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Der Anstieg intermittierender Stromerzeugung aus erneuerbaren Energiequellen erschwert zunehmend einen effizienten und zuverlässigen Betrieb der Versorgungsnetze. Gleichzeitig steigt die Zahl der Elektrofahrzeuge, die zum Aufladen erhebliche Mengen an elektrischer Energie benötigen, rapide an. Energie- und Mobilitätssektor sind somit unweigerlich miteinander verbunden, was zur Folge hat, dass zuverlässige Elektromobilität von einer robusten Stromversorgung abhängt. Darüber hinaus empfinden Fahrzeugnutzer ihre individuelle Mobilität als eingeschränkt, da Elektrofahrzeuge im Vergleich zu Fahrzeugen mit Verbrennungsmotor derzeit eine geringere Reichweite aufweisen und mehr Zeit zum Aufladen benötigen. In der vorliegenden Arbeit wird daher ein neuartiges Konzept sowie eine Softwareanwendung (Ladeassistent) vorgestellt, die den Nutzer beim Laden seines Elektrofahrzeuges unterstützt und dabei die Interessen aller beteiligten Akteure berücksichtigt. Dafür werden zunächst Gestaltungsmerkmale möglicher Softwarearchitekturen verglichen, um eine geeignete Struktur von Modulen und deren Verknüpfung zu definieren. Anschließend werden anhand realer Daten sowohl Energieverbrauchs- als auch Batteriemodelle entwickelt, verbessert und validiert, welche die Fahr- und Ladeeigenschaften von Elektrofahrzeugen abbilden. Die wichtigsten Beiträge dieser Arbeit resultieren aus der Entwicklung und Validierung der folgenden drei Kernkomponenten des Ladeassistenten. Als Erstes wird das individuelle Mobilitätsverhalten der Nutzer modelliert und anhand von aufgezeichneten und halbsynthetischen Fahrdaten von Elektrofahrzeugen ausgewertet. Insbesondere wird ein neuartiger, zweistufiger Clustering-Algorithmus entwickelt, um häufig besuchte Orte der Nutzer zu ermitteln. Anschließend werden Ensembles von Random-Forest-Modellen verwendet, um die nächsten Aufenthaltsorte und die dort typischen Parkzeiten vorherzusagen. Als Zweites wird gemischt-ganzzahlige stochastische Optimierung angewandt, um Ladestopps in einem zukünftigen Zeithorizont möglichst komfortabel und kostengünstig zu planen. Dabei wird ein graphenbasierter Algorithmus eingesetzt, um den Energiebedarf und die Eintrittswahrscheinlichkeit von Mobilitätsszenarien eines Elektrofahrzeugnutzers zu quantifizieren. Zur Validierung werden zwei alternative Ladestrategien definiert und mit dem vorgeschlagenen System verglichen. Als Drittes wird ein nichtlineares Optimierungsschema entwickelt, um vorhandene Zeit- und Energieflexibilität in Ladevorgängen von Elektrofahrzeugen zu nutzen. Die Integration eines detaillierten Batteriemodells ermöglicht eine genaue Quantifizierung der Kosteneinsparungen aufgrund einer geringeren Batteriealterung und dynamischer Stromtarife. Anhand von Daten aus realen Ladevorgängen von Elektrofahrzeugen können Einflüsse auf die Rentabilität von Vehicle-to-Grid-Anwendungen herausgearbeitet werden. Aus der Umsetzung des vorgestellten Ansatzes in einer realistischen Umgebung geht ein Architekturentwurf und ein Kommunikationskonzept für optimierungsbasierte intelligente Ladesysteme hervor. Dabei werden weitere Herausforderungen im Zusammenhang mit standardisierter Ladekommunikation, Eingriffen der Energieversorger und Nutzerakzeptanz aufgedeckt.

