung sowie Annahmen

hinsichtlich Wohnungen und Wohnfläche bestimmt beispielsweise die nachgefragte

Menge an Energiedienstleistungen der Haushalte. Aus den Annahmen hinsichtlich der

Entwicklung des BIP wird die industrielle Aktivität abgeleitet (siehe Tabelle 7-24).

Bezogen auf die Rahmenannahmen auf europäischer Ebene wird mittel- und langfristig ein

Rückgang der Bevölkerung bis auf 495 Mio. Einwohner in der EU bis 2050 unterstellt

(siehe Tabelle 7-22). Während bis zum Jahr 2020 ein Anstieg auf 509 Mio. Einwohner

angenommen wird, setzt anschließend eine negative Entwicklung ein. Beim

Bruttoinlandsprodukt (BIP) wird mit einem schwächer werdenden Wachstum von

langfristig 1,4 % p. a. gerechnet.

Tabelle 7-22: Sozioökonomische Rahmenannahmen für die EU-27

Quelle: Eigene Berechnungen, NEEDS (2006), IER et al. (2010), IEA (2009), Eurostat (2010), European

Commission (2010a), European Commission (2011a)

Für Deutschland wird ebenfalls ein Rückgang der Bevölkerung unterstellt (siehe Tabelle

7-23). Im Vergleich zu den EU-Annahmen hat der Rückgang in der Bevölkerungs-

entwicklung jedoch schon begonnen und verstärkt sich. In 2050 wird eine

Bevölkerungszahl von 74,3 Mio. Einwohner angenommen. Langfristig wird für

Einheit 2005 2010 2020 2030 2040 2050

Bruttoinlands-

produkt (BIP)Bio. € 2005 11,1 11,4 13,7 16,0 18,4 21,2

Veränderung %/a 0,6% 1,9% 1,6% 1,4% 1,4%

Bevölkerung Mio. 491 501 509 508 503 495

Veränderung %/a 0,4% 0,2% 0,0% -0,1% -0,2%

BIP/Kopf € 2005/Einw. 22526 22721 26916 31496 36581 42828

Veränderung %/a 0,2% 1,7% 1,6% 1,5% 1,6%

7 Anhang

227

Deutschland ein geringes BIP-Wachstum als in der EU angenommen. Kurzfristig jedoch

wird unterstellt, dass Deutschland die Finanz- und Schuldenkrise besser meistert als der

EU-Durchschnitt und ein höheres BIP-Wachstum aufweist.

Tabelle 7-23: Sozioökonomische Rahmenannahmen für Deutschland

Quelle: Eigene Berechnungen, Statistik basierend auf BMWi (2012a) und Eurostat (2012b)

C 2: Entwicklung der industriellen Produktionsmengen

Die Entwicklung der industriellen Produktionsmengen in der EU-27 zwischen 2010 und

2050 ist in Tabelle 7-24 wiedergegeben. Insgesamt weisen alle Branchen im Vergleich

zwischen 2010 und 2050 einen ansteigenden Verlauf auf. Allerdings kommt es in einigen

Branchen gegen Ende des betrachteten Modellhorizonts zu rückläufigen

Produktionsentwicklungen (beispielsweise in der Stahl- und Aluminiumindustrie ab 2035

bzw. 2040).

Tabelle 7-24: Annahmen bezüglich der Entwicklung der Produktionsmengen in der Industrie

in der EU-27

Quelle: Annahmen TIMES PanEU

Einheit 2005 2010 2020 2030 2040 2050

Bruttoinlands-

produkt (BIP)Mrd. € 2005 2224 2369 2755 3029 3310 3475

Veränderung %/a 1,3% 1,5% 1,0% 0,9% 0,5%

Bevölkerung Mio. 82,5 81,8 80,5 79,3 77,2 74,3

Veränderung %/a -0,2% -0,2% -0,2% -0,3% -0,4%

BIP/Kopf € 2005/Einw. 24924 26771 31278 35119 39611 43217

Veränderung %/a 1,4% 1,6% 1,2% 1,2% 0,9%

(Index: 2010 = 100) 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Stahl 100,0 104,5 108,7 111,6 113,9 114,8 114,4 112,5 109,4

Aluminium 100,0 106,8 113,2 117,4 120,6 122,7 123,1 121,7 118,4

Kupfer 100,0 115,1 129,4 140,2 149,6 156,4 160,1 160,2 156,1

Sonst. NE-Metalle 100,0 110,2 120,2 128,5 136,6 143,6 148,8 152,2 153,7

Ammoniak 100,0 109,2 117,9 125,4 133,0 140,3 146,7 152,1 156,2

Chlor 100,0 109,0 117,5 124,1 130,5 136,3 140,8 143,9 145,2

Sonst. Chemie 100,0 109,4 118,6 125,8 132,7 138,0 141,5 143,6 143,9

Zement 100,0 108,9 117,3 125,0 132,8 140,1 147,0 153,3 158,6

Kalk 100,0 109,5 118,6 127,3 136,2 144,6 152,3 159,8 166,3

Flachglas 100,0 109,9 120,5 130,7 141,5 152,4 162,8 172,5 181,4

Behälterglas 100,0 109,1 118,9 128,0 137,7 147,3 156,9 165,8 174,3

Sonst. NM-Mineralien 100,0 105,2 110,0 113,9 117,4 120,3 122,2 123,0 122,7

Papier 100,0 111,7 121,8 130,8 139,1 145,9 151,8 157,0 160,8

Pappe 100,0 108,6 115,4 120,7 125,1 128,1 130,1 131,3 131,2

Lebensmittel 100,0 106,1 111,6 115,9 120,0 123,6 126,6 128,9 130,4

Übrige Industrie 100,0 105,2 110,1 113,8 117,2 120,0 122,2 123,6 124,3

7 Anhang

228

Anhang D: Endenergieverbrauch des Industriesektors

Tabelle 7-25: Endenergieverbrauch in der Industrie in der EU-27 nach Ländern (1/2) in PJ

Quelle: Eurostat (2012a)

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999

AT 255 259 245 250 256 265 267 290 284 282

BE 505 515 496 468 503 501 496 516 538 555

BG 377 287 234 204 222 252 249 235 198 149

CY 11 17 15 16 18 19 20 19 17 18

CZ 731 613 662 611 542 539 533 526 485 389

DE 3,021 2,794 2,651 2,510 2,512 2,517 2,442 2,424 2,402 2,386

DK 113 119 119 119 122 126 126 127 125 126

EE 106 99 59 53 44 36 39 34 30 23

GR 167 165 161 156 156 168 177 181 183 172

ES 847 865 825 809 843 860 824 914 943 935

FI 399 376 373 388 421 411 425 450 471 485

FR 1,491 1,526 1,524 1,491 1,477 1,515 1,557 1,563 1,580 1,547

HU 271 225 182 174 163 161 168 156 154 149

IE 73 75 72 75 79 82 81 87 90 93

IT 1,497 1,462 1,446 1,419 1,460 1,508 1,483 1,529 1,544 1,612

LT 139 139 79 46 46 43 41 42 42 35

LU 72 69 66 69 64 49 48 43 36 35

LV 83 73 55 37 29 29 28 31 30 27

MT 0 1 1 1 2 2 2 2 2 2

NL 512 518 523 547 533 588 605 595 595 591

PL 1,062 954 878 908 888 964 1,024 1,002 889 776

PT 197 201 200 195 207 206 211 225 244 252

RO 1,088 891 592 544 590 634 627 544 453 374

SE 517 514 528 548 554 578 590 590 597 586

SI 64 57 48 47 51 49 50 51 50 51

SK 301 247 237 194 201 181 188 185 169 163

UK 1,450 1,482 1,408 1,434 1,460 1,459 1,512 1,510 1,486 1,526

7 Anhang

229

Tabelle 7-26: Endenergieverbrauch in der Industrie in der EU-27 nach Ländern (2/2) in PJ


