Strom für Europa Erneuerbare Energie im Fokus Strøm til Europa Fornybar energi i fokus

D E U T S C H - N O R W E G I S C H E S W I R T S C H A F T S M A G A Z I N N O R S K - T Y S K Ø K O N O M I M A G A S I N 01/2011 Strom für Europa Erneuerbare Energie im Fokus Strøm til Europa Fornybar energi i fokus

T h e m a T e m a Erneuerbare Energien: Strom für Europa Fornybar energi: Strøm til Europa

35 Auf dem Markt für erneuerbaren Energien wird sich in nächster Zeit einiges tun. Konkrete Ideen liegen auf dem Tisch, Beschlüsse sind gefasst worden. 'connect' stellt zwei Ansätze vor. På markedet for fornybar energi er det mye som skjer. Konkrete ideer foreligger og beslutninger er fattet. connect tar for seg temaet fra to innfallsvinkler.

T h e m a T e m a Europas Speicher für Erneuerbare? Europas lager for fornybar energi? Text: Karsten Wiedemann norsk OVERSETTELSE: Snorre Fjeldstad foto: Ilja C. Hendel Auf der Suche nach Speichern für Wind- und Sonnenstrom stehen die norwegischen Wasserreservoirs im Fokus. Aber wie viel Potenzial gibt es tatsächlich, und wollen die Norweger überhaupt Strom aus Europa aufnehmen? Ein Besuch in einem Pumpspeicherkraftwerk. Bjørn Sandvik bekommt in letzter Zeit häufiger Besuch in Suldal, 115 Kilometer nördlich der norwegischen Großstadt Stavanger. Gruppen aus Deutschland, China und sogar der amerikanische Energieminister waren schon da. Sie alle kommen nicht, um die atemberaubend schöne Fjordlandschaft Westnorwegens zu bewundern. Sie kommen, um sich Sandviks Arbeitsplatz anzuschauen, der sich über die bescheidende Fläche von 2000 Quadratkilometern erstreckt. Der Ingenieur leitet die Kraftwerksgruppe Ulla-Førre, eine Mischung aus Pumpspeicher- und Wasserkraftwerk. Das Mammutprojekt des staatlichen Energiekonzerns Statkraft besteht aus einem System von 34 größeren und kleineren, teilweise regulierten Zuflüssen, einem Dutzend Wasserspeichern und zahlreichen bis zu zehn Meter breiten unterirdischen Tunneln. Vier Wasser- und ein Pumpspeicherkraftwerk nutzen die Energie des Wassers. Kraftwerkswerksleiter Bjørn Sandvik muss dafür sorgen, dass im System Ulla-Førre alles funktioniert. Er koordiniert die Einsätze der Techniker. Im Sommer sind wir viel im Auto unterwegs, im Winter mit dem Schneemobil und dem Helikopter, erzählt er. Seinen Besuchern zeigt Sandvik gerne das Wasserkraftwerk Kvilldal. Mit dem Auto geht es dann 600 Meter tief in einen Berg hinein, bis zu einer Sackgasse. Bjørn Sandvik wendet den Wagen. Wir müssen mit der Front zum Ausgang parken und den Schlüssel stecken lassen, damit wir im Notfall schnell rauskommen, erklärt er. Durch eine unscheinbare Glastür in der Felswand geht es in die Kraftwerkshalle, ein imposanter Raum, hundert Meter tief und rund 20 Meter hoch in den Berg geschlagen. An einer Seite ist der massive Fels zu sehen, der Rest ist orange verkleidet. Zehn Meter unter dem Boden treibt das Wasser vier Turbinen an. 66 Kubikmeter Wasser pro Sekunde, die aus 520 Metern nahezu senkrechtem Gefälle heran stürzen, sorgen für 333 Umdrehungen pro Minute. Viel mehr als ein kleines Surren ist davon nicht zu spüren. Dabei leisten die vier Turbinen zusammen über 1200 Megawatt (MW), also mehr als ein durchschnittliches Atomkraftwerk. Kvilldal ist das größte Wasserkraftwerk Norwegens. Diese Leistung steht innerhalb von Minuten zur Verfügung, erklärt Sandvik stolz. An dieser Stelle horchen die meisten Besucher auf. Denn die Energiewelt ist auf der Suche nach Möglichkeiten, erneuerbaren Strom zu speichern und diesen bei Bedarf möglichst schnell wieder zur Verfügung På leting etter lagringsmuligheter for energien fra vind og sol står norske vannmagasiner i fokus. Men hvor stort potensial har de egentlig, og vil nordmenn i det hele tatt oppta strøm fra Europa? Vi besøker et pumpekraftverk. Bjørn Sandvik har i det siste hatt mange på besøk i Suldal, 115 kilometer nord for Stavanger. Grupper fra Tyskland, Kina og selv USAs energiminister har vært der. Og de kommer ikke for å beundre de vakre vestlandsfjordene. De kommer for å se nærmere på Sandviks arbeidsplass, som strekker seg over et areal på 2000 kvadratkilometer. Ingeniøren leder kraftverksgruppen Ulla-Førre, en kombinasjon av pumpe- og vannkraftverk. Mammutprosjektet til Statkraft består av et system på 34 store