Effective planning and regulatory processes ensure orderly energy systems. Often, decisions are not made within mandated time frames or discrete consent processes are infrequent. Where multiple consent processes exist in sequence, a given delay may be compounded. These factors can negatively affect system costs and, ultimately, consumer welfare. This paper uses an Irish case study to quantify these effects utilising a power system model, which is a generation and transmission expansion modelling tool designed to determine optimal investments in generation and transmission infrastructures. We show that delays have meaningful impacts on electricity prices, system emissions, infrastructure investment and system operating costs. While impacts converge once all planning has been completed, deviations occur in the intervening period. Absent a delay, our case study shows that wholesale electricity prices are up to c.10% lower for a given year, while CO2 emissions are up to 3.4% lower. Efficient regulation is therefore important to maximise consumer welfare and minimise cumulative emissions. There is a clear case for undertaking an overarching review of the entire regulatory process, particularly the interface between processes.

Es erfolgt eine zunehmende Umstellung von fossilen stromproduzierenden Kraftwerken in Richtung nachhaltig produzierender erneuerbarer Kraftwerke. Gewisse erneuerbare Kraftwerke jedoch, bringen eine Volatilität mit sich, welche sich negativ auf das Netz auswirken, sowie den Netzwiederaufbau nach einem Störfall oder Blackout gefährden oder gar unmöglich machen, können. Das Ziel der vorliegenden Arbeit ist es, auf Grundlage der vorliegenden Daten die fossilen und erneuerbaren Kraftwerke, die es derzeit in Österreich gibt und welche davon im Falle eines Blackouts, ohne fremde Hilfe (ohne Strom aus dem Netz) das Netz wiederaufbauen könnten, zu ermitteln. Die Ergebnisse der methodisch- systematischen Datenerhebung fließen in eine Darstellung ein, welche es ermöglicht Österreich in mehrere Zonen, entsprechend einer Ampel (rot, orange grün), zu clustern.Dabei werden Bundesländer die sehr gut für den im Ernstfall notwendigen Inselaufbau ausgestattet sind, grün eingefärbt. Jene die Möglichkeiten besitzen und diese nur teilweise nutzen orange. Jene Bundesländer, die derzeit keine Möglichkeit haben, ohne fremde Hilfe ihr Netz wiederaufzubauen, werden rot eingefärbt. Man erkennt in Österreich ein deutliches Ost, West Gefälle, was einen Schwarzstart und nachfolgenden Inselaufbau betrifft. Sehr gut gerüstet ist Österreich im Westen, wo bedingt durch die Bergregionen, viele Speicherkraftwerke und Pumpspeicherkraftwerke zur Verfügung stehen, während es im Osten sogar ein Bundesland gibt in welchem kein Inselaufbau ohne fremde Hilfe möglich ist. Es handelt sich dabei um das Burgenland. Dieses Bundesland besitzt als einziges neben 14 Windparks lediglich 1 Biomasseheizkraftwerk. Um bei einem Schwarzfall und den damit einhergehenden Netzwiederaufbau nicht auf andere Bundesländer angewiesen zu sein, gilt als Handlungsempfehlung aus der Datenerhebung und Analyse für das Burgenland, dass die Errichtung eines eigenen schwarzstartfähigen thermischen Kraftwerkes geprüft werden sollte. Auf alle Fäll aber sollten mehrerer Großspeicher errichtet werden, um im Blackoutfall mit diesen, aus dem zuvor erzeugten und gespeicherten Windstrom, eine eigene kleine Insel aufbauen zu können., Katharina Kohlweiß, Masterarbeit Universität Klagenfurt 2022, in englischer Sprache

Um Klimaneutralität im Jahr 2050 zu erreichen, ist eine vollständige Substitution der fossilen Energieträger durch erneuerbare Energie erforderlich. Der Einsatz von klimafreundlichen Technologien in der Elektrizitätserzeugung sowie in den Sektoren Verkehr, Industrie, Haushalt, Gewerbe und Landwirtschaft ist unbedingt notwendig.Zur Analyse der Umsetzbarkeit verschiedener Technologien zur Erreichung der Klimaziele hinsichtlich Energie- und Flächenbedarf sowie Kosten wurde in dieser Arbeit ein auf beliebige Regionen anwendbares Modell entwickelt. Der Fokus lag dabei am Straßenverkehrssektor, der in drei Zukunftsszenarien betrachtet