Tabelle 7-27: Endenergieverbrauch in der Industrie in der EU-27 nach Energieträgern in PJ


2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

AT 303 311 310 324 340 367 367 373 379 359 370

BE 589 590 532 541 526 490 519 511 499 402 468

BG 148 148 143 155 154 156 159 161 145 102 106

CY 18 18 18 18 19 13 12 12 13 11 10

CZ 424 408 401 403 419 405 407 396 377 340 367

DE 2,410 2,367 2,368 2,655 2,619 2,616 2,603 2,571 2,523 2,163 2,535

DK 123 127 119 120 121 120 122 118 113 98 102

EE 24 26 24 28 29 30 29 32 32 23 24

GR 186 189 186 181 170 174 177 193 176 145 145

ES 1,062 1,136 1,149 1,228 1,261 1,297 1,077 1,165 1,099 918 978

FI 516 501 520 525 540 502 548 537 515 425 486

FR 1,556 1,662 1,618 1,645 1,584 1,498 1,488 1,460 1,427 1,228 1,308

HU 147 151 155 150 140 141 142 140 140 112 122

IE 105 103 101 101 106 110 119 108 102 86 80

IT 1,664 1,623 1,621 1,706 1,685 1,669 1,623 1,594 1,526 1,246 1,300

LT 33 32 36 38 39 42 44 45 40 34 38

LU 30 31 30 28 32 30 34 32 31 27 31

LV 24 26 26 26 28 29 31 30 28 27 32

MT 2 2 2 2 2 2 2 2 2 3 2

NL 621 614 612 617 628 649 563 546 530 538 599

PL 795 733 703 727 753 695 713 746 685 615 644

PT 263 258 262 245 246 246 244 247 233 219 226

RO 389 414 446 434 434 428 408 390 378 273 288

SE 597 553 553 537 540 526 527 532 511 463 527

SI 60 56 53 63 65 69 71 67 62 51 54

SK 172 166 176 183 172 177 177 171 171 151 182

UK 1,544 1,527 1,461 1,472 1,422 1,398 1,374 1,346 1,354 1,150 1,183

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999

Steinkohlen 2,650 2,408 2,270 2,133 2,175 2,224 2,185 2,187 1,994 1,830

Braunkohlen 520 380 311 233 203 173 173 151 129 120

Mineralölprodukte 2,491 2,520 2,314 2,313 2,374 2,311 2,289 2,338 2,310 2,145

Gase 4,741 4,402 4,002 4,018 4,165 4,422 4,484 4,478 4,471 4,467

Strom 3,556 3,446 3,379 3,304 3,352 3,451 3,492 3,606 3,638 3,695

Fernwärme 805 820 839 728 554 490 525 415 384 388

Erneuerbare Energien 549 526 524 537 564 610 611 647 659 641

Abfall/Sonstiges 38 43 42 45 56 59 53 50 53 52

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Steinkohlen 1,878 1,803 1,698 1,701 1,701 1,667 1,635 1,686 1,592 1,157 1,354

Braunkohlen 154 115 108 127 122 128 131 112 113 109 118

Mineralölprodukte 2,149 2,223 2,137 2,167 2,087 2,004 1,934 1,855 1,712 1,516 1,468

Gase 4,683 4,675 4,647 4,762 4,512 4,380 4,151 4,138 4,024 3,402 3,867

Strom 3,809 3,858 3,881 3,909 4,022 4,067 4,063 4,130 4,059 3,489 3,725

Fernwärme 419 417 445 761 874 860 850 674 652 620 652

Erneuerbare Energien 658 631 655 669 693 709 749 842 843 807 906

Abfall/Sonstiges 52 48 52 57 61 62 65 90 95 110 120

7 Anhang

230

Tabelle 7-28: Endenergieverbrauch in der Industrie in der EU-27 nach Energieträgern im

Szenario EKE_75

Quelle: Modellergebnis TIMES PanEU

Tabelle 7-29: Endenergieverbrauch in der Industrie in der EU-27 nach Branchen im Szenario

EKE_75



Szenario C_75



C_75


Einheit 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Endenergieverbrauch Industrie

Kohlen PJ 1903 1799 1814 1725 1461 1268 1046 882

Mineralölprodukte PJ 927 612 464 353 310 254 181 134

Gase PJ 4483 4407 4272 4168 3724 3418 3374 2613

Strom PJ 3827 3705 3696 3684 3657 3865 3968 4752

Fernwärme PJ 444 421 396 377 352 362 330 403

Erneuerbare PJ 1019 1509 1868 2251 3118 3601 3816 3697

Abfall PJ 222 266 298 331 332 333 327 260

Einheit 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050


Metalle PJ 2753 2650 2619 2575 2557 2530 2453 2373

NM-Mineralstoffe PJ 1698 1661 1655 1667 1646 1681 1691 1657

Chemie PJ 2443 2428 2497 2539 2581 2615 2649 2621

Papier PJ 1428 1455 1475 1509 1525 1527 1528 1542

Lebensmittel PJ 1249 1285 1341 1391 1430 1473 1483 1488

Sonstige Industrien PJ 3254 3241 3220 3208 3215 3275 3237 3060

Einheit 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050


Kohlen PJ 1894 1774 1611 1536 1352 1184 1009 780


Gase PJ 4504 4404 4211 4076 3847 3654 3588 3119

Strom PJ 3789 3690 3622 3559 3481 3594 3694 4255

Fernwärme PJ 444 421 404 384 383 385 380 424

Erneuerbare PJ 1030 1552 2157 2571 3196 3631 3802 3533

Abfall PJ 223 265 294 326 325 325 298 261

Einheit 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050


Metalle PJ 2746 2662 2612 2554 2531 2503 2438 2360


Chemie PJ 2446 2425 2481 2533 2592 2649 2662 2585

Papier PJ 1430 1458 1464 1503 1530 1536 1546 1550

Lebensmittel PJ 1245 1286 1346 1386 1409 1448 1463 1457


7 Anhang

231


Szenario PEV-N_75



PEV-N_75



Szenario PEV-M_75



PEV-M_75


Einheit 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050


Kohlen PJ 1896 1730 1628 1510 1356 1163 1004 780


Gase PJ 4515 4407 4226 4089 3815 3568 3409 3000

Strom PJ 3782 3614 3542 3439 3308 3212 3239 3553

Fernwärme PJ 445 424 411 405 398 399 378 386

Erneuerbare PJ 1023 1499 2044 2473 3070 3537 3708 3614

Abfall PJ 225 268 296 328 331 330 299 254

Einheit 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050


Metalle PJ 2746 2639 2607 2538 2507 2466 2398 2315


Chemie PJ 2445 2391 2456 2492 2531 2523 2511 2427

Papier PJ 1431 1451 1455 1501 1531 1533 1537 1511

Lebensmittel PJ 1245 1266 1306 1332 1357 1385 1391 1377


Einheit 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050


Kohlen PJ 1885 1679 1585 1503 1252 1108 977 763


Gase PJ 4509 4365 4248 4052 3801 3500 3341 3006

Strom PJ 3776 3529 3379 3259 3169 3125 3125 3328

Fernwärme PJ 446 428 424 419 413 420 401 391

Erneuerbare PJ 1004 1490 1904 2377 3067 3440 3610 3554

Abfall PJ 225 269 301 332 332 330 299 254

Einheit 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050


Metalle PJ 2743 2621 2581 2516 2488 2444 2385 2306


Chemie PJ 2440 2346 2391 2428 2471 2446 2437 2336

Papier PJ 1423 1430 1437 1484 1518 1526 1531 1514

Lebensmittel PJ 1240 1236 1276 1298 1343 1370 1380 1366


7 Anhang

232


Szenario PEV-H_75



PEV-H_75


Tabelle 7-38: Endenergieverbrauch in der Industrie in der EU-27 nach Energieträgern in der

