<p>Dem stetig wachsenden Anteil erneuerbarer Energien an der Bruttostromerzeugung steht ein Rückgang der konventionellen Stromerzeugung gegenüber. Erneuerbare Energien wie Wind, Sonne und Biomasse sind zusammen inzwischen die wichtigsten Energieträger im Strommix und sorgen für sinkende Emissionen.</p><p>Zeitliche Entwicklung der Bruttostromerzeugung</p><p>Die insgesamt produzierte Strommenge wird als <em><a href="https://www.umweltbundesamt.de/service/glossar/b?tag=Bruttostromerzeugung#alphabar">Bruttostromerzeugung</a></em> bezeichnet. Sie wird an der Generatorklemme vor der Einspeisung in das Stromnetz gemessen. Zieht man von diesem Wert den Eigenverbrauch der Kraftwerke ab, erhält man die <em>Nettostromerzeugung</em>.</p><p>Entwicklung des Stromhandelssaldos</p><p>Importe und Exporte im europäischen Stromverbund gleichen Differenzen zwischen Stromnachfrage und -Stromangebot in den einzelnen Ländern effizient aus. Die Abbildung „Bruttostromerzeugung und Bruttostromverbrauch“ zeigt, dass die <a href="https://www.umweltbundesamt.de/service/glossar/b?tag=Bruttostromerzeugung#alphabar">Bruttostromerzeugung</a> in den Jahren 2003 bis 2022 stets größer war als der Verbrauch. Entsprechend wies Deutschland in diesem Zeitraum beim Stromaußenhandel einen Exportüberschuss auf (siehe Abbildung „Stromimport, Stromexport und Stromhandelssaldo“). Im Jahr 2017 erreichte der Überschuss mit 52,5 <a href="https://www.umweltbundesamt.de/service/glossar/t?tag=TWh#alphabar">TWh</a> einen Höchststand, damals wurden 8 Prozent der Stromerzeugung exportiert. In den folgenden Jahren ging der Netto-Export zurück. Seit dem Jahr 2023 ist Deutschland wieder Nettoimporteur - mit einem Nettoimport von etwa 26 TWh wurden im Jahr 2024 knapp 5 Prozent des inländischen Stromverbrauchs gedeckt. Der Netto-Stromimport ist Ergebnis des europäischen Strombinnenmarktes, der es im Rahmen der vorhandenen Interkonnektor-Kapazitäten erlaubt, einen grenzüberschreitenden Ausgleich zwischen Erzeugung und Verbrauch herzustellen und insofern nationale Schwankungen abzufedern. Die inländische Erzeugung hätte in bestimmten Bedarfsfällen zu höheren Kosten geführt als der Import von Strom aus unseren Nachbarländern (siehe Abb. „Stromimport, Stromexport und Stromhandelssaldo“).</p><p>Bruttostromerzeugung aus nicht erneuerbaren Energieträgern </p><p>Die Struktur der <a href="https://www.umweltbundesamt.de/service/glossar/b?tag=Bruttostromerzeugung#alphabar">Bruttostromerzeugung</a> hat sich seit 1990 deutlich geändert (siehe Abb. „Bruttostromerzeugung nach Energieträgern“). Im Folgenden werden die nicht-erneuerbaren Energieträger kurz dargestellt. Erneuerbare Energieträger werden im darauffolgenden Abschnitt näher erläutert.</p><p>Bruttostromerzeugung auf Basis von erneuerbaren Energieträgern </p><p>Der Strommenge, die auf Basis <em>erneuerbarer Energien</em> (Windenergie, Photovoltaik, Wasserkraft, <a href="https://www.umweltbundesamt.de/service/glossar/b?tag=Biomasse#alphabar">Biomasse</a>, biogener Anteil des Abfalls, Geothermie) erzeugt wurde, hat sich in den letzten Jahrzehnten vervielfacht. Im Jahr 2023 machte grüner Strom erstmals mehr als 50 % der insgesamt erzeugten und verbrauchten Strommenge aus. Diese Entwicklung setzte sich auch im Jahr 2024 fort. Der Anteil erneuerbaren Stroms am <a href="https://www.umweltbundesamt.de/service/glossar/b?tag=Bruttostromverbrauch#alphabar">Bruttostromverbrauch</a> lag im Jahr 2024 bei 54,1 %.