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Beschäftigungswirkungen des Umweltschutzes in Deutschland im Jahr 2012

Im Auftrag des Bundesumweltministeriums (BMUB) und des Umweltbundesamtes (UBA) hat das Deutsche Institut für Wirtschaftsforschung (DIW Berlin) für das Jahr 2012 die Beschäftigung durch Umweltschutz in Deutschland ermittelt. Die Studie weist die Bruttobeschäftigungswirkungen aus: positive oder negative Zweitrundeneffekte werden nicht erfasst. Die Studie berücksichtigt die Beschäftigung durch die in Deutschland wirksame Nachfrage nach "klassischen" Umweltschutzgütern einschließlich der zu ihrer Produktion erforderlichen inländischen Vorleistungen, die Beschäftigung im Bereich erneuerbarer Energien und die Beschäftigung durch umweltschutzorientierte Dienstleistungen.Im Jahr 2012 lässt sich in Deutschland ein Volumen von 2,2 Millionen Arbeitsplätzen identifizieren, bei denen die Tätigkeiten in engem Zusammenhang mit dem Umweltschutz stehen. Da viele Beschäftigte nur während eines Teils ihrer Arbeitszeit Umweltschutzaufgaben wahrnehmen, sind wesentlich mehr Personen mit Aufgaben für den Umweltschutz befasst. Aufgrund veränderter Schätzgrundlagen ist diese Zahl mit Schätzungen für frühere Jahre nur eingeschränkt vergleichbar, jedoch ist für wesentliche Teilbereiche zu erkennen, dass die Beschäftigung im Umweltschutz gegenüber 2010 ange-stiegen ist.<BR>Quelle: Forschungsbericht

Analysis of current developments in global carbon markets

Das Hauptziel dieses Forschungsprojekts bestand darin, Einblicke in den Stand der aktuellen Kohlenstoffmarktaktivitäten und Optionen zur Unterstützung der Fortführung neuer und bestehender Minderungsaktivitäten in der Zeit vor 2020 zu geben. In einer Analyse über die Anfälligkeit von CDM-Projekten für die wichtigsten Projekttypen in Schlüsselländern haben wir das Risiko bewertet, dass Projekte ohne signifikante CER-Einnahmen die Fortsetzung ihrer THG-Reduzierung einstellen. In diesem Kontext haben wir eine Bottom-up-Bewertung des CER-Angebotspotenzials für den Zeitraum 2013-2020 durchgeführt. Das gesamte CER-Angebotspotenzial für den Zeitraum 2013-2020 ist mit 4,6 Milliarden CER beträchtlich und liegt weit über dem derzeitigen Ausgabe- und Nachfrageniveau. Lediglich 4% des maximalen CER-Angebotspotenzials, das 171 Millionen CER entspricht, stammt aus Projekttypen, die gemäß der Analyse als besonders anfällig eingestuft wurden. Aufbauend auf dieser quantitativen Analyse haben wir die Grenzkosten des CER-Angebots und die Auswirkungen verschiedener Szenarien für die CER-Zulassung auf die CER-Angebotskurve untersucht. In unserem Referenzfall können bis zu 3,8 Milliarden neue CERs den Markt zu Preisen unter 1 <Euro> pro Einheit beliefern. Wir können belegen, dass strenge Zulassungsbeschränkungen für das Angebot von CERs aus bestehenden CDM-Projekten essentiell sind für alle neuen Nachfragequellen um die Erzeugung von THG-Minderungsaktivitäten sicherzustellen, die sonst nicht aufgetreten wären. Wir haben auch die Auswirkungen von Zertifikatsaufkaufprogrammen zur Unterstützung gefährdeter Projekte und das Potenzial für ähnliche Anstrengungen zur Ausweitung dieser Auswirkungen bewertet. Quelle: Forschungsbericht