Variante PEV-M_75-S


Tabelle 7-39: Endenergieverbrauch in der Industrie in der EU-27 nach Branchen in der

Variante PEV-M_75-S


Einheit 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050


Kohlen PJ 1875 1614 1514 1411 1180 1045 931 746


Gase PJ 4506 4180 4136 4045 3814 3425 3305 2812

Strom PJ 3773 3391 3266 3132 3076 3027 3037 3239

Fernwärme PJ 446 436 461 434 434 425 410 397

Erneuerbare PJ 1002 1445 1803 2210 2873 3192 3361 3217

Abfall PJ 220 260 296 335 336 332 300 263

Einheit 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050


Metalle PJ 2741 2593 2557 2498 2471 2433 2370 2285


Chemie PJ 2435 2244 2296 2334 2395 2357 2351 2122

Papier PJ 1424 1418 1429 1456 1488 1502 1505 1497

Lebensmittel PJ 1235 1210 1248 1276 1330 1353 1366 1323


Einheit 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050


Kohlen PJ 1877 1605 1470 1378 1103 992 882 738


Gase PJ 4523 4232 4030 3936 3632 3317 3126 2874

Strom PJ 3766 3385 3216 3009 2996 2956 2966 3123

Fernwärme PJ 445 436 454 463 431 470 498 526

Erneuerbare PJ 977 1428 1754 1933 2672 2887 2940 2818

Abfall PJ 221 265 298 335 341 328 298 264

Einheit 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050


Metalle PJ 2740 2593 2546 2480 2455 2414 2345 2278


Chemie PJ 2434 2248 2268 2263 2300 2244 2148 2080

Papier PJ 1424 1419 1422 1444 1470 1472 1464 1452

Lebensmittel PJ 1229 1205 1230 1242 1294 1309 1314 1246


7 Anhang

233


Szenario EKE_65



EKE_65



Szenario C_65



C_65


Einheit 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050


Kohlen PJ 1909 1803 1878 1904 1840 1627 1372 1130


Gase PJ 4501 4431 4389 4345 3934 3672 3607 3296

Strom PJ 3824 3704 3707 3696 3685 3737 3752 3948

Fernwärme PJ 444 421 394 375 360 361 318 314

Erneuerbare PJ 1010 1471 1654 1866 2484 3041 3416 3792

Abfall PJ 223 266 297 330 331 333 329 322

Einheit 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050


Metalle PJ 2750 2650 2623 2585 2578 2550 2502 2434


Chemie PJ 2442 2417 2486 2536 2576 2601 2630 2607

Papier PJ 1429 1457 1470 1503 1524 1536 1533 1539

Lebensmittel PJ 1249 1282 1330 1374 1400 1446 1475 1494


Einheit 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050


Kohlen PJ 1903 1772 1741 1706 1640 1535 1337 1140


Gase PJ 4528 4459 4451 4259 3945 3750 3619 3483

Strom PJ 3787 3689 3615 3627 3590 3581 3634 3703

Fernwärme PJ 443 421 397 381 363 375 324 335

Erneuerbare PJ 1020 1499 1762 2224 2823 3219 3614 3870

Abfall PJ 225 266 296 324 324 324 321 309

Einheit 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050


Metalle PJ 2749 2656 2613 2569 2558 2527 2476 2409


Chemie PJ 2446 2419 2476 2553 2619 2644 2670 2678

Papier PJ 1430 1457 1464 1500 1530 1544 1548 1560

Lebensmittel PJ 1245 1291 1337 1388 1411 1434 1467 1481


7 Anhang

234


Szenario PEV-M_65



PEV-M_65



Szenario EKE_85



EKE_85


Einheit 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050


Kohlen PJ 1891 1677 1665 1606 1504 1403 1233 1058


Gase PJ 4507 4381 4398 4224 3933 3757 3606 3341

Strom PJ 3779 3523 3401 3334 3222 3157 3095 3033

Fernwärme PJ 446 430 421 416 396 406 359 356

Erneuerbare PJ 1004 1458 1666 2090 2687 3024 3296 3574

Abfall PJ 223 267 301 331 335 335 335 324

Einheit 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050


Metalle PJ 2743 2618 2584 2526 2501 2467 2408 2343


Chemie PJ 2439 2340 2384 2442 2495 2493 2484 2390

Papier PJ 1423 1433 1438 1480 1505 1525 1528 1540

Lebensmittel PJ 1240 1238 1273 1296 1329 1352 1366 1378


Einheit 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050


Kohlen PJ 1896 1858 1725 1527 1292 1054 913 605


Gase PJ 4465 4376 4179 4018 3575 3158 2823 1929

Strom PJ 3833 3731 3705 3667 3799 4156 4354 5572

Fernwärme PJ 443 421 396 380 356 393 420 443

Erneuerbare PJ 1034 1503 2052 2581 3322 3718 3696 2542

Abfall PJ 222 264 295 331 331 329 277 206

Einheit 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050


Metalle PJ 2754 2675 2614 2557 2535 2504 2421 2247


Chemie PJ 2447 2435 2502 2542 2591 2606 2587 2159

Papier PJ 1429 1459 1475 1500 1513 1515 1531 1587

Lebensmittel PJ 1249 1289 1341 1388 1441 1490 1472 1470


7 Anhang

235


Szenario C_85



C_85



Szenario PEV-M_85



PEV-M_85


Einheit 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050


Kohlen PJ 1892 1776 1554 1350 1211 1036 806 606


Gase PJ 4501 4358 4170 4008 3827 3540 3247 2011

Strom PJ 3789 3690 3624 3530 3460 3630 3959 5149

Fernwärme PJ 444 422 406 382 411 449 436 488

Erneuerbare PJ 1035 1602 2235 2831 3283 3678 3608 2539

Abfall PJ 226 267 297 324 323 294 266 208

Einheit 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050


Metalle PJ 2745 2664 2608 2544 2517 2481 2400 2254


Chemie PJ 2445 2422 2476 2515 2575 2617 2562 2116

Papier PJ 1433 1461 1464 1498 1523 1530 1531 1562

Lebensmittel PJ 1244 1285 1342 1387 1410 1453 1453 1450


Einheit 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050


Kohlen PJ 1883 1689 1526 1324 1117 960 773 612


Gase PJ 4528 4399 4205 3998 3711 3314 2995 2017

Strom PJ 3780 3518 3373 3231 3154 3164 3374 4530

Fernwärme PJ 446 428 426 404 417 467 440 459

Erneuerbare PJ 1001 1450 1991 2594 3198 3489 3454 2504

Abfall PJ 224 268 301 331 330 302 252 223

Einheit 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050


Metalle PJ 2743 2623 2577 2508 2474 2431 2361 2244


Chemie PJ 2439 2343 2379 2408 2450 2411 2331 1965

Papier PJ 1423 1428 1437 1489 1514 1516 1507 1536

Lebensmittel PJ 1238 1239 1271 1300 1350 1370 1354 1321


7 Anhang

236

Anhang E: Emissionen des Industriesektors

Tabelle 7-52: CO2-Emissionen in der Industrie in der EU-27 nach Branchen in Mt

Quelle: UNFCCC (2012)