og små, tildels regulerte vannkilder, et titalls vannmagasiner og en rekke opptil ti meter brede underjordiske tunneler. Fire vannkraftverk og et pumpekraftverk utnytter energien i vannet. Kraftverkleder, Bjørn Sandvik, er ansvarlig for at alt fungerer i Ulla-Førre-systemet. Han koordinerer teknikernes innsats. Om sommeren kjører vi mest bil, mens vi om vinteren bruker mye snøscooter og helikopter, forteller han. Sandvik viser gjerne frem vannkraftverket Kvilldal til gjestene. Da kjører de bil 600 meter ned i fjellet, helt innerst i en blindvei. Der snur Bjørn Sandvik bilen. Vi må parkere med fronten mot utgangen og la nøkkelen sitte i, i tilfelle et uhell gjør at vi må forlate stedet raskt, forklarer han. Gjennom en diskret glassdør i fjellveggen kommer man inn i kraftverkshallen, et enormt rom med hundre meter dybde og 20 meter høyde, hamret ut i fjellet. På én side ser man den massive fjellveggen, resten er kledd i oransje. Ti meter under gulvet driver vannet fire turbiner. Per sekund styrter 66 kubikkmeter vann ned etter et nesten loddrett fall på 520 meter, og sørger for 333 omdreininger i minuttet. Men alt man hører fra det er en lav summing. Likevel gir de fire turbinene tilsammen over 1200 megawatt (MW). Det er mer enn et gjennomsnittlig atomkraftverk. Kvilldal er Norges største vannkraftverk. Denne effekten er tilgjengelig innen få minutter, forteller Sandvik stolt. Det vekker gjestenes oppmerksomhet. Energibransjen leter nemlig etter muligheter for å lagre fornybar energi og kunne hente den frem igjen så raskt som mulig når behovet oppstår. Med et stadig stigende tilbud av flyktig strøm fra vind og sol, må lagringskapasiteten i Europa firedobles i løpet av de neste 15 årene, ifølge en studie fra kon-

37 Für den Betrieb des gesamten Systems ist Bjørn Sandvik zuständig. Bjørn Sandvik er ansvarlig for driftingen av systemet.

T h e m a T e m a Die Turbinen im Wasserkraftwerk Kvildall werden regelmäßig gewartet. Sie sollen 80 Jahre lang ihren Dienst tun. Vedlikehold av turbinene i vannkraftverket Kvildall utføres regelmessig. Deres forventede levetid er 80 år.

39»» zu haben. Nach einer Studie der Unternehmensberatung Boston Consulting Group müssen sich bei einem wachsenden Angebot von fluktuierendem Strom aus Wind und Sonne die Speicherkapazitäten in Europa in den kommenden 15 Jahren vervierfachen. Norwegen steht dabei im Fokus. Das Land bezieht seinen Strombedarf zu 99,5 Prozent aus Wasser, welches in 370 Kraftwerken genutzt wird. Die meisten davon verfügen über angeschlossene Reservoirs. Vor allem letztere haben es den Energiewissenschaftlern angetan. Mit rund 82 Terrawattstunden (TWh) verfügt Norwegen über rund die Hälfte der gesamten europäischen Wasserspeicherkapazitäten. Im Sommer speichern, im Winter verbrauchen Auch das Kraftwerk Kvilldal wird aus einem solchen Wasserspeicher versorgt, dem Blåsjø, zu deutsch: blauer See, in 1000 Meter Höhe. Mit mehr als drei Millionen Kubikmeter Inhalt und knapp acht Terrawattstunden Kapazität ist er der größte Energiespeicher Norwegens. Zum Vergleich: Alle deutschen Pumpspeicher zusammen kommen gerade mal auf 0,04 TWh. Blåsjø ist das Herzstück von Ulla-Førre. Entstanden ist der Gebirgssee aus vielen kleinen Seen, die mit einem System aus einem Dutzend bis zu 140 Meter hohen Dämmen zum zehntgrößten Binnengewässer des Landes gestaut wurden. Über 15 Jahre arbeiteten bis zu 1500 Menschen an dem Milliardenprojekt Ulla-Førre, das 1988 fertig gestellt wurde. Ein immenser Eingriff in die Natur ist das gesamte Kraftwerk bei aller kohlendioxidfreien Energieproduktion allemal. Die Widerstände gegen den Bau hielten sich dennoch in Grenzen: Die zuvor arme Region Rogaland profitiert von den Steuereinnahmen und den Arbeitsplätzen. Und anders als bei vielen deutschen Projekten ist der blaue See mit wenigen Einschränkungen frei zugänglich. Die installierte Turbinenleistung aller Kraftwerke in Ulla-Førre beträgt zwei Gigawatt (GW). Gegenüber dem umstrittenen chinesischen Megaprojekt Drei-Schluchten-Staudamm mit einer installierten Turbinenleistung von 18,2 GW klingt das bescheiden. Dennoch werden in den Kraftwerken von Ulla-Førre rund fünf Prozent oder 4,5 Terrawattstunden des norwegischen Strombedarfs produziert. Der Energieüberschuss zeigt, Ulla-Førre ist primär