</p><p>Angestoßen wurde das Wachstum der erneuerbaren Energien maßgeblich durch die Einführung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) im Jahr 2000 (siehe Abb. „Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien im Jahr 2024“). Das EEG hat ganz wesentlich zum Rückgang der fossilen Stromerzeugung und dem damit verbundenen Ausstoß von Treibhausgasen beigetragen (vgl. Artikel „<a href="https://www.umweltbundesamt.de/daten/energie/erneuerbare-energien-vermiedene-treibhausgase">Erneuerbare Energien – Vermiedene Treibhausgase</a>“).</p><p>Die verschiedenen <em>erneuerbaren Energieträger</em> tragen dabei unterschiedlich zum Anstieg der Erneuerbaren Strommenge bei.</p><p>Ausführlicher werden die verschiedenen erneuerbaren Energieträger im Artikel „<a href="https://www.umweltbundesamt.de/themen/klima-energie/erneuerbare-energien/erneuerbare-energien-in-zahlen">Erneuerbare Energien in Zahlen</a>“ beschrieben.</p>
Das Umweltbundesamt veröffentlicht jährlich seine Berechnungsergebnisse zur Entwicklung des Kohlendioxid-Emissionsfaktors des deutschen Strommix in der Zeitreihe ab 1990, der als Indikator für die Klimaverträglichkeit der Stromerzeugung angesehen werden kann. Er darf jedoch nicht losgelöst von der Entwicklung des Stromverbrauchs insgesamt und den gesamten aus der Stromerzeugung entstehenden Kohlendioxidemissionen betrachtet werden. Dargestellt werden daher die Kohlendioxidemissionen der Stromerzeugung, der jeweilige Stromverbrauch mit und ohne Berücksichtigung des Stromhandelssaldos und der CO2-Emissionsfaktor für den deutschen Strommix, der CO2-Emissionsfaktor für den Strominlandsverbrauch für den deutschen Strommix und der CO2-Emissionsfaktor unter Berücksichtigung des Stromhandelssaldos. Die Kohlendioxidemissionen der Stromerzeugung unter Berücksichtigung des Stromhandelssaldos werden zusätzlich ausgewiesen. Die jährliche Fortschreibung und Aktualisierung der spezifischen CO2-Emissionen des deutschen Strommix erfolgt auf Basis der Emissionen entsprechend dem Berichtsstand der Treibhausgasberichterstattung an das Klimasekretariat sowie der Stromerzeugung entsprechend der Daten der Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen, des statistischen Bundesamtes und der Arbeitsgruppe Erneuerbarer Energien-Statistik (AGEE - Stat) für die Zeitreihe 1990 - 2021. Dabei werden im Veröffentlichungsjahr x für das Jahr "x-1" hochgerechnete Datensätze und für das Jahr "x-2" vorläufige Basisdatensätze zur Berechnung herangezogen. Änderungen durch Neuberechnungen der Quellen (Energiebilanzen, Bruttostromerzeugung, Emissionsfaktoren) werden - soweit sie zum Zeitpunkt der Aktualisierung veröffentlicht waren ââą Ì berücksichtigt. Eine Aktualisierung von Emissionsfaktoren in den Treibhausgasinventaren bedingt Veränderungen im Bereich der Emissionen aus der Stromerzeugung, eine Aktualisierung im Bereich der erneuerbaren