Teil 6

Das Projekt "Teil 6" wird vom Umweltbundesamt gefördert und von Stadtwerke Karlsruhe Netze GmbH durchgeführt. Baden-Württemberg hat die Kernziele formuliert, die Treibhausgas-Emissionen um 90 % bis 2050 mit Basis 1990 zu reduzieren. Dieses Ziel soll im Wesentlichen durch die zwei Maß- nahmen 'Verbrauchseinsparung' (50 % Reduktion des Endenergiebedarfs gegenüber 2010) und 'Erzeugung erneuerbarer Energien' (80 % des gesamten Endenergieverbrauchs) erreicht werden. Bei der Maßnahme 'Verbrauchseinsparung' werden große Möglichkeiten bei der Einsparung beim Wärmebedarf und in der Mobilität gesehen. Der hohe angestrebte Anteil an erneuerbarer Energie bedeutet, dass in allen Sektoren eine Umstellung auf regenerative Energien stattfinden muss. Hierbei werden die Bruttostromerzeugung mit Wind und Sonne in Baden- Württemberg sowie der Import von EE-Strom deutlich an Bedeutung gewinnen. 2016 basierte die Stromerzeugung in Baden-Württemberg mit 44,1 % auf Atomkraftwerken und 36,8 % auf Kohlekraftwerken überwiegend auf konventionellen Energiequellen (2). Aus heutigen Erfahrungen von Regionen in Deutschland und Baden-Württemberg führen allerdings bei einer Umstellung auf regenerative Stromerzeugung die hohe zeitliche Volatilität bei der Windenergie und der Photovoltaik (insbesondere im Binnenland) und eine hohe dezentrale Verteilung (Photovoltaik und kleine Windparks) der regenerativen Stromerzeugung zu einer zunehmenden zeitlichen und räumlichen Entkopplung von Stromerzeugung und -verbrauch. Die dadurch entstehende Diskrepanz zwischen Angebot und Nachfrage kann durch mehrere integrative technische Ansätze, z. B. Energieumwandlung, Stunden- bis saisonale Speicherung (zentral: Power to Gas - PtG und Pumpspeicherkraftwerke oder dezentral: flüssiges Biogas - LBG, Redox-Flow-Batterien, Fahrzeuge usw.), Warmwasser für Wärmenetze, Netzausbau, Lastverschiebung und Flexibilisierung der Stromerzeugung z. B. durch Bio- und Erdgas-KWK-Technologie ausgeglichen werden. Dabei ist davon auszugehen, dass das Potenzial eines einzelnen Lösungsansatzes nicht ausreichend ist, um die Versorgungssicherheit in Baden-Württemberg in Zukunft zu gewährleisten. Hierbei muss die Stromnetzstabilität bzgl. Frequenz und Spannung und Verluste beim Transport über weite Strecken beachtet werden, so dass eventuell die Nutzung von Gas für einen Teil der Stromversorgung sinnvoll sein kann. Zusätzlich kann es in der Übergangszeit zu einer Welt mit einer CO2-Einsparung von über 90 % gegenüber 1990 sinnvoll sein den regenerativen Strom zuerst in stark CO2-emittierende Sektoren (z. B. Mobilität) in Form von Gas (H2, CNG, LNG oder LBG) einzusetzen. In dieser Arbeit wurden daher die verschiedenen Ansätze für Baden-Württemberg- repräsentative Modellstandorte (z. B. ländliche Gebiete, Städte) betrachtet. Hierzu wird das Projekt in 7 Teilprojekte gegliedert, deren Verknüpfung in Abb. 2-1 dargestellt ist. (Text gekürzt)