ein Wasserkraft- und kein Pumpspeicherkraftwerk. Aber: Wird gerade kein Strom gebraucht, etwa im Sommer, wenn die Norweger die Ferien auf ihren Hütten verbringen, dient die Anlage auch als Speicher. Im Wasserkraftwerk Saurdal können zwei der vier Turbinen das Wasser 400 Meter hinauf in den blauen See pumpen. Rund ein Viertel der jährlichen Energieproduktion des Kraftwerks Saurdal nimmt der Pumpbetrieb in Anspruch. Bisher wird der Strom für die Pumpen in einer kleinen Kraftwerksstation vor Ort erzeugt. Das könnte sich ändern, zumindest nach den Vorstellungen von Energieexperten. Mit überschüssigem Windstrom aus Deutschland und anderen Ländern soll Wasser in die Speicher gepumpt werden. Wird der Strom benötigt, treibt das Wasser aus den Speichern die Turbinen an, die Strom produzieren. So setzt beispielsweise der Sachverständigenrat für Umweltfragen (SRU) in seinem aktuellen Energieszenario für eine regenerative Vollversorgung Deutschlands auf eine Verbindung skandinavischer Wasserkraft- und Pumpspeicherpotenziale mit den deutschen Erzeugungskapazitäten. Das Land könnte wegen seiner großen Speicherpotenziale und des relativ einfachen leitungstechnischen Anschlusses an die deutsche Windenergienutzung in der Nordsee eine zentrale Rolle für den erfolgreichen Ausbau der Elektrizitätserzeugung aus regenerativen Energiequellen in Deutschland spielen. Pumpspeicherwerke seien als Kurzzeitspeicher für große Strommengen die wirtschaftlichste Option, heißt es auch in einem Gutachten des Fraunhofer-Instituts für Wind- sulentselskapet Boston Consulting Group. Her står Norge i fokus. I Norge dekkes 99,5 prosent av strømbehovet med vannkraft fra 370 kraftverk. De fleste av dem har tilknyttete magasiner, noe som er spesielt viktig for energiforskerne. Med sine rundt 82 terrawattimer (TWh) har Norge nesten halvparten av all vannlagringskapasitet i Europa. Lagring om sommeren, forbruk om vinteren Også kraftverket Kvilldal forsynes fra et slikt vannmagasin: Blåsjø, som ligger omlag 1000 meter over havet, er Norges største energilager med et innhold på over tre millioner kubikkmeter og en kapasitet på knapt åtte terawattimer. Til sammenligning har alle tyske pumpekraftverk tilsammen rundt 0,04 TWh. Blåsjø er selve hjertet i Ulla-Førre. Fjellvannet er en samling av mange små sjøer som ble demmet opp med et system bestående av et titalls, opptil 140 meter høye dammer. Slik oppstod landets tiende største innsjø. Opptil 1500 mennesker arbeidet i over 15 år med milliardprosjektet Ulla-Førre, som ble ferdigstilt i 1988. Selv om energiproduksjonen er fri for karbondioksid, er kraftverket et enormt inngrep i naturen. Likevel var motstanden mot byggingen begrenset: Regionen Rogaland, som tidligere var regnet som fattig, har fått god nytte av nye arbeidsplasser og skatteinntekter. I motsetning til mange tyske prosjekter, er Blåsjø fritt tilgjengelig med svært få begrensninger. Den installerte turbineffekten til alle kraftverkene i Ulla-Førre ligger på to gigawatt (GW). I forhold til det omstridte kinesiske megaprosjektet, De tre kløfters demning, med en installert turbineffekt på 18,2 GW, lyder det beskjedent. Likevel produserer kraftverkene i Ulla-Førre rundt fem prosent eller 4,5 terrawattimer av det norske strømbehovet. Energieoverskuddet viser at Ulla-Førre i første rekke er et vannkraftverk, ikke et pumpekraftverk. Men når det ikke brukes noe særlig strøm, for eksempel om sommeren når nordmenn tilbringer tiden på hytta, brukes anlegget også til lagring av energi. I vannkraftverket Saurdal kan to av de fire turbinene pumpe vannet 400 meter oppover til Blåsjø. Rundt en fjerdedel av den årlige energiproduksjonen til Saurdal-kraftverket brukes til pumpedrift. Hittil har strømmen til pumpene blitt produsert av en av de mindre kraftverkstasjonene på stedet. Det kan endre seg hvis det går slik energiekspertene tror. Med overskuddsvindstrøm fra Tyskland og andre land skal det pumpes vann til magasinene. Når strømmen trengs igjen, vil vannet fra magasinene drive turbinene, som igjen produserer strøm. Det tyske rådet for miljøspørsmål (Sachverständigenrat für Umweltfragen, SRU) går, i sitt aktuelle energiscenario for fullstendig regenerativ forsyning, inn for å forbinde skandinavisk vannkraft- og pumpekraftpotensial med tysk