Energien verursacht Rückwirkungen auf die Bruttostromerzeugung und eine Neubewertung des Stromhandelssaldos hat Veränderungen im Stromverbrauch für den deutschen Strommix zur Folge (siehe auch Kapitel ergänzende Hinweise zu den Datengrundlagen). Deutschland weist seit dem Jahr 2003 beim Stromexport einen Überschuss auf, der im Jahr 2017 mit einem Stromhandelssaldo von 52,5 TWh einen Höchststand erreicht hat und seither bis zum Jahr 2021 auf 18,6 TWh zurück gegangen und in 2022 wieder auf 27 TWh gestiegen ist. Der Anteil des Stromhandelssaldos an der Bruttostromerzeugung beziffert sich in 2022 auf 4,7 % und verursacht rund 12 Mio t. CO2 Emissionen. Um diese Menge würden sich die deutschen CO2-Emissionen aus dem Stromsektor reduzieren, wenn das Stromhandelssaldo ausgeglichen wäre. Das Jahr 2021 ist geprägt durch die Konjunkturelle Erholung nach den Folgen des Corona-Pandemie Jahres 2020. Gepaart wird diese Entwicklung mit einer vergleichsweise geringen witterungsbedingten Stromerzeugung aus Wind. Das Jahr 2022 ist wiederrum beeinflusst durch die Auswirkungen des russischen Angriffskrieges in der Ukraine. Zwar kommt es aufgrund der daraus resultierenden Gaskrise zu einer Reduktion des Stromverbrauchs, dieser wird jedoch vermehrt durch die emissionsintensive Kohle gedeckt. Quelle: Bericht
<p>Berechnungen des Umweltbundesamtes (UBA) zeigen die Fortsetzung des Trends aus 2021: die spezifischen Treibhausgas-Emissionsfaktoren im deutschen Strommix erhöhten sich auch 2022. Hauptursachen sind eine höhere Stromproduktion aus Kohle, ausgelöst durch den Krieg gegen die Ukraine und die damit verbundene Gaskrise, der fortschreitende Atomausstieg und höhere Stromexporte.</p><p>Die Erzeugung einer Kilowattstunde Strom verursachte 2022 durchschnittlich 434 Gramm CO2. In 2021 lag dieser Wert bei 410 und in 2020 bei 369 Gramm pro Kilowattstunde. Generell wirkte sich der verstärkte Einsatz erneuerbarer Energien positiv auf die Emissionsentwicklung der Stromerzeugung aus und trug wesentlich zur Senkung der spezifischen Emissionsfaktoren im Strommix bei. Die wirtschaftliche Erholung nach dem Pandemiejahr 2020 und die witterungsbedingte geringere Windenergieerzeugung führten zu einer vermehrten Nutzung emissionsintensiver Kohle zur Verstromung, wodurch sich die spezifischen Emissionsfaktoren im Jahr 2021 erhöhten. Diese Trendwende setzte sich im Jahr 2022 durch den verminderten Einsatz von emissionsärmeren Brennstoffen für die Stromproduktion und dem dadurch bedingten höheren Anteil von Kohle fort.</p><p>Durch Stromexporte (vor allem nach Frankreich) stieg das Stromhandelssaldo von ca. 18 Terrawattstunden (<a href="https://www.umweltbundesamt.de/service/glossar/t?tag=TWh#alphabar">TWh</a>) in 2021 auf ca. 28 TWh in 2022, wodurch etwa 12 Mio. t CO2-Emissionen für Strom entstanden, der nicht in Deutschland verbraucht wurde. Das sind 4,7 Prozent der Emissionen aus der <a href="https://www.umweltbundesamt.de/service/glossar/b?tag=Bruttostromerzeugung#alphabar">Bruttostromerzeugung</a>.