Tabelle 7-53: CO2-Emissionen in der Industrie in der EU-27 nach Branchen im Szenario

EKE_75


1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999

Eisen/Stahl (Energie) 189 181 163 164 169 174 163 170 163 151

Eisen/Stahl (Prozess) 85 71 68 66 71 70 66 71 65 59

NE-Metalle (Energie) 14 15 14 12 13 13 14 14 14 15

NE-Metalle (Prozess) 9 8 7 7 7 8 8 8 8 8

Chemie (Energie) 132 122 111 109 113 123 119 116 109 106

Chemie (Prozesse) 45 43 40 39 41 45 45 42 41 41

NM-Mineralien (Energie)

NM-Mineralien (Prozesse) 149 137 132 126 134 139 135 138 140 140

Papier (Energie) 36 39 37 36 39 39 38 39 37 36

Papier (Prozesse) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Lebensmittel (Energie) 53 54 55 56 58 61 62 60 57 56

Lebensmittel (Prozess) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Sonstige (Energie) 427 395 379 365 346 346 350 347 334 329

Sonstige (Prozesse) 1 1 1 1 1 1 1 1 2 1

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Eisen/Stahl (Energie) 152 145 139 142 147 144 146 151 140 101 122

Eisen/Stahl (Prozess) 64 58 60 66 69 70 74 74 69 48 60

NE-Metalle (Energie) 15 16 16 14 14 14 14 13 13 11 12

NE-Metalle (Prozess) 8 8 8 9 9 8 8 8 8 5 6

Chemie (Energie) 109 107 105 110 110 112 109 103 105 93 98

Chemie (Prozesse) 44 42 41 43 44 45 43 46 44 39 43

NM-Mineralien (Energie)

NM-Mineralien (Prozesse) 142 139 139 140 147 147 150 156 146 116 118

Papier (Energie) 37 35 34 36 34 35 34 33 31 28 30

Papier (Prozesse) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Lebensmittel (Energie) 55 55 53 53 52 50 48 45 44 40 42

Lebensmittel (Prozess) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Sonstige (Energie) 333 326 316 321 320 318 319 318 303 263 272

Sonstige (Prozesse) 2 2 2 1 2 3 3 3 3 3 3

Einheit 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Industrielle CO2-Emissionen

Metall (energiebedingt) Mt 132 116 110 101 89 72 59 49

Metall (prozessbedingt) Mt 91 85 80 73 64 50 44 38

Chemie (energiebedingt) Mt 100 92 98 95 80 71 56 37

Chemie (prozessbedingt) Mt 41 43 45 43 42 41 40 40

NM-Mineralstoffe (energiebedingt) Mt 100 95 96 96 91 87 77 55

NM-Mineralstoffe (prozessbedingt) Mt 126 126 132 138 144 143 128 112

Papier (energiebedingt) Mt 36 26 36 35 29 26 22 8

Lebensmittel (energiebedingt) Mt 40 38 32 25 18 12 9 6

Sonstige Industrien (energiebedingt) Mt 101 103 81 75 52 39 34 20

7 Anhang

237


C_75



PEV-N_75



PEV-M_75



PEV-H_75


Einheit 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050











Einheit 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050











Einheit 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050











Einheit 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050











7 Anhang

238

Tabelle 7-58: CO2-Emissionen in der Industrie in der EU-27 nach Branchen in der Variante

PEV-M_75-S



EKE_65



C_65



PEV-M_65


Einheit 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050











Einheit 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050











Einheit 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050











Einheit 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050











7 Anhang

239


EKE_85



C_85



PEV-M_85


Einheit 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050











Einheit 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050











Einheit 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050











7 Anhang

240

Anhang F: Primärenergieverbrauch

Tabelle 7-65: Primärenergieverbrauch in der EU-27 nach Energieträgern


Tabelle 7-66: Primärenergieverbrauch in der EU-27 nach Energieträgern im Szenario

EKE_75


Tabelle 7-67: Primärenergieverbrauch in der EU-27 nach Energieträgern im Szenario C_75


Einheit 2000 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Primärenergieverbrauch (Wirkungsgradmethode)

Steinkohlen PJ 9530 9360 9638 9738 8906 7468 7975

Steinkohlen (CCS) PJ

Braunkohlen PJ 3951 4015 4020 4082 3908 3768 3761

Braunkohlen (CCS) PJ

Mineralöl PJ 28011 28584 28293 27539 27827 26436 25921

Mineralöl (CCS) PJ

Gase PJ 18598 21054 20679 20450 18789 17800 18758

Gase (CCS) PJ

Kernenergie PJ 10491 11027 10991 10403 10429 9904 9904

Wasser, Wind, Solar, Ozean PJ 2007 1988 1977 2103 2316 2388 2436

Sonst. Erneuerbare PJ 2920 3887 4203 4552 4456 4747 5260

Biomasse (CCS) PJ

Abfall (nicht ern.) PJ 218 167 168 109 434 478 472

Abfall (CCS) PJ

Netto Stromimporte PJ 11 -16 -61 -60 -72 -51 -61

Einheit 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050


Steinkohlen PJ 7198 5538 4300 3418 2631 1699 1069 800

Steinkohlen (CCS) PJ 129 201 274 348 667 1462 2110 3153

Braunkohlen PJ 3146 2107 1771 792 306 109 94 25

Braunkohlen (CCS) PJ 20 104 180 263 323 396 362 391

Mineralöl PJ 27040 26431 25926 25535 24369 22543 19580 16364

Mineralöl (CCS) PJ 0 0 0 0 1 3 3 6

Gase PJ 16918 15445 13844 12159 9559 7924 5698 3268

Gase (CCS) PJ 0 5 12 81 318 517 1508 2440

Kernenergie PJ 10492 12704 14893 17626 19448 21346 21897 23600

Wasser, Wind, Solar, Ozean PJ 2616 2916 3160 3396 3632 3868 4271 4850

Sonst. Erneuerbare PJ 5366 6476 8119 9637 12444 14835 18411 20640

Biomasse (CCS) PJ 0 0 3 3 8 15 37 103

Abfall (nicht ern.) PJ 400 431 463 494 494 491 486 478

Abfall (CCS) PJ 0 0 0 0 0 0 0 2

Netto Stromimporte PJ 70 154 159 184 175 171 163 371

Einheit 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050


Steinkohlen PJ 7364 5233 4493 3519 2536 1611 1070 786


Braunkohlen PJ 3316 2176 1443 652 341 188 133 35


Mineralöl PJ 27072 26437 25822 25484 24115 22254 19504 15947


Gase PJ 17027 15890 14357 12722 10247 8054 5454 3402

Gase (CCS) PJ 0 5 21 84 620 1118 2386 3311

Kernenergie PJ 9373 10268 9997 10167 10252 11553 12458 13104



Biomasse (CCS) PJ 0 0 3 3 5 17 42 103


Abfall (CCS) PJ 0 0 0 0 0 0 0 2


7 Anhang

241

Tabelle 7-68: Primärenergieverbrauch in der EU-27 nach Energieträgern im Szenario PEV-