produksjonskapasitet. Takket være det store lagringspotensialet og den relativt enkle ledningstekniske tilkoblingen til tysk vindenergi i Nordsjøen, kan Norge spille en sentral rolle for den videre utbyggingen av elektrisitetsproduksjonen fra regenerative energikilder i Tyskland. Pumpekraftverk er det økonomisk gunstigste alternativet for korttidslagring av store strømmengder, ifølge en rapport fra Fraunhofer-instituttet for vindenergi og energisystemteknikk i Kassel. Det er dessuten den eneste ferdig utviklede teknologien for lagring i større målestokk. Pumper har mer potensiale Kraftverksleder Sandvik kjenner disse ideene og støtter dem. Jeg liker ideen om at vind og vann skal gå hånd i hånd. Å omstille

T h e m a T e m a»» energie und Energiesystemtechnik Kassel. Sie seien zudem die einzig ausgereifte Großspeichertechnik. Pumpen können mehr leisten Kraftwerksleiter Sandvik kennt diese Ideen und er befürwortet sie. Ich mag die Idee, dass Wind und Wasser Hand in Hand gehen. Den Betrieb entsprechend umzustellen, sei kein Problem. Wir könnten noch mehr pumpen, sagt er und deutet auf eine Grafik, die seine Aussage verdeutlicht. Zu sehen sind die Aktivitäten der Turbinen im Kraftwerk Saurdal. Der Pumpbetrieb beschränkt sich auf wenige Monate im Frühjahr und Sommer, wenn in Norwegen die Energienachfrage sinkt und der Preis entsprechend niedrig ist. Den Rest des Jahres wird Strom produziert, vor allem im Winter. Die Norweger heizen überwiegend mit Strom und gehören, bei allem Stolz auf die grüne Stromproduktion, zu den größten Stromverbrauchern der Welt. Ulla-Førre ist mit dieser Betriebsweise typisch für alle norwegischen Pumpspeicherkraftwerke. Die Reservoirs werden nur als saisonale Speicher genutzt. Ein Schema, das sich ändern müsste. Der Energiekonzern Statkraft bereitet sich bereits darauf vor. Das Staatsunternehmen produziert rund ein Drittel des norwegischen Stroms und betreibt insgesamt 218 Wasserkraft- und Pumpspeicherkraftwerke in Norwegen und Europa. Der Unterschied im Vergleich zu heute wird sein, dass wir häufiger zwischen den Wasserreservoirs hin und her pumpen. Wir brauchen also keine neuen Wasserspeicher, sagt Oluf Ulseth, bei Statkraft für das Europageschäft zuständig. Der Wechsel zwischen Pumpenbetrieb und Energieproduktion sei im Minutentakt möglich, bestätigt Bjørn Sandvik. Die Kapazitäten ließen sich zudem driften for dette er ikke noe problem. Vi har mulighet til å pumpe betydelig mer, sier han og viser en grafisk fremstilling som underbygger dette. Figuren viser aktiviteten på turbinene i Saurdal-kraftverket. Pumpedriften er begrenset til noen få måneder om våren og sommeren, når energiforbruket i Norge synker og prisene er lave. Resten av året produseres det strøm, fremfor alt om vinteren. Oppvarming i Norge skjer hovedsakelig ved hjelp av elektrisk strøm. Derfor er vi blant de største strømforbrukerne i verden. Driftsmetoden i Ulla-Førre er typisk for alle norske pumpekraftverk. Magasinene brukes kun til sesonglagring. Den metoden må forandres. Energikonsernet Statkraft forbereder seg allerede på dette. Det statlige selskapet produserer rundt en tredjedel av all norsk strøm og drifter ialt 218 vann- og pumpekraftverk i Norge og Europa. Det som vil være annerledes i fremtiden, er at vi kommer til å pumpe oftere frem og tilbake mellom vannmagasinene. Vi trenger altså ingen nye vannmagasiner, sier Oluf Ulseth, Europadirektør i Statkraft. Skifte mellom pumpedrift og energiproduksjon i minuttakt er mulig, bekrefter Bjørn Sandvik. Kapasiteten kan dessuten økes hvis enda flere turbiner i kraftverkene omrustes til pumpedrift, forklarer han. Foreløpig er det bare to kombiturbiner i Ulla-Førre. Også den norske regjeringen ser god nytte i visjonen om å bli Europas grønne batteri. Norge ønsker å være en ledende nasjon innenfor fornybar energi, slik statssekretær Sigrid Hjørnegård i Olje- og Energidepartementet for kort tid siden bekjentgjorde på en norsk-tysk offshorekonferanse. Ifølge henne vil vannmagasiner spille en viktig rolle for å oppnå dette. http://norway.renewablesb2b.com Mer enn 1200 bedrifter fra relevante bransjer i hele verden deltar allerede i dette internasjonale nettverket for fornybar energi. Opprett en profil for din virksomhet og dra nytte av dette forretningsverktøyet!