</p><p>Der Stromverbrauch stieg in der Zeit von 1990 von 479 (TWh) auf 582 TWh in 2017. Seit 2018 ist erstmalig eine Verringerung des Stromverbrauchs auf 572 TWh zu verzeichnen. Mit 511 TWh für 2020 wurde ein Tiefstand erreicht. In 2021 ist ein Anstieg des Stromverbrauchs infolge der wirtschaftlichen Erholung nach dem ersten Pandemiejahr auf 523 TWh zu verzeichnen. Um in 2022 wieder auf 513 TWh zu sinken. Der Stromverbrauch verbleibt trotz konjunktureller Schwankungen und Einsparungen infolge der Auswirkungen der Pandemie und des russischen Angriffskrieges in der Ukraine auf hohem Niveau.</p><p>Die vorliegenden Ergebnisse der Emissionen in Deutschland leiten sich aus der Emissionsberichterstattung des Umweltbundesamtes für Deutschland, Daten der Arbeitsgruppe Erneuerbare Energien-Statistik, Daten der Arbeitsgemeinschaft für Energiebilanzen e.V. auf der Grundlage amtlicher Statistiken und eigenen Berechnungen für die Jahre 1990 – 2020 ab. Für das Jahr 2021 liegen vorläufige Daten vor. 2022 wurde geschätzt.</p><p> </p>
Das Projekt stellt die Fortführung der Marktanalyse Ökostrom des Umweltbundesamtes 2014 dar und setzt sich zusätzlich mit der Verbraucherseite auseinander. Der Ist-Zustand des Ökostrommarktes in Deutschland (insbesondere unter dem Import-/Export-Aspekt) nach Einführung des HKNR wird analysiert und die Weiterentwicklungen der Ökostrom-Labels seit 2012 werden untersucht. Dabei wird besonders der Markt für HKN als Teilmarkt des Ökostrom-Marktes betrachtet. Das Zusammenspiel von freiwilligem Ökostrommarkt und Fördersystem wird untersucht. Die Verbraucherseite wird mit Blick auf die Stromkennzeichnung betrachtet: Nach Differenzierung der verschiedenen Konsumentengruppen werden Kundenbedarfe im Rahmen des Strombezugs z.B. bezüglich der Umweltwirkung (CO2 Emissionen) ermittelt. Die gängige Praxis zur Erstellung von (Umwelt-) Berichten von Unternehmen und öffentlicher Hand wird analysiert und der Umfang und Einsatz von Ökostrom zur Verringerung des eigenen CO2-Fußabdrucks von Unternehmen und der öffentlichen Hand ermittelt.
Das Projekt untersucht die Entwicklung des Stromsektors in Deutschland als Teil des europäischen Stromsystems. Mittels einer Szenarienanalyse werden mögliche Wechselwirkungen zwischen Deutschland und den europäischen Nachbarländern bis zum Jahr 2050 untersucht. Konkret werden dabei die folgenden fünf Forschungsfragen untersucht: 1. Welche Rollen können die untersuchten Mitgliedstaaten (MS) für das Gelingen einer europäischen Energiewende einnehmen (z.B. als Transitländer, Speicherländer oder Erzeugerländer)? Welche MS stehen bei der Transformation ihres Energiesystems vor ähnlichen Herausforderungen Länderclusterung)? 2. Wie wirkt sich die deutsche Energiewende auf die nationalen Energiesysteme der Nachbarländer aus, im Hinblick auf: a. Einsatz und Wirtschaftlichkeit des konventionellen Kraftwerkparks; b. 'Export' der deutschen Energiewende-Herausforderungen (Carbon Leakage & Nutzung von ausländischen Flexibilitäten)? 