N_75



M_75



H_75


Einheit 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050


Steinkohlen PJ 7397 5285 4465 3329 2570 1521 1008 742


Braunkohlen PJ 3353 2056 1371 642 268 118 39 11


Mineralöl PJ 27046 26230 25630 25259 23892 22057 19377 16148


Gase PJ 17036 15908 14557 13251 10831 8464 5801 3371

Gase (CCS) PJ 0 5 21 85 448 818 1806 2544

Kernenergie PJ 9329 9738 8705 8268 8019 7455 6708 6352



Biomasse (CCS) PJ 0 0 4 7 11 23 50 131


Abfall (CCS) PJ 0 0 0 0 0 0 0 1


Einheit 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050


Steinkohlen PJ 7375 5182 4139 3212 2445 1402 993 752


Braunkohlen PJ 3393 2046 1330 659 176 69 12 10


Mineralöl PJ 27011 25845 25463 25057 23768 22030 19575 16095


Gase PJ 17142 16161 15137 14105 11429 8547 5474 3382

Gase (CCS) PJ 0 5 21 85 637 1036 1904 2727

Kernenergie PJ 9304 8812 7313 6042 4837 4001 2983 1609



Biomasse (CCS) PJ 0 12 20 29 40 73 114 186


Abfall (CCS) PJ 0 0 0 0 0 0 0 3


Einheit 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050


Steinkohlen PJ 7257 5059 3639 3013 2056 1291 982 762


Braunkohlen PJ 3364 1831 1200 356 62 11 10 9


Mineralöl PJ 27071 25603 25128 24574 23249 21657 19670 16341


Gase PJ 17253 16370 16356 15648 12647 9225 5445 3238

Gase (CCS) PJ 0 5 20 141 663 1145 1903 2366

Kernenergie PJ 9355 7354 5416 3529 1794 880 22 2



Biomasse (CCS) PJ 0 37 47 57 98 304 556 656


Abfall (CCS) PJ 0 0 0 0 0 1 1 4


7 Anhang

242

Tabelle 7-71: Primärenergieverbrauch in der EU-27 nach Energieträgern in der Variante

PEV-M_75-S



EKE_65




Einheit 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050


Steinkohlen PJ 7236 5014 3448 2850 1883 1220 952 764


Braunkohlen PJ 3394 1863 1228 374 57 11 11 9


Mineralöl PJ 27062 25697 25067 24411 22869 21190 19189 15737


Gase PJ 17256 16408 16780 16420 13276 9149 4551 1474

Gase (CCS) PJ 0 5 20 78 1498 3812 7148 11429

Kernenergie PJ 9355 8686 6490 4631 3089 2396 1730 25



Biomasse (CCS) PJ 0 42 65 114 278 1070 1625 1780


Abfall (CCS) PJ 0 0 0 0 1 2 4 6


Einheit 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050


Steinkohlen PJ 7247 5633 4671 3888 3309 2701 1797 1178


Braunkohlen PJ 3106 2131 1984 1435 990 433 278 202


Mineralöl PJ 27043 26441 25974 25629 24850 23776 22498 20565


Gase PJ 16958 15547 14181 12886 10791 9613 8331 6833

Gase (CCS) PJ 0 5 9 44 109 230 296 789

Kernenergie PJ 10490 12610 14607 16959 18585 19715 19552 20907



Biomasse (CCS) PJ 0 0 4 8 14 17 23 41


Abfall (CCS) PJ 0 0 0 0 0 0 0 0


Einheit 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050


Steinkohlen PJ 7402 5316 4692 3841 3266 2572 1813 1149


Braunkohlen PJ 3342 2143 1523 1344 712 354 272 196


Mineralöl PJ 27072 26457 26024 25585 24791 23710 22308 20428


Gase PJ 17048 16010 15090 13557 11644 10161 8624 6630

Gase (CCS) PJ 0 5 21 80 144 291 569 1774

Kernenergie PJ 9371 10254 9853 9878 10045 11127 11652 12390



Biomasse (CCS) PJ 0 0 3 3 5 12 24 49


Abfall (CCS) PJ 0 0 0 0 0 0 0 0


7 Anhang

243


M_65



EKE_85




Einheit 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050


Steinkohlen PJ 7397 5302 4435 3684 3074 2350 1540 1022


Braunkohlen PJ 3394 2029 1428 826 478 86 52 12


Mineralöl PJ 27010 25889 25585 25286 24403 23274 22034 20614


Gase PJ 17142 16213 15848 15222 13353 11757 9241 6461

Gase (CCS) PJ 0 5 20 79 155 273 441 1309

Kernenergie PJ 9283 8805 7149 5510 4009 3208 2234 1401



Biomasse (CCS) PJ 0 12 25 28 31 51 84 131


Abfall (CCS) PJ 0 0 0 0 0 0 0 0


Einheit 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050


Steinkohlen PJ 7164 5447 3959 3010 2132 1256 931 733


Braunkohlen PJ 3112 2125 1551 328 149 65 55 10


Mineralöl PJ 27047 26438 25719 24909 22658 19207 15106 11252


Gase PJ 16869 15366 13545 11651 8759 6517 4032 1826

Gase (CCS) PJ 0 5 20 107 427 1152 1822 1607

Kernenergie PJ 10547 13086 15562 18398 21788 24705 25295 27061



Biomasse (CCS) PJ 0 0 2 3 9 18 69 293


Abfall (CCS) PJ 0 0 0 0 0 0 0 0


Einheit 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050


Steinkohlen PJ 7293 5163 4256 2920 1985 1190 909 735


Braunkohlen PJ 3304 2196 1124 504 236 189 113 10


Mineralöl PJ 27065 26429 25680 24758 22530 19140 14795 11143


Gase PJ 17013 15746 14204 12223 9174 6305 3965 1745

Gase (CCS) PJ 0 5 27 149 1181 2719 3804 2796

Kernenergie PJ 9375 10267 10326 10519 10662 11927 12788 13112



Biomasse (CCS) PJ 0 0 3 3 7 24 85 309


Abfall (CCS) PJ 0 0 0 0 0 0 0 0


7 Anhang

244


M_85


Einheit 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050


Steinkohlen PJ 7370 5145 3779 2915 1761 1114 879 712


Braunkohlen PJ 3355 2029 1195 347 55 11 9 10


Mineralöl PJ 26975 25836 25173 24270 22226 19521 15322 11274


Gase PJ 17130 16083 14896 13373 9863 5860 3417 1392

Gase (CCS) PJ 0 5 21 153 1319 2397 2550 1949

Kernenergie PJ 9304 8794 7756 6653 5686 4897 4276 3511



Biomasse (CCS) PJ 0 12 18 26 34 72 161 297


Abfall (CCS) PJ 0 0 0 0 0 0 0 0


Forschungsberichte des Instituts für Energiewirtschaft und Rationelle Energieanwendung

Bezugsadresse: Universität Stuttgart

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und Rationelle Energieanwendung

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Energieprognose Bayern 2030

Oktober 2007, 296 Seiten, 18 € (z. Zt. vergriffen)