41 So funktioniert ein Pumpspeicherkraftwerk Slik fungerer et pumpekraftverk Das Prinzip ist denkbar einfach. Wasser wird aus einem niedrigen Becken in ein höher gelegenes gepumpt. Zu einem späteren Zeitpunkt rauscht es dann zurück in das untere Becken. Mit der Energie, die das Wasser beim Rückfluss aufnimmt, treibt es eine Turbine an, die Strom produziert. Der Vorgang lässt sich im Prinzip beliebig oft wiederholen. Gebaut werden können solche Kraftwerke nur an bestimmten Standorten: Sie brauchen einerseits eine ausreichende Menge an Wasser, zudem muss zwischen beiden Becken ein Gefälle bestehen. Pumpspeicherkraftwerke produzieren keinen Strom, sie sind Stromverbraucher. Der zum Pumpen notwendige Energiebedarf ist größer als die Energiemenge, die aus dem Wasser wieder gewonnen wird. Der Wirkungsgrad der meisten Anlagen liegt um 75 Prozent, das heißt, dass von 100 Prozent der zum Pumpen eingesetzten Energie 75 Prozent wieder zur Verfügung stehen. Im Vergleich zu anderen Speichertechniken ist das ein sehr guter Wert. Da Pumpspeicher Strom aufnehmen und abgeben können, leisten sie einen wichtigen Beitrag zur Stabilisierung des Stromnetzes. Gebaut wurden Pumpspeicherkraftwerke in Deutschland seit den 1920er Jahren. Ihre Aufgabe war es, auf den schwankenden Bedarf zu reagieren. Fossile oder Kernkraftwerke können nicht nach Belieben hoch und Niedriges Becken/ lavtliggende magasin runter gefahren werden. Bei niedrigem Verbrauch kann überschüssiger Strom also im Pumpspeicher geparkt werden. Für den Betreiber lohnt sich das Ganze, weil er den Strom zum Pumpen bei niedrigem Bedarf günstig einkaufen kann. Steigt der Strombedarf, erzeugen die Turbinen Strom, der dann teuer verkauft werden kann. Während der Wechsel zwischen Pumpen- und Generatorbetrieb in Deutschland täglich abläuft, dienen die Pumpspeicher in Norwegen, dem Land mit den größten Kapazitäten, als saisonaler Lastenausgleich. Wenn im Sommer der Energieverbrauch sinkt und damit auch der Preis, werden die Speicher gefüllt. In der kalten Jahreszeit wird Strom produziert. In Zukunft wird bei wachsendem Anteil der erneuerbaren Energien, vor allem Windkraft, aber nicht nur der Verbrauch, sondern auch die Erzeugung schwanken. Pumpspeicher können hier eine wichtige Rolle spielen. Sie können den überschüssigen Strom im Wasser auch über längere Zeit speichern und bei Windflauten daraus wieder Energie produzieren. Turbine/ turbin Prinsippet er enkelt. Det pumpes vann fra et lavtliggende magasin over i et høyereliggende magasin. På et senere tidspunkt strømmer det tilbake i magasinet nedenfor. Den energien vannet får ved tilbakestrømningen driver en turbin som produserer strøm. Prosessen kan i prinsippet gjentas et uendelig antall ganger. Slike kraftverk kan bare brukes på spesielle steder: For det første trengs en tilstrekkelig mengde vann, og for det andre må det være høydeforskjell mellom de to magasinene. Pumpekraftverk produserer ikke strøm de forbruker strøm. Den energimengden som trengs til pumpingen, er større enn energimengden som utvinnes av vannet. Virkningsgraden i anleggene ligger vanligvis rundt 75 prosent. Det betyr at av 100 prosent energi, som brukes til pumpingen, står 75 prosent til disposisjon senere. Sammenlignet med annen lagringsteknologi er det en svært høy verdi. Hochliegendes Becken/ høytliggende magasin Ettersom pumpekraftverk kan oppta og avgi strøm, gir de et viktig bidrag til stabilisering av strømnettet. I Tyskland har det blitt bygget pumpekraftverk siden 1920-tallet. Oppgaven har vært å reagere på svingninger i forbruket. Fossile kraftverk og kjernekraftverk kan ikke startes og stoppes igjen vilkårlig. Når forbruket er lavt kan altså overflødig strøm "parkeres" i pumpekraftverket. For operatørene lønner det seg, ettersom de kan kjøpe inn rimelig strøm til pumpene når forbruket er lavt. Når behovet for strøm stiger, vil turbinene produsere strøm som kan selges dyrt. Mens skiftet mellom pumpe- og generatordrift i Tyskland skjer på daglig basis, brukes pumpekraftverkene i Norge, som har den største kapasiteten, til sesongavhengig belastningsutjevning. Når energiforbruket og dermed prisen synker om sommeren, fylles magasinene. I den kalde årstiden produseres det strøm. I fremtiden, med en økende andel av fornybar energi og spesielt av vindkraft, vil ikke bare behovet være skiftende, men også produksjonen. Pumpekraftverk vil derfor kunne spille en viktig rolle. De kan lagre overflødig strøm i vannet også over lengre perioder, og produsere energi igjen når det er vindstille.