3. Wie wirkt sich ein verzögerter Ausbau der Kuppelkapazitäten auf die Erreichung der europäi-schen Klimaschutzziele aus? 4. Welchen Einfluss hätte die Einführung von nationalen CO2-Preisen in Deutschland sowie in weiteren Ländern mit ambitionierten Klimaschutzzielen auf die Minderung von CO2-Emissionen, auf Carbon Leakage Effekte und auf die Volllaststunden fossiler Kraftwerke in der gesamten EU? 5. Wie wirken sich grenzüberschreitende Kapazitätsmärkte auf nationale Strompreise, Preisver-zerrungen und Investitionsanreize aus? Welche Bedeutungen hat in diesem Zusammenhang der Ausbau von Grenzkuppelstellen? Kern der Untersuchung ist eine quantitative, modellbasierte Szenarienanalyse des Stromaustausches zwischen Deutschland und den Nachbarländern mit Hilfe des Power-Flex-Modells. Dies wird ergänzt um folgende Analysen: Erstens, welche Rahmenbedingungen werden benötigt, um die im Modell in den verschiedenen Szenarien angenommen Kuppelkapazitäten für den Stromaustausch tatsächlich zur Verfügung zu stellen? Und zweitens, welche Auswirkungen haben die für das Modell angenommenen Inputparameter auf die im Modell ermittelten Stromflüsse zwischen Deutschland und den europäischen Nachbarländern, und wie passen diese zu den dort jeweils verfolgten Strategien für den Stromsektor? So wird in den Szenarien zum Beispiel untersucht, wie sich der europäische Stromaustausch in verschiedenen Szenarien auf den Flexibilitätsbedarf in Deutschland auswirkt. Das beinhaltet die Fragen: Welche quantitativen energiewirtschaftlichen Effekte können erzielt werden; welche Rahmenbedingungen für den Stromaustausch sind dafür erforderlich; inwieweit kann Deutschland Flexibilität aus europäischen konventionellen Kraftwerken importieren und EE-Überschüsse exportieren; und wie passt dieser Handel mit Flexibilität nicht nur quantitativ zu der jeweiligen energiewirtschaftlichen Situation in den benachbarten Stromsystemen, sondern auch zu den dortigen energiewirtschaftlichen Interessenlagen? (Text gekürzt)
Aufgrund des Ausbaus der erneuerbaren Energien werden Fluktuationen in der Stromerzeugung in Zukunft weiter zunehmen. Um auch bei hohen Anteilen an Wind- und Solarstrom einen störungsfreien Netzbetrieb zu gewährleisten, müssen Schwankungen durch die Flexibilität anderer Systemkomponenten wie regelbare Kraftwerke oder auch eine flexibilisierte Nachfrage, Speicher und Export oder die Kopplung mit anderen Energiesystemen (z.B. Wärme) ausgeglichen werden. In einem effizienten Elektrizitätssystem sollten je nach Flexibilitätsbedarf stets die günstigsten Optionen genutzt werden. Jedoch gibt es zum einen bisher nur wenige Möglichkeiten, Flexibilität als Produkt zur Systemstabilisierung kommerziell anzubieten, zum anderen sind die ökonomischen Charakteristika wie Bereitstellungs- und Abrufkosten teilweise kaum quantifiziert. Systematische Untersuchungen der Auswirkungen einer optimierten Einbindung von Flexibilitäten auf die Strommärkte stehen noch am Anfang und sollen hier adressiert werden. Es sollen zunächst die ökonomischen Charakteristika von Flexibilitäten im Energiesystem untersucht und insbesondere die Grenzkosten ihres Einsatzes quantifiziert werden. Darauf aufbauend soll ein Simulationsmodell erstellt werden, das das deutsche Elektrizitätssystem mit seinen Flexibilitäten realistisch abbilden kann. Anhand von Simulation sollen dann verschiedene Fragestellungen im Hinblick auf die Einbindung von Flexibilitäten in die Strommärkte untersucht werden.