Band 101 U. Remme, M. Blesl, U. Fahl

Global resources and energy trade: An overview for coal, natural gas, oil

and uranium

Juli 2007, 108 Seiten, 10 €

Band 100 S. Eckardt

Energie- und Umweltmanagement in Hotels und Gaststätten: Entwicklung

eines Softwaretools zur systematischen Prozessanalyse und Management-

unterstützung

Mai 2007, 152 Seiten, 13 €

Band 99 U. Remme

Zukünftige Rolle erneuerbarer Energien in Deutschland: Sensitivitäts-

analysen mit einem linearen Optimierungsmodell


Band 98 L. Eltrop, J. Moerschner, M. Härdtlein, A. König

Bilanz und Perspektiven der Holzenergienutzung in Baden-Württemberg

Mai 2006, 102 Seiten, 10 €

Band 97 B. Frey

Modellierung systemübergreifender Energie- und Kohlenstoffbilanzen in

Entwicklungsländern

Mai 2006, 148 Seiten, 13 €

Band 96 K. Sander

Potenziale und Perspektiven stationärer Brennstoffzellen

Juni 2004, 256 Seiten, 18 €

Band 95 M. A. dos Santos Bernardes

Technische, ökonomische und ökologische Analyse von Aufwindkraftwer-

ken

März 2004, 228 Seiten, 15 €

Band 94 J. Bagemihl

Optimierung eines Portfolios mit hydro-thermischem Kraftwerkspark im

börslichen Strom- und Gasterminmarkt


Band 93 A. Stuible

Ein Verfahren zur graphentheoretischen Dekomposition und algebraischen

Reduktion von komplexen Energiesystemmodellen


Band 92 M. Blesl

Räumlich hoch aufgelöste Modellierung leitungsgebundener Energieversor-

gungssysteme zur Deckung des Niedertemperaturwärmebedarfs


Band 91 S. Briem, M. Blesl, M. A. dos Santos Bernardes, U. Fahl, W. Krewitt, M. Nill, S.

Rath-Nagel, A. Voß

Grundlagen zur Beurteilung der Nachhaltigkeit von Energiesystemen in

Baden-Württemberg


Band 90 B. Frey, M. Neubauer

Energy Supply for Three Cities in Southern Africa

Juli 2002, 96 Seiten, 8 €

Band 89 A. Heinz, R. Hartmann, G. Hitzler, G. Baumbach

Wissenschaftliche Begleitung der Betriebsphase der mit Rapsölmethylester

befeuerten Energieversorgungsanlage des Deutschen Bundestages in Berlin

Juli 2002, 212 Seiten, 15 €

Band 88 M. Sawillion

Aufbereitung der Energiebedarfsdaten und Einsatzanalysen zur Auslegung

von Blockheizkraftwerken

Juli 2002, 136 Seiten, 10 € (z. Zt. vergriffen)

Band 87 T. Marheineke

Lebenszyklusanalyse fossiler, nuklearer und regenerativer Stromerzeu-

gungstechniken

Juli 2002, 222 Seiten, 15 €

Band 86 B. Leven, C. Hoeck, C. Schaefer, C. Weber, A. Voß

Innovationen und Energiebedarf - Analyse ausgewählter Technologien

und Branchen mit dem Schwerpunkt Stromnachfrage

Juni 2002, 224 Seiten, 15 €

Band 85 E. Laege

Entwicklung des Energiesektors im Spannungsfeld von Klimaschutz und

Ökonomie - Eine modellgestützte Systemanalyse


Band 84 S. Molt

Entwicklung eines Instrumentes zur Lösung großer energiesystem-

analytischer Optimierungsprobleme durch Dekomposition und verteilte

Berechnung

Oktober 2001, 166 Seiten, 13 €

Band 83 D. Hartmann

Ganzheitliche Bilanzierung der Stromerzeugung aus regenerativen

Energien

September 2001, 228 Seiten, 15 € (z. Zt. vergriffen)

Band 82 G. Kühner

Ein kosteneffizientes Verfahren für die entscheidungsunterstützende

Umweltanalyse von Betrieben

September 2001, 210 Seiten, 15 €

Band 81 I. Ellersdorfer, H. Specht, U. Fahl, A. Voß

Wettbewerb und Energieversorgungsstrukturen der Zukunft


Band 80 B. Leven, J. Neubarth, C. Weber

Ökonomische und ökologische Bewertung der elektrischen Wärmepumpe

im Vergleich zu anderen Heizungssystemen

Mai 2001, 166 Seiten, 13 € (z. Zt. vergriffen)

Band 79 R. Krüger, U. Fahl, J. Bagemihl, D. Herrmann

Perspektiven von Wasserstoff als Kraftstoff im öffentlichen Straßen-

personenverkehr von Ballungsgebieten und von Baden-Württemberg

April 2001, 142 Seiten, 13 € (z. Zt. vergriffen)

Band 78 A. Freibauer, M. Kaltschmitt (eds.)

Biogenic Greenhouse Gas Emissions from Agriculture in Europe

Februar 2001, 248 Seiten, 15 € (z. Zt. vergriffen)

Band 77 W. Rüffler

Integrierte Ressourcenplanung für Baden-Württemberg

Januar 2001, 284 Seiten, 18 € (z. Zt. vergriffen)

Band 76 S. Rivas

Ein agro-ökologisches regionalisiertes Modell zur Analyse des Brennholz-

versorgungssystems in Entwicklungsländern


Band 75 M. Härdtlein

Ansatz zur Operationalisierung ökologischer Aspekte von "Nachhaltig-

keit" am Beispiel der Produktion und Nutzung von Triticale (Tritico-

secale Wittmack)-Ganzpflanzen unter besonderer Berücksichtigung der

luftgetragenen N-Freisetzungen


Band 74 T. Marheineke, W. Krewitt, J. Neubarth, R. Friedrich, A. Voß

Ganzheitliche Bilanzierung der Energie- und Stoffströme von Energie-

versorgungstechniken

August 2000, 118 Seiten, 10 € (z. Zt. vergriffen)

Band 73 J. Sontow

Energiewirtschaftliche Analyse einer großtechnischen Windstrom-

erzeugung

Juli 2000, 242 Seiten, 15 €

Band 72 H. Hermes

Analysen zur Umsetzung rationeller Energieanwendung in kleinen und

mittleren Unternehmen des Kleinverbrauchersektors


Band 71 C. Schaefer, C. Weber, H. Voss-Uhlenbrock, A. Schuler, F. Oosterhuis, E.

Nieuwlaar, R. Angioletti, E. Kjellsson, S. Leth-Petersen, M. Togeby, J. Munks-

gaard

Effective Policy Instruments for Energy Efficiency in Residential Space

Heating - an International Empirical Analysis (EPISODE)

Juni 2000, 146 Seiten, 13 €

Band 70 U. Fahl, J. Baur, I. Ellersdorfer, D. Herrmann, C. Hoeck, U. Remme, H. Specht,

T. Steidle, A. Stuible, A. Voß

Energieverbrauchsprognose für Bayern

Mai 2000, 240 Seiten, 15 €

Kurzfassung, 46 Seiten, 5 €

Band 69 J. Baur

Verfahren zur Bestimmung optimaler Versorgungsstrukturen für die

Elektrifizierung ländlicher Gebiete in Entwicklungsländern


Band 68 G. Weinrebe

Technische, ökologische und ökonomische Analyse von solarthermischen

Turmkraftwerken

April 2000, 212 Seiten, 15 €

Band 67 C.-O. Wene, A. Voß, T. Fried (eds.)