Teil 1

Das Projekt "Teil 1" wird vom Umweltbundesamt gefördert und von DVGW-Forschungsstelle am Engler-Bunte-Institut des Karlsruher Instituts für Technologie (KIT) durchgeführt. Baden-Württemberg hat die Kernziele formuliert, die Treibhausgas-Emissionen um 90 % bis 2050 mit Basis 1990 zu reduzieren. Dieses Ziel soll im Wesentlichen durch die zwei Maß- nahmen 'Verbrauchseinsparung' (50 % Reduktion des Endenergiebedarfs gegenüber 2010) und 'Erzeugung erneuerbarer Energien' (80 % des gesamten Endenergieverbrauchs) erreicht werden. Bei der Maßnahme 'Verbrauchseinsparung' werden große Möglichkeiten bei der Einsparung beim Wärmebedarf und in der Mobilität gesehen. Der hohe angestrebte Anteil an erneuerbarer Energie bedeutet, dass in allen Sektoren eine Umstellung auf regenerative Energien stattfinden muss. Hierbei werden die Bruttostromerzeugung mit Wind und Sonne in Baden- Württemberg sowie der Import von EE-Strom deutlich an Bedeutung gewinnen. 2016 basierte die Stromerzeugung in Baden-Württemberg mit 44,1 % auf Atomkraftwerken und 36,8 % auf Kohlekraftwerken überwiegend auf konventionellen Energiequellen (2). Aus heutigen Erfahrungen von Regionen in Deutschland und Baden-Württemberg führen allerdings bei einer Umstellung auf regenerative Stromerzeugung die hohe zeitliche Volatilität bei der Windenergie und der Photovoltaik (insbesondere im Binnenland) und eine hohe dezentrale Verteilung (Photovoltaik und kleine Windparks) der regenerativen Stromerzeugung zu einer zunehmenden zeitlichen und räumlichen Entkopplung von Stromerzeugung und -verbrauch. Die dadurch entstehende Diskrepanz zwischen Angebot und Nachfrage kann durch mehrere integrative technische Ansätze, z. B. Energieumwandlung, Stunden- bis saisonale Speicherung (zentral: Power to Gas - PtG und Pumpspeicherkraftwerke oder dezentral: flüssiges Biogas - LBG, Redox-Flow-Batterien, Fahrzeuge usw.), Warmwasser für Wärmenetze, Netzausbau, Lastverschiebung und Flexibilisierung der Stromerzeugung z. B. durch Bio- und Erdgas-KWK-Technologie ausgeglichen werden. Dabei ist davon auszugehen, dass das Potenzial eines einzelnen Lösungsansatzes nicht ausreichend ist, um die Versorgungssicherheit in Baden-Württemberg in Zukunft zu gewährleisten. Hierbei muss die Stromnetzstabilität bzgl. Frequenz und Spannung und Verluste beim Transport über weite Strecken beachtet werden, so dass eventuell die Nutzung von Gas für einen Teil der Stromversorgung sinnvoll sein kann. Zusätzlich kann es in der Übergangszeit zu einer Welt mit einer CO2-Einsparung von über 90 % gegenüber 1990 sinnvoll sein den regenerativen Strom zuerst in stark CO2-emittierende Sektoren (z. B. Mobilität) in Form von Gas (H2, CNG, LNG oder LBG) einzusetzen. In dieser Arbeit wurden daher die verschiedenen Ansätze für Baden-Württemberg- repräsentative Modellstandorte (z. B. ländliche Gebiete, Städte) betrachtet. Hierzu wird das Projekt in 7 Teilprojekte gegliedert, deren Verknüpfung in Abb. 2-1 dargestellt ist. (Text gekürzt)