T h e m a T e m a»» erhöhen, wenn noch mehr Turbinen in den Kraftwerken auf Pumpbetrieb umgerüstet würden, erläutert er. Bisher gibt es in Ulla- Førre nur zwei Kombiturbinen. Auch die Regierung in Oslo kann der Vision, die grüne Batterie Europas zu werden, offenbar einiges abgewinnen. Das Land will eine weltweit führende Nation in Sachen erneuerbare Energien werden, wie die Staatsekretärin im Ministerium für Öl und Energie, Sigrid Hjørnegård, kürzlich auf einer deutsch-norwegischen Offshore-Konferenz verkündete. Wasserspeicher spielen dabei für sie eine zentrale Rolle. Ohne Netz geht nichts Ganz ohne weiteres lässt sich der Betrieb indes nicht umstellen. Sollten die Pumpen in Ulla-Førre und den rund einem Dutzend anderer Großspeicherkraftwerke in Norwegen künftig häufiger arbeiten, würde sich logischerweise der Wasserspiegel der angeschlossenen Reservoirs häufiger ändern. Aus Umweltschutzgründen gibt es hier Beschränkungen. Die Betriebserlaubnis schreibt minimale und maximale Wasserstände vor, erläutert Sandvik die Ausgangslage. Im Winter würde häufiges Pumpen zudem die Eisdecke auf den Speichern destabilisieren. Sie müssten dann abgesperrt werden. Die Regierung müsste Vorgaben machen, wie oft gepumpt werden darf, sagt Sandvik. Laut SRU reichen die norwegischen Speicherkapazitäten aus, um neben dem normalen Einsatz für die norwegische Elektrizitätsversorgung auch Windstrom aus Deutschland aufzunehmen und später wieder in Energie umzuwandeln. Über allem steht jedoch die Netzfrage. Ohne neue Stromleitungen in der Nordsee wird deutscher Windstrom nicht bis in die Fjorde Norwegens und wieder zurück gelangen. Als erstes müssen nicht die Speicher, sondern das Netz ausgebaut werden. Besonders zwischen Norwegen und dem europäischen Kontinent, betont deshalb Oluf Ulseth. Ein solcher Netzausbau erfordert nach unterschiedlichen Berechnungen bis zu 30 Milliarden Euro an Investitionen. Pläne dazu gibt es schon lange. Nicht nur um erneuerbaren Strom in Norwegen zu parken, sondern auch, um von günstig erzeugtem Strom in Skandinavien zu profitieren. Der Energiekonzern E.ON hatte das gemeinsam mit dem norwegischen Netzbetreiber Statnett geplante Viking-Kabel bereits im Genehmigungsverfahren, stoppte das Projekt aber dann im Jahr 2001 unter anderem aus Furcht vor Klagen gegen den Bau. Kraftwerksleiter Bjørn Sandvik erinnert sich zudem an Pläne, eine direkte Kabelverbindung vom Kraftwerk Kvilldal nach Schottland zu bauen. Passiert sei aber nichts. Seit einiger Zeit erleben solche Pläne eine Renaissance. Ein Konsortium aus den norwegischen Energieversorgern Agder und Lyse mit einem Schweizer Energiehändler hat das Viking-Projekt aufgegriffen und will es nun unter dem Label NorGer umsetzen. Das Raumordnungsverfahren für das 1,4 Milliarden teure Unterfangen wurde vor kurzem eröffnet. Ende Juni stieg der norwegische Netzbetreiber Statnett mit 50 Prozent in das Projekt ein. Der erste Strom soll im Jahr 2015 fließen. Bereits seit zwei Jahren verbindet das 580 Kilometer lange Nord Ned-Hochspannungskabel Norwegen mit den Niederlanden. Nach Angaben des niederländischen Netzbetreibers Tennet stammt 80 Prozent des übertragenen Stroms aus erneuerbaren Quellen. Das Unternehmen plant in Kooperation mit Statnett bereits ein zweites Kabel, Nord Ned 2, sowie eine Verbindung zwischen Norwegen und Deutschland (Nord Link). In nicht allzu langer Ferne könnte also tatsächlich Strom aus deutschen Windparks im Blåsjø gespeichert werden. Nettkapasiteten er avgjørende Driften kan imidlertid ikke forandres helt uten videre. Hvis pumpene i Ulla-Førre og de rundt ti andre store lagringskraftverkene i Norge skal være hyppigere i drift i fremtiden, vil også vannstanden i de tilknyttede magasinene endre seg oftere. Her er det begrensninger grunnet miljøhensyn. Konsesjonen foreskriver minimale og maksimale vannstander, forteller Sandvik om utgangsposisjonen. Om vinteren vil hyppig pumping dessuten destabilisere islaget på magasinene. De ville da måtte sperres av. Regjeringen må legge føringer på hvor ofte det skal kunne