Experience Curves for Policy Making - The Case of Energy Technologies

April 2000, 282 Seiten, 18 €

Band 66 A. Schuler

Entwicklung eines Modells zur Analyse des Endenergieeinsatzes in

Baden-Württemberg

März 2000, 236 Seiten, 15 €

Band 65 A. Schäfer

Reduction of CO2-Emissions in the Global Transportation Sector

März 2000, 290 Seiten, 18 €

Band 64 A. Freibauer, M. Kaltschmitt (eds.)

Biogenic Emissions of Greenhouse Gases Caused by Arable and Animal

Agriculture - Processes, Inventories, Mitigation -

März 2000, 148 Seiten, 13 €

Band 63 A. Heinz, R. Stülpnagel, M. Kaltschmitt, K. Scheffer, D. Jezierska

Feucht- und Trockengutlinien zur Energiegewinnung aus biogenen Fest-

brennstoffen. Vergleich anhand von Energie- und Emissionsbilanzen

sowie anhand der Kosten


Band 62 U. Fahl, M. Blesl, D. Herrmann, C. Kemfert, U. Remme, H. Specht, A. Voß

Bedeutung der Kernenergie für die Energiewirtschaft in Baden-Württem-

berg - Auswirkungen eines Kernenergieausstiegs


Band 61 A. Greßmann, M. Sawillion, W. Krewitt, R. Friedrich

Vergleich der externen Effekte von KWK-Anlagen mit Anlagen zur

getrennten Erzeugung von Strom und Wärme


Band 60 R. Lux

Auswirkungen fluktuierender Einspeisung auf die Stromerzeugung kon-

ventioneller Kraftwerkssysteme


Band 59 M. Kayser

Energetische Nutzung hydrothermaler Erdwärmevorkommen in

Deutschland - Eine energiewirtschaftliche Analyse -


Band 58 C. John

Emissionen von Luftverunreinigungen aus dem Straßenverkehr in hoher

räumlicher und zeitlicher Auflösung - Untersuchung von Emissions-

szenarien am Beispiel Baden-Württembergs

Juni 1999, 214 Seiten, 15 €

Band 57 T. Stelzer

Biokraftstoffe im Vergleich zu konventionellen Kraftstoffen - Lebensweg-

analysen von Umweltwirkungen


Band 56 R. Lux, J. Sontow, A. Voß

Systemtechnische Analyse der Auswirkungen einer windtechnischen

Stromerzeugung auf den konventionellen Kraftwerkspark



Band 55 B. Biffar

Messung und Synthese von Wärmelastgängen in der Energieanalyse

Mai 1999, 236 Seiten, 15 €

Band 54 E. Fleißner

Statistische Methoden der Energiebedarfsanalyse im Kleinverbraucher-

sektor


Band 53 A. Freibauer, M. Kaltschmitt (Hrsg.)

Approaches to Greenhouse Gas Inventories of Biogenic Sources in

Agriculture


Band 52 J. Haug, B. Gebhardt, C. Weber, M. van Wees, U. Fahl, J. Adnot, L. Cauret,

A. Pierru, F. Lantz, J.-W. Bode, J. Vis, A. van Wijk, D. Staniaszek, Z. Zavody

Evaluation and Comparison of Utility's and Governmental DSM-

Programmes for the Promotion of Condensing Boilers

Oktober 1998, 156 Seiten, 13 €

Band 51 M. Blesl, A. Schweiker, C. Schlenzig

Erweiterung der Analysemöglichkeiten von NetWork - Der Netzwerkeditor


Band 50 S. Becher

Biogene Festbrennstoffe als Substitut für fossile Brennstoffe - Energie- und

Emissionsbilanzen

Juli 1998, 200 Seiten, 15 €

Band 49 P. Schaumann, M. Blesl, C. Böhringer, U. Fahl, R. Kühner, E. Läge, S. Molt,

C. Schlenzig, A. Stuible, A. Voß

Einbindung des ECOLOG-Modells 'E³Net' und Integration neuer methodi-

scher Ansätze in das IKARUS-Instrumentarium (ECOLOG II)

Juli 1998, 110 Seiten, 10 €

Band 48 G. Poltermann, S. Berret

ISO 14000ff und Öko-Audit - Methodik und Umsetzung

März 1998, 184 Seiten, 15 €

Band 47 C. Schlenzig

PlaNet: Ein entscheidungsunterstützendes System für die Energie- und

Umweltplanung


Band 46 R. Friedrich, P. Bickel, W. Krewitt (Hrsg.)

External Costs of Transport

April 1998, 144 Seiten, 13 €

Band 45 H.-D. Hermes, E. Thöne, A. Voß, H. Despretz, G. Weimann, G. Kamelander,

C. Ureta

Tools for the Dissemination and Realization of Rational Use of Energy in

Small and Medium Enterprises


Band 44 C. Weber, A. Schuler, B. Gebhardt, H.-D. Hermes, U. Fahl, A. Voß

Grundlagenuntersuchungen zum Energiebedarf und seinen Bestimmungs-

faktoren


Band 43 J. Albiger

Integrierte Ressourcenplanung in der Energiewirtschaft mit Ansätzen aus

der Kraftwerkseinsatzplanung


Band 42 P. Berner

Maßnahmen zur Minderung der Emissionen flüchtiger organischer Ver-

bindungen aus der Lackanwendung - Vergleich zwischen Abluftreinigung

und primären Maßnahmen am Beispiel Baden-Württembergs


Band 41 J. Haug, M. Sawillion, U. Fahl, A. Voß, R. Werner, K. Weiß, J. Rösch,

W. Wölfle

Analysis of Impediments to the Rational Use of Energy in the Public Sector

and Implementation of Third Party Financing Strategies to improve Energy

Efficiency


Band 40 U. Fahl, R. Krüger, E. Läge, W. Rüffler, P. Schaumann, A. Voß

Kostenvergleich verschiedener CO2-Minderungsmaßnahmen in der Bun-

desrepublik Deutschland

August 1997, 156 Seiten, 13 € (z. Zt. vergriffen)

Band 39 M. Sawillion, B. Biffar, K. Hufendiek, R. Lux, E. Thöne

MOSAIK - Ein EDV-Instrument zur Energieberatung von Gewerbe und

mittelständischer Industrie

Juli 1997, 172 Seiten, 13 €

Band 38 M. Kaltschmitt

Systemtechnische und energiewirtschaftliche Analyse der Nutzung erneuer-

barer Energien in Deutschland

April 1997, 108 Seiten, 10 €

Band 37 C. Böhringer, T. Rutherford, A. Pahlke, U. Fahl, A. Voß

Volkswirtschaftliche Effekte einer Umstrukturierung des deutschen

Steuersystems unter besonderer Berücksichtigung von Umweltsteuern

März 1997, 82 Seiten, 8 €

Band 36 P. Schaumann

Klimaverträgliche Wege der Entwicklung der deutschen Strom- und

Fernwärmeversorgung - Systemanalyse mit einem regionalisierten

Energiemodell -


Band 35 R. Kühner

Ein verallgemeinertes Schema zur Bildung mathematischer Modelle

energiewirtschaftlicher Systeme


Band 34 U. Fahl, P. Schaumann

Energie und Klima als Optimierungsproblem am Beispiel Niedersachsen


Band 33 W. Krewitt

Quantifizierung und Vergleich der Gesundheitsrisiken verschiedener

Stromerzeugungssysteme


Band 32 C. Weber, B. Gebhardt, A. Schuler, T. Schulze, U. Fahl, A. Voß, A. Perrels,