Teil 5

Das Projekt "Teil 5" wird vom Umweltbundesamt gefördert und von Hochschule Biberach, Institut für Gebäude- und Energiesysteme durchgeführt. Baden-Württemberg hat die Kernziele formuliert, die Treibhausgas-Emissionen um 90 % bis 2050 mit Basis 1990 zu reduzieren. Dieses Ziel soll im Wesentlichen durch die zwei Maß- nahmen 'Verbrauchseinsparung' (50 % Reduktion des Endenergiebedarfs gegenüber 2010) und 'Erzeugung erneuerbarer Energien' (80 % des gesamten Endenergieverbrauchs) erreicht werden. Bei der Maßnahme 'Verbrauchseinsparung' werden große Möglichkeiten bei der Einsparung beim Wärmebedarf und in der Mobilität gesehen. Der hohe angestrebte Anteil an erneuerbarer Energie bedeutet, dass in allen Sektoren eine Umstellung auf regenerative Energien stattfinden muss. Hierbei werden die Bruttostromerzeugung mit Wind und Sonne in Baden- Württemberg sowie der Import von EE-Strom deutlich an Bedeutung gewinnen. 2016 basierte die Stromerzeugung in Baden-Württemberg mit 44,1 % auf Atomkraftwerken und 36,8 % auf Kohlekraftwerken überwiegend auf konventionellen Energiequellen (2). Aus heutigen Erfahrungen von Regionen in Deutschland und Baden-Württemberg führen allerdings bei einer Umstellung auf regenerative Stromerzeugung die hohe zeitliche Volatilität bei der Windenergie und der Photovoltaik (insbesondere im Binnenland) und eine hohe dezentrale Verteilung (Photovoltaik und kleine Windparks) der regenerativen Stromerzeugung zu einer zunehmenden zeitlichen und räumlichen Entkopplung von Stromerzeugung und -verbrauch. Die dadurch entstehende Diskrepanz zwischen Angebot und Nachfrage kann durch mehrere integrative technische Ansätze, z. B. Energieumwandlung, Stunden- bis saisonale Speicherung (zentral: Power to Gas - PtG und Pumpspeicherkraftwerke oder dezentral: flüssiges Biogas - LBG, Redox-Flow-Batterien, Fahrzeuge usw.), Warmwasser für Wärmenetze, Netzausbau, Lastverschiebung und Flexibilisierung der Stromerzeugung z. B. durch Bio- und Erdgas-KWK-Technologie ausgeglichen werden. Dabei ist davon auszugehen, dass das Potenzial eines einzelnen Lösungsansatzes nicht ausreichend ist, um die Versorgungssicherheit in Baden-Württemberg in Zukunft zu gewährleisten. Hierbei muss die Stromnetzstabilität bzgl. Frequenz und Spannung und Verluste beim Transport über weite Strecken beachtet werden, so dass eventuell die Nutzung von Gas für einen Teil der Stromversorgung sinnvoll sein kann. Zusätzlich kann es in der Übergangszeit zu einer Welt mit einer CO2-Einsparung von über 90 % gegenüber 1990 sinnvoll sein den regenerativen Strom zuerst in stark CO2-emittierende Sektoren (z. B. Mobilität) in Form von Gas (H2, CNG, LNG oder LBG) einzusetzen. In dieser Arbeit wurden daher die verschiedenen Ansätze für Baden-Württemberg- repräsentative Modellstandorte (z. B. ländliche Gebiete, Städte) betrachtet. Hierzu wird das Projekt in 7 Teilprojekte gegliedert, deren Verknüpfung in Abb. 2-1 dargestellt ist. (Text gekürzt)

Teil 4

Das Projekt "Teil 4" wird vom Umweltbundesamt gefördert und von Fraunhofer-Institut für System- und Innovationsforschung durchgeführt. Baden-Württemberg hat die Kernziele formuliert, die Treibhausgas-Emissionen um 90 % bis 2050 mit Basis 1990 zu reduzieren. Dieses Ziel soll im Wesentlichen durch die zwei Maß- nahmen 'Verbrauchseinsparung' (50 % Reduktion des Endenergiebedarfs gegenüber 2010) und 'Erzeugung erneuerbarer Energien' (80 % des gesamten Endenergieverbrauchs) erreicht werden. Bei der Maßnahme 'Verbrauchseinsparung' werden große Möglichkeiten bei der Einsparung beim Wärmebedarf und in der Mobilität gesehen. Der hohe angestrebte Anteil an erneuerbarer Energie bedeutet, dass in allen Sektoren eine Umstellung auf regenerative Energien stattfinden muss. Hierbei werden die Bruttostromerzeugung mit Wind und Sonne in Baden- Württemberg sowie der Import von EE-Strom deutlich an Bedeutung gewinnen. 2016 basierte die Stromerzeugung in Baden-Württemberg mit 44,1 % auf Atomkraftwerken und 36,8 % auf Kohlekraftwerken überwiegend auf konventionellen Energiequellen (2). Aus heutigen Erfahrungen von Regionen in Deutschland und Baden-Württemberg führen allerdings bei einer Umstellung auf regenerative Stromerzeugung die hohe zeitliche Volatilität bei der Windenergie und der Photovoltaik (insbesondere im Binnenland) und eine hohe dezentrale Verteilung (Photovoltaik und kleine Windparks) der regenerativen Stromerzeugung zu einer zunehmenden zeitlichen und räumlichen Entkopplung von Stromerzeugung und -verbrauch. Die dadurch entstehende Diskrepanz zwischen Angebot und Nachfrage kann durch mehrere integrative technische Ansätze, z. B. Energieumwandlung, Stunden- bis saisonale Speicherung (zentral: Power to Gas - PtG und Pumpspeicherkraftwerke oder dezentral: flüssiges Biogas - LBG, Redox-Flow-Batterien, Fahrzeuge usw.), Warmwasser für Wärmenetze, Netzausbau, Lastverschiebung und Flexibilisierung der Stromerzeugung z. B. durch Bio- und Erdgas-KWK-Technologie ausgeglichen werden. Dabei ist davon auszugehen, dass das Potenzial eines einzelnen Lösungsansatzes nicht ausreichend ist, um die Versorgungssicherheit in Baden-Württemberg in Zukunft zu gewährleisten. Hierbei muss die Stromnetzstabilität bzgl. Frequenz und Spannung und Verluste beim Transport über weite Strecken beachtet werden, so dass eventuell die Nutzung von Gas für einen Teil der Stromversorgung sinnvoll sein kann. Zusätzlich kann es in der Übergangszeit zu einer Welt mit einer CO2-Einsparung von über 90 % gegenüber 1990 sinnvoll sein den regenerativen Strom zuerst in stark CO2-emittierende Sektoren (z. B. Mobilität) in Form von Gas (H2, CNG, LNG oder LBG) einzusetzen. In dieser Arbeit wurden daher die verschiedenen Ansätze für Baden-Württemberg- repräsentative Modellstandorte (z. B. ländliche Gebiete, Städte) betrachtet. Hierzu wird das Projekt in 7 Teilprojekte gegliedert, deren Verknüpfung in Abb. 2-1 dargestellt ist. (Text gekürzt)