pumpes, mener Sandvik. Ifølge SRU er den norske lagringskapasiteten stor nok til at den, i tillegg til den vanlige elektrisitetsforsyningen i Norge, også kan ta opp vindstrøm fra Tyskland og senere omdanne den til energi igjen. Men det er nettet som avgjør det hele. Uten nye strømledninger i Nordsjøen vil ikke tysk vindstrøm kunne sendes til norske fjorder og tilbake igjen. Det første vi må bygge ut er ikke magasinene, men strømnettet. Spesielt mellom Norge og kontinentet, understreker derfor Oluf Ulseth. En slik utbygging av nettet vil kreve investeringer på opptil 30 milliarder euro, i henhold til ulike beregninger. Planene for dette har vært klare lenge. Ikke bare for å parkere fornybar strøm i Norge, men også for å dra nytte av billigprodusert skandinavisk strøm. Den planlagte Viking-kabelen fra energikonsernet Eon og Statnett var allerede i konsesjonsprosessen, men ble stanset i 2001, blant annet av frykt for klager mot utbyggingen. Kraftverksleder Björn Sandvik husker også planene om å legge en direkte kabelforbindelse fra Kvilldal-kraftverket til Skottland. Men ingenting skjedde. I det siste har slike planer opplevd en renessanse. Et konsortium av de norske energiselskapene, Agder og Lyse samt en sveitisk energiforhandler, har tatt opp Viking-prosjektet igjen, og vil realisere det under navnet NorGer. Planleggingsprosedyren for prosjektet med en prislapp på 1,4 milliarder euro ble igangsatt for kort tid siden. I slutten av juni gikk Statnett inn i prosjektet med en andel på 50 prosent. Den første strømmen skal sendes gjennom ledningen i 2015. Allerede i to år har den 580 kilometer lange høyspentkabelen NorGer forbundet Norge og Nederland. Ifølge den nederlandske nettoperatøren Tennet stammer 80 prosent av den overførte strømmen fra fornybare energikilder. Sammen med Statnett planlegger selskapet allerede en ny kabel, NorNed 2, og en forbindelse mellom Norge og Tyskland (Nord Link). I en ikke altfor fjern fremtid vil det altså kunne lagres strøm fra tyske vindparker i Blåsjø.

43 GuTE MöGLIchKEITEN für gute PRODuKTE GODE MuLIGhETER FOR GODE PRODuKTER IntervIEW mit/ Intervju med: ØYVIND ISACHSEN Geschäftsführer bei Norwea Adm. direktør i Norwea INTErVIEW/INTErvju : Hanne Marit Grønning Norwea, die norwegische Interessenorganisation für Wind-, Wellen- und Gezeitenkraftwerke, begrüßt die im Dezember beschlossene Einführung von Umweltzertifikaten (grønne sertifikater). Im Interview hebt Norweas Geschäftsführer Øyvind Isachsen die wichtigsten Punkte der neuen Verordnung hervor. I desember 2010 ble Norge og Sverige enige om et felles marked for elsertifikater (grønne sertifikater) fra 2012. Norwea, den norske interesseforeningen for vind, bølge- og tidevannskraft, er svært positive til systemet, som vil føre til økt utbygging av fornybar energi i begge land. Administrerende direktør i Norwea, Øyvind Isachsen, går i dette intervjuet nærmere inn på fordelene ved det nye systemet. Norwea hat sich schon seit langem für die Einführung der grünen Zertifikate eingesetzt, vor Weihnachten wurde nun endlich der Durchbruch erreicht. Was bedeuten die so genannten grünen Zertifikate für Norwegen und die erneuerbare Energie in Norwegen? Es bedeutet vor allem, dass wir in absehbarer Zeit endlich eine marktabhängige Regelung für erneuerbare Energien haben werden, die dazu führen wird, dass mehr Wasser- und Windenergie in Norwegen ausgebaut wird. Was heißt das konkret für den Ausbau der Windenergie? Dass die guten Windenergieprojekte ausgebaut werden und wir in Norwegen bis 2020 mindestens 7 kwh an Windkraft produzieren werden (derzeit sind es unter 1 kwh). Welche Auswirkung werden die Zertifikate für deutsche und andere ausländische Firmen haben, die Technologie für den norwegischen Markt liefern? Wenn man nun von einem unvorhersehbaren Markt zu einem zertifizierten Markt übergeht, der mehr vorhersehbar ist, bieten sich in Norwegen gute Möglichkeiten im Markt für gute Produkte. Welche Herausforderungen sind an die Einführung der grünen Zertifikate geknüpft? Norwegen braucht einen