W. van Arkel, W. Pellekaan, M. O'Connor, E. Schenk, G. Ryan

Consumers’ Lifestyles and Pollutant Emissions


Band 31 W. Rüffler, A. Schuler, U. Fahl, H.W. Balandynowicz, A. Voß

Szenariorechnungen für das Projekt Klimaverträgliche Energieversorgung in

Baden-Württemberg

Juli 1996, 140 Seiten, 13 €

Band 30 C. Weber, B. Gebhardt, A. Schuler, U. Fahl, A. Voß

Energy Consumption and Air-Borne Emissions in a Consumer Perspective


Band 29 M. Hanselmann

Entwicklung eines Programmsystems zur Optimierung der Fahrweise von

Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen


Band 28 G. Schmid

Die technisch-ökonomische Bewertung von Emissionsminderungsstrategien

mit Hilfe von Energiemodellen


Band 27 A. Obermeier, J. Seier, C. John, P. Berner, R. Friedrich

TRACT: Erstellung einer Emissionsdatenbasis für TRACT


Band 26 T. Hellwig

OMNIUM - Ein Verfahren zur Optimierung der Abwärmenutzung in

Industriebetrieben

Mai 1998, 118 Seiten, 10 €

Band 25 R. Laing

CAREAIR - ein EDV-gestütztes Instrumentarium zur Untersuchung von

Emissionsminderungsstrategien für Dritte-Welt-Länder dargestellt am

Beispiel Nigerias


Band 24 P. Mayerhofer, W. Krewitt, A. Trukenmüller, A. Greßmann, P. Bickel,

R. Friedrich

Externe Kosten der Energieversorgung

März 1996, Kurzfassung, 40 Seiten, 3 €

Band 23 M. Blesl, C. Schlenzig, T. Steidle, A. Voß

Entwicklung eines Energieinformationssystems

März 1996, 76 Seiten, 3 €

Band 22 M. Kaltschmitt, A. Voß

Integration einer Stromerzeugung aus Windkraft und Solarstrahlung in

den konventionellen Kraftwerksverbund

Juni 1995, Kurzfassung, 51 Seiten, 3 €

Band 21 U. Fahl, E. Läge, W. Rüffler, P. Schaumann, C. Böhringer, R. Krüger, A. Voß

Emissionsminderung von energiebedingten klimarelevanten Spurengasen in

der Bundesrepublik Deutschland und in Baden-Württemberg



Band 20 M. Fischedick

Erneuerbare Energien und Blockheizkraftwerke im Kraftwerksverbund -

Technische Effekte, Kosten, Emissionen


Band 19 A. Obermeier

Ermittlung und Analyse von Emissionen flüchtiger organischer Verbin-

dungen in Baden-Württemberg

Mai 1995, 208 Seiten, 15 €

Band 18 N. Kalume

Strukturmodule - Ein methodischer Ansatz zur Analyse von Energiesyste-

men in Entwicklungsländern


Band 17 Th. Müller

Ermittlung der SO2- und NOx-Emissionen aus stationären Feuerungs-

anlagen in Baden-Württemberg in hoher räumlicher und zeitlicher Auflö-

sung


Band 16 A. Wiese

Simulation und Analyse einer Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien

in Deutschland

Juni 1994, 223 Seiten, 15 € (z. Zt. vergriffen)

Band 15 M. Sawillion, T. Hellwig, B. Biffar, R. Schelle, E. Thöne

Optimierung der Energieversorgung eines Industrieunternehmens unter

Umweltschutz- und Wirtschaftlichkeitsaspekten - Wertanalyse-Projekt


Band 14 M. Heymann, A. Trukenmüller, R. Friedrich

Development prospects for emission inventories and atmospheric transport

and chemistry models


Band 13 R. Friedrich

Ansatz zur Ermittlung optimaler Strategien zur Minderung von Luft-

schadstoffemissionen aus Energieumwandlungsprozessen

Juli 1992, 292 Seiten, 18 €

Band 12 U. Fahl, M. Fischedick, M. Hanselmann, M. Kaltschmitt, A. Voß

Abschätzung der technischen und wirtschaftlichen Minderungspotentiale

energiebedingter CO2-Emissionen durch einen verstärkten Erdgaseinsatz in

der Elektrizitätsversorgung Baden-Württembergs unter besonderer Be-

rücksichtigung konkurrierender Nutzungsmöglichkeiten



Band 11 M. Kaltschmitt, A. Wiese

Potentiale und Kosten regenerativer Energieträger in Baden-Württemberg

April 1992, 320 Seiten, 20 € (z. Zt. vergriffen)

Band 10 A. Reuter

Entwicklung und Anwendung eines mikrocomputergestützten Energiepla-

nungsinstrumentariums für den Einsatz in Entwicklungsländern


Band 9 T. Kohler

Einsatzmöglichkeiten für Heizreaktoren im Energiesystem der Bundes-

republik Deutschland

Juli 1991, 162 Seiten, 13 €

Band 8 M. Mattis

Kosten und Auswirkungen von Maßnahmen zur Minderung der SO2- und

NOx-Emissionen aus Feuerungsanlagen in Baden-Württemberg

Juni 1991, 188 Seiten, 13 €

Band 7 M. Kaltschmitt

Möglichkeiten und Grenzen einer Stromerzeugung aus Windkraft und

Solarstrahlung am Beispiel Baden-Württembergs

Dezember 1990, 178 Seiten, 13 € (z. Zt. vergriffen)

Band 6 G. Schmid, A. Voß, H.W. Balandynowicz, J. Cofala, Z. Parczewski

Air Pollution Control Strategies - A Comparative Analysis for Poland and

the Federal Republic of Germany

Juli 1990, 92 Seiten, 8 €

Band 5 Th. Müller, B. Boysen, U. Fahl, R. Friedrich, M. Kaltschmitt, R. Laing, A. Voß,

J. Giesecke, K. Jorde, C. Voigt

Regionale Energie- und Umweltanalyse für die Region Neckar-Alb

Juli 1990, 484 Seiten, 28 €

Band 4 Th. Müller, B. Boysen, U. Fahl, R. Friedrich, M. Kaltschmitt, R. Laing, A. Voß,

J. Giesecke, K. Jorde, C. Voigt

Regionale Energie- und Umweltanalyse für die Region Hochrhein-Bodensee

Juni 1990, 498 Seiten, 28 € (z. Zt. vergriffen)

Band 3 D. Kluck

Einsatzoptimierung von Kraftwerkssystemen mit Kraft-Wärme-Kopplung

Mai 1990, 155 Seiten, 10 €

Band 2 M. Fleischhauer, R. Friedrich, S. Häring, A. Haugg, J. Müller, A. Reuter,

A. Voß, H.-G. Wystrcil

Grundlagen zur Abschätzung und Bewertung der von Kohlekraftwerken

ausgehenden Umweltbelastungen in Entwicklungsländern

Mai 1990, 316 Seiten, 20 €

Band 1 U. Fahl

KDS - Ein System zur Entscheidungsunterstützung in Energiewirtschaft

und Energiepolitik

März 1990, 265 Seiten, 18 €