Teil 3

Das Projekt "Teil 3" wird vom Umweltbundesamt gefördert und von Karlsruher Institut für Technologie (KIT), Institut für Elektroenergiesysteme und Hochspannungstechnik durchgeführt. Baden-Württemberg hat die Kernziele formuliert, die Treibhausgas-Emissionen um 90 % bis 2050 mit Basis 1990 zu reduzieren. Dieses Ziel soll im Wesentlichen durch die zwei Maß- nahmen 'Verbrauchseinsparung' (50 % Reduktion des Endenergiebedarfs gegenüber 2010) und 'Erzeugung erneuerbarer Energien' (80 % des gesamten Endenergieverbrauchs) erreicht werden. Bei der Maßnahme 'Verbrauchseinsparung' werden große Möglichkeiten bei der Einsparung beim Wärmebedarf und in der Mobilität gesehen. Der hohe angestrebte Anteil an erneuerbarer Energie bedeutet, dass in allen Sektoren eine Umstellung auf regenerative Energien stattfinden muss. Hierbei werden die Bruttostromerzeugung mit Wind und Sonne in Baden- Württemberg sowie der Import von EE-Strom deutlich an Bedeutung gewinnen. 2016 basierte die Stromerzeugung in Baden-Württemberg mit 44,1 % auf Atomkraftwerken und 36,8 % auf Kohlekraftwerken überwiegend auf konventionellen Energiequellen (2). Aus heutigen Erfahrungen von Regionen in Deutschland und Baden-Württemberg führen allerdings bei einer Umstellung auf regenerative Stromerzeugung die hohe zeitliche Volatilität bei der Windenergie und der Photovoltaik (insbesondere im Binnenland) und eine hohe dezentrale Verteilung (Photovoltaik und kleine Windparks) der regenerativen Stromerzeugung zu einer zunehmenden zeitlichen und räumlichen Entkopplung von Stromerzeugung und -verbrauch. Die dadurch entstehende Diskrepanz zwischen Angebot und Nachfrage kann durch mehrere integrative technische Ansätze, z. B. Energieumwandlung, Stunden- bis saisonale Speicherung (zentral: Power to Gas - PtG und Pumpspeicherkraftwerke oder dezentral: flüssiges Biogas - LBG, Redox-Flow-Batterien, Fahrzeuge usw.), Warmwasser für Wärmenetze, Netzausbau, Lastverschiebung und Flexibilisierung der Stromerzeugung z. B. durch Bio- und Erdgas-KWK-Technologie ausgeglichen werden. Dabei ist davon auszugehen, dass das Potenzial eines einzelnen Lösungsansatzes nicht ausreichend ist, um die Versorgungssicherheit in Baden-Württemberg in Zukunft zu gewährleisten. Hierbei muss die Stromnetzstabilität bzgl. Frequenz und Spannung und Verluste beim Transport über weite Strecken beachtet werden, so dass eventuell die Nutzung von Gas für einen Teil der Stromversorgung sinnvoll sein kann. Zusätzlich kann es in der Übergangszeit zu einer Welt mit einer CO2-Einsparung von über 90 % gegenüber 1990 sinnvoll sein den regenerativen Strom zuerst in stark CO2-emittierende Sektoren (z. B. Mobilität) in Form von Gas (H2, CNG, LNG oder LBG) einzusetzen. In dieser Arbeit wurden daher die verschiedenen Ansätze für Baden-Württemberg- repräsentative Modellstandorte (z. B. ländliche Gebiete, Städte) betrachtet. Hierzu wird das Projekt in 7 Teilprojekte gegliedert, deren Verknüpfung in Abb. 2-1 dargestellt ist. (Text gekürzt)