umfassenden Netzausbau, um die neue Energieproduktion vom Produzenten zum Markt zu transportieren. Gemäß der gelassenen norwegischen Mentalität haben wir unser Stromnetz in den vergangenen zwanzig Jahren weder gepflegt noch ausgebaut und müssen deshalb in diesem Bereich mit großen Kosten rechnen. Dere har jobbet lenge for innføring av grønne sertifikater, og før jul kom endelig gjennombruddet. Hva betyr grønne sertifikater for Norge og fornybar energi i Norge? At vi endelig får en forutsigbar markedsbasert støtteordning for fornybar energi, som vil føre til at det vil bli bygd ut mye vann og vindkraft i Norge. Hva har det å si for utbyggingen av vindkraft? At de gode vindkraftprosjektene vil bli utbygd og at vi i Norge vil bygge minst 7 TWh vindkraft frem mot 2020 ( i dag har vi under 1 TWh) Hvilken betydning vil sertifikater ha for tyske og andre utenlandske firmaer som ønsker å levere teknologi til det norske markedet? Når en går fra det uforutsigbare markedet, som vi har i dag, til et sertifikatmarked, bør man satse i Norge. Man vil da få en forutsigbarhet som vi ikke har i dag, og et godt marked for gode produkter. Hvilke utfordringer er knyttet til innføringen? Norge trenger en voldsom nettutbygging for å frakte den nye energiproduksjonen fra produsent til marked. Den norske mentalitet har gjort at vi ikke har vedlikeholdt og utviklet vårt strømnett de siste 20 årene og derfor får vi nå store kostnader på dette området.

VAT_ T h e m a T e m a Was sind grüne Zertifikate? Hva er elsertifikater? QuELLE/KILDE: OED/Teknisk Ukeblad Von 2012 an führen Norwegen und Schweden einen gemeinsamen Markt für staatliche Umweltzertifikate ein, übersetzt auch el-zertifikate oder grüne Zertifikate genannt. Neben der Förderung von Investitionen im Bereich der erneuerbaren Energien wird außerdem ein Anstieg an erneuerbarer Energieprodukion erwartet. Wie aber soll diese Subvention funktionieren? Die Umweltzertifikate sehen vor, dass Produzenten von erneuerbarem Strom, Einnahmen mit dem Verkauf der grünen Zertifikate erzielen. Produzenten von erneuerbarem Strom bekommen für jede Megawattstunde Strom, die sie in der Zuteilungsperiode von 15 Jahren produzieren, ein Zertifikat zugeteilt. Durch den Verkauf der Zertifikate erhalten die Produzenten zusätzliche Einnahmen über den Stromverkauf hinaus. Die Einnahmen aus den Zertifikaten fördern den Ausbau der erneuerbaren Produktion elektrischer Energie. Die Kosten werden an die Stromverbraucher verteilt und hängen davon ab, wie viel davon die Energieunternehmen an die Kunden weitergeben werden. Als Folge wird ein Anstieg in der Stromproduktion erwartet, der auf längere Sicht den Kunden billigeren Strom geben wird. Im Anhörungsvorschlag des Energieministeriums ist ein gemeinsamer Zertifizierungsmarkt mit Norwegen und Schweden, der den Ausbau neuer Produktion von 26,2 Terrawattstunden bis 2020 vorsieht, vorgesehen. Fra 2012 innfører Norge og Sverige et felles marked for elsertifikater (tidligere kalt grønne sertifikater). Systemet skal bidra til å fremme investeringer i ny fornybar energi, og det ventes en sterk økning i kraft fra fornybar energi. Men hvordan skal systemet fungere? Elsertifikatsystemet fungerer slik at produsentene av fornybar elektrisk energi får en inntekt fra salg av elsertifikater. Produsenter av fornybar kraft får ett elsertifikat av staten for hver megawattime kraft produsert i en tildelingsperiode på 15 år. Ved salg av elsertifikatene får produsentene en ekstrainntekt utover kraftsalget. Inntekten fra elsertifikatene skal bidra til å gjøre det lønnsomt å bygge nye anlegg for fornybar produksjon av elektrisk energi. Kostnadene vil fordeles på forbrukerne av strøm, og avhenger av hvor mye av regningen energiselskapene gir videre til kundene. Samtidig vil økt strømproduksjon, som følge av sertifikatene, på sikt gi kundene billigere strøm. I høringsforslaget fra Olje-og Energidepartementet legges det opp til et felles elsertifikatmarked som samlet for Norge og Sverige skal sikre utbygging av 26,2 TWh ny produksjon innen 2020.