Ziel des Vorhabens ist die Untersuchung der Auswirkungen von unterschiedlichen Umsetzungsvarianten zur Erreichung der nationalen Klimaschutzziele auf den Energiesektor. Unter Beachtung des Ambitionsniveaus in den weiteren klimarelevanten Sektoren sollen die Folgen klimapolitischer Anstrengungen für den Energiesektor (inkl. Wechselwirkungen des Stromsektors mit dem Wärme- und Verkehrssektor) mit Hilfe von Szenarien modelliert werden. In Bezug auf die langfristige Perspektive sollen Zielszenarien mit dem Zeithorizont 2050 einschließlich der Zwischenschritte 2030 und 2040 modelliert werden. Dabei sind mindestens die nationalen Klimaziele des Energiekonzepts der Bundesregierung einzuhalten. Im Hinblick auf das Klimaziel 2050 soll eine 80%- und 95%-Variante bzgl. der Treibhausgasreduktion untersucht werden. Darüber werden für zentrale Einflussfaktoren Szenariovarianten modelliert. Hierzu gehören: Zulässigkeit und Potenziale von CCS, Potenziale im Bereich der erneuerbaren Energien, Restriktionen bei Stromim- und -exporten, etc. In Bezug auf die mittelfristige Perspektive ist der Zeithorizont bis 2030 mit den Zwischenschritten 2020 und 2025 zu betrachten. Für die Analyse des mittelfristigen Betrachtungszeitraums ist als Referenzszenario zunächst ein Business-as-usual-Szenario zu erstellen, welches den aktuellen Stand der politisch beschlossenen Maßnahmen widerspiegelt. Die Arbeitsplanung sieht eine sequentielle Bearbeitung von vier Langfristszenarien beginnend im Oktober 2015 bis zum Ende der Projektlaufzeit vor. Parallel dazu beginnen mit Projektstart am Referenzszenario für die Untersuchungen im mittelfristigen Zeitbereich. Die weiteren Mittelfristszenarien werden nach Bedarf und in enger Abstimmung mit dem AG berechnet. Zwischenberichte werden dem AG im März und September 2016 vorlegt. Der Endbericht wird zum Ende der Projektlaufzeit vorgelegt. Abstimmungen mit dem AG finden in regelmäßigen Abständen vorzugweise in Telefonkonferenzen statt.
Objective: The ultimate goal of the present project is to study the implementation of innovative low cost Renewable Energy and Energy Saving Technologies at selected poor regions of the participating countries. Locally available Energy Resources will be used, with a final goal the regional sustainable socio-economic development. Pathways will be invented for maximising Renewable Energy penetration in the region. Ideally, 100 Prozent renewable energy penetration will be pursued for. Through the project, specific Integrated R enewable Energy Systems (1RES) will be proposed for sustainable development of each Region. By the term 1RES it is meant 'o' energy system with an optimal energetic autonomy including food production and if any excesses, energy exports. Energy production a nd consumption at the region has to be sustainable and eventually based mainly on renewable energy sources. It includes a combination of different possibilities for non-polluting energy production, such as modern wind and solar electricity production, as w ell as the production of energy from biomass and any other renewable sources '. Each partner team (in each of the participating countries) will select a pilot rural region and perform the following tasks: 1. Study the today Energy situation in the region ? Study the sources of energy. ? Consumption by sector. Space and time distribution of the consumption. 2. Study the local Energy Potential. Space and time distribution. 3. Define development scenarios of the region. 4. Develop a prototype model (expert sys tem) for introducing in the regions the 1RES s. 5. Propose specific IRESs and development policy to be applied in the region through the developed model (expert system). 6. Socio-Economie and Environmental considerations. 7. Dissemination activities The re sults of the studies for each region will supply the local governments the plans for region sustainable development. The overall project results will provide
Das Umweltbundesamt und das Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, Bau und Reaktorsicherheit meldeten am 17. März 2016, dass im Jahr 2015 ein leichter Anstieg der Treibhausgasemissionen beobachtet wurde. Das zeigen die Nahzeitprognose des Umweltbundesamtes. Demnach stiegen die Emissionen um sechs Millionen Tonnen auf 908 Millionen Tonnen CO2-Äquivalente. Gegenüber 1990 sind die Emissionen um 27,2 Prozent gesunken. Bei der Stromerzeugung gingen die CO2-Emissionen zurück. Der Anteil der erneuerbaren Energien an der Stromerzeugung wurde auf 30 Prozent gesteigert werden. Eine entsprechende Senkung des CO2-Ausstoßes wurde jedoch durch den Anstieg der Stromexporte verhindert, die 2015 mit 50 Terawattstunden auf Rekordniveau lagen. Die wichtigste Ursache für den Emissionsanstieg war nach dieser Prognose die im Vergleich zum Vorjahr kühlere Witterung. Daher wurde mehr Heizenergie benötigt. Haushalte und andere Kleinverbraucher verbrauchten vor allem mehr Erdgas, was die Emissionen um 4,5 Millionen Tonnen erhöhte.
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