Teil 7

Das Projekt "Teil 7" wird vom Umweltbundesamt gefördert und von Zentrum für Sonnenenergie und Wasserstoff-Forschung Baden-Würtemberg - Fachgebiet Photovoltaik: Module Systeme Anwendungen (MSA) durchgeführt. Flexibility potentials on the demand side can support a cost-effective and reliable integration of volatile renewable energy sources if power consumers shift their electric loads according to external signals. This steering of consumers is also referred to as Demand Side Management (DSM). Although DSM is not new to the energy research community, only few mainly large industrial customers are aware of their DSM potential and the market value associated with it, leaving a vast potential of flexibility untouched. In general, flexibility is mainly discussed as a way to trade on the frequency balancing market, leaving out many other applications, e.g. the use of flexibility for congestion management. This lack is besides the absence of knowledge about available DSM potential mainly due to missing possibilities for system operators to get an overview of the regionally available flexibility potentials. To fill this gap, this paper demonstrates a software solution called the DSM-Platform Baden-Württemberg. The platform is designed to give a transparent overview of the potential flexibility, which could be provided by companies and then bought by e.g. a system operator. It is easy to use as companies can enter the identified potentials manually via either a web service interface or using client software in real time. The entered potentials can then be found and visualized by anyone interested. The platform thus enables the identification, implementation and marketing of flexibility potentials in the German state Baden-Württemberg. Thus, with the help of the platform, companies can easier exploit new income sources, energy service providers can lower electricity prices and grid operators can utilize existing grid infrastructure more efficient and therefore leading potentially to lower investments in grid expansion. The project partners are Flughafen Stuttgart Energie GmbH, the Fraunhofer Institute for Industrial Engineering and Organization (IAO), Institute of Energy Economics and Rational Energy Use (IER) at University of Stuttgart, FZI Forschungszentrum Informatik, Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg and Altran GmbH & Co. KG and IDS GmbH. The ads-tec GmbH, Schmalz AG, Porsche AG, Energiedienst Holding AG and NetzeBW GmbH participated as associated partners.

Teil 2

Das Projekt "Teil 2" wird vom Umweltbundesamt gefördert und von Fraunhofer-Institut für Physikalische Messtechnik durchgeführt. Im Energieszenario Baden-Württemberg 2050 vom Dezember 2011 zielt die Landesregierung Baden Württemberg auf einen Ausbau des Anteils erneuerbaren Energien auf 80% am Gesamtenergieverbrauch bis zum Jahr 2050. Voraussetzung dafür ist eine Reduzierung des Energieverbrauchs um 49% bezogen auf den Verbrauch 2010. Ein wesentliches Mittel zur Energieeinsparung ist hierbei die Steigerung der Energieeffizienz bei der Stromgewinnung, die Nutzung der Geothermie insbesondere zur Wärmeversorgung sowie die Speicherung von Wärme. Die Erhöhung des Anteils der Kraft-Wärme Kopplung (KWK) kann die Effizienz der Stromerzeugung signifikant erhöhen. Deren Effizienz wird derzeit jedoch gemindert, da die produzierte Elektrizität und Wärme i.d.R. nicht in gleichem Ausmaß und zum selben Zeitpunkt nachgefragt werden, in dem diese anfallen. Die Überschussenergie für einen späteren Abruf zwischen zu speichern stellt eine Möglichkeit dar, die Effizienz von KWK-Anlagen zu steigern. Auf diese Weise kann die Wärme zu Zeiten, in denen z.B. weniger Heizwärme benötigt wird, diese in den Speicher als Überschusswärme eingelagert werden, und zu Zeiten mit erhöhtem Wärmebedarf (z.B. Winter) aus dem Speicher entnommen werden. Ziel dieses Verbundprojektes ist die Bewertung der Machbarkeit einer saisonalen Langzeitwärmespeicherung auf der Basis tiefer Aquifer-Speicher im südlichen Oberrheingraben. Ein Schwerpunkt der Studie liegt auf der Bewertung der geologischen und geothermischen Untergrundverhältnisse in der Freiburger Bucht und dem Aufbau eines 3D Reservoirmodells (AP1). Auf dieser Grundlage sollen mit Hilfe von nummerischen T-H-Modellierungen geothermischen Erschließungs- und mögliche Realisierungskonzepte eines geothermischen Speichers erarbeitet werden, welche sich vorwiegend an der prognostizierten Bedarfsanalyse orientieren (AP2). Ziel ist es, einen Projektvorschlag zu erarbeiten, der unter den bestehenden geologischen Bedingungen und möglichen technischen Systemen eine optimale Wirtschaftlichkeit verspricht.

Teil 1

Das Projekt "Teil 1" wird vom Umweltbundesamt gefördert und von Karlsruher Institut für Technologie (KIT), Institut für Angewandte Geowissenschaften, Abteilung Geothermie und Reservoir-Technologie durchgeführt. Im Energieszenario Baden-Württemberg 2050 vom Dezember 2011 zielt die Landesregierung Baden Württemberg auf einen Ausbau des Anteils erneuerbaren Energien auf 80% am Gesamtenergieverbrauch bis zum Jahr 2050. Voraussetzung dafür ist eine Reduzierung des Energieverbrauchs um 49% bezogen auf den Verbrauch 2010. Ein wesentliches Mittel zur Energieeinsparung ist hierbei die Steigerung der Energieeffizienz bei der Stromgewinnung, die Nutzung der Geothermie insbesondere zur Wärmeversorgung sowie die Speicherung von Wärme. Die Erhöhung des Anteils der Kraft-Wärme Kopplung (KWK) kann die Effizienz der Stromerzeugung signifikant erhöhen. Deren Effizienz wird derzeit jedoch gemindert, da die produzierte Elektrizität und Wärme i.d.R. nicht in gleichem Ausmaß und zum selben Zeitpunkt nachgefragt werden, in dem diese anfallen. Die Überschussenergie für einen späteren Abruf zwischen zu speichern stellt eine Möglichkeit dar, die Effizienz von KWK-Anlagen zu steigern. Auf diese Weise kann die Wärme zu Zeiten, in denen z.B. weniger Heizwärme benötigt wird, diese in den Speicher als Überschusswärme eingelagert werden, und zu Zeiten mit erhöhtem Wärmebedarf (z.B. Winter) aus dem Speicher entnommen werden. Ziel dieses Verbundprojektes ist die Bewertung der Machbarkeit einer saisonalen Langzeitwärmespeicherung auf der Basis tiefer Aquifer-Speicher im südlichen Oberrheingraben. Ein Schwerpunkt der Studie liegt auf der Bewertung der geologischen und geothermischen Untergrundverhältnisse in der Freiburger Bucht und dem Aufbau eines 3D Reservoirmodells (AP1). Auf dieser Grundlage sollen mit Hilfe von nummerischen T-H-Modellierungen geothermischen Erschließungs- und mögliche Realisierungskonzepte eines geothermischen Speichers erarbeitet werden, welche sich vorwiegend an der prognostizierten Bedarfsanalyse orientieren (AP2). Ziel ist es, einen Projektvorschlag zu erarbeiten, der unter den bestehenden geologischen Bedingungen und möglichen technischen Systemen eine optimale Wirtschaftlichkeit verspricht.

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