wurde, um den zukünftigen Strombedarf verschiedener Bestandsentwicklungen im Verkehr zu berechnen. Des Weiteren wurde ein möglicher Weg zur vollständigen Umstellung der industriellen Energiebereitstellung sowie des Haushalts- und Gewerbesektors auf erneuerbare Energien untersucht, woraus der künftige Elektrizitätsbedarf in diesen Sektoren berechnet wurde. Durch die Überlagerung von sektorenspezifischen Lastprofilen konnte der Systemlastgang der betrachteten Region ermittelt werden. Aus der Berechnung des jährlichen Elektrizitätsbedarfs konnte der notwendige Ausbau an erneuerbaren Erzeugern mit den jeweiligen Einspeiseprofilen ermittelt werden. Eine anschließende Gegenüberstellung des gesamten Erzeugungsprofils und des Systemlastgangs der Verbraucher erlaubte eine Untersuchung der Residuallast und damit des lang- sowie kurzfristigen Flexibilitätsbedarfs (Speicherbedarf) des Stromnetzes. Die Anwendung der entwickelten Methodik erfolgte in dieser Arbeit am Beispiel von Österreich, EU, USA, China und Japan. Für Österreich ergibt sich auf Basis der Modellberechnungen in den untersuchten Szenarien ein jährlicher inländischer Gesamtstrombedarf von 114 TWh (Szenario „E-Fuel“), 127 TWh (Szenario „50:50“) und 143 TWh (Szenario „100% BEV“). Bei Betrachtung der untersuchten Ausbauszenarien ergibt sich je nach Mobilitätsszenario eine notwendige installierte Leistung regenerativer Stromerzeuger von 55 bis 83 GW. In der Berechnung des Flächenbedarfs für den Ausbau Erneuerbarer Erzeuger und die Stromspeicherung ergibt sich je nach Mobilitätsszenario eine zusätzlich benötigte Fläche in Österreich von zwischen 1.800 und 2.500 km2. Für die Erzeugung synthetischer Kraftstoffe für Österreich in Marokko wären in den Szenarien „50:50“ und „E-Fuel“ PV-Kapazitäten von 31 bzw. 55 GW und damit Flächen von 440 bzw. 770 km2 notwendig. Die Kosten für den inländischen Ausbau Erneuerbarer Energien, die Errichtung und den Betrieb des Speichers in Österreich und die Gestehungskosten synthetischer Kraftstoffe belaufen sich auf 9 („E-Fuel“), 7 („50:50“) und 4,5 („100% BEV“) Mrd. Euro pro Jahr im Zeitraum bis 2050 (exkl. Netzerweiterungskosten)., To achieve climate neutrality in 2050, a complete substitution of fossil energy sources by renewable energy is required. The use of climate-friendly technologies in electricity generation as well as in the transport, industry, household, commercial and agricultural sectors is absolutely necessary.To analyze the feasibility of different technologies to achieve climate goals in terms of energy and land requirements and costs, a model applicable to any region was developed in this work. The focus was on the road transport sector, which was considered in three future scenarios in order to calculate the future electricity demand of different stock developments in transport. Furthermore, a possible pathway for the complete conversion of the industrial energy supply as well as the household and commercial sector to renewable energies was investigated, from which the future electricity demand in these sectors was calculated. By superimposing sector-specific load profiles, it was possible to determine the system load profile of the region under consideration. From the calculation of the annual electricity demand, the necessary expansion of renewable generators with the respective feed-in profiles could be determined. A subsequent comparison of the entire generation profile and the system load profile allowed an investigation of the residual load and thus the long-term and short-term flexibility requirements (storage requirements) of the power grid. The application of the developed methodology was carried out in this work using Austria, the EU, the USA, China and Japan as examples. Based on the model calculations, the total annual domestic electricity demand for Austria in the scenarios examined is 114 TWh (Scenario "E-fuel"), 127 TWh (Scenario "50:50") and 143 TWh (Scenario "100% BEV"). Considering the studied expansion scenarios, the required installed capacity of renewable electricity generators ranges from 55 to 83 GW, depending on the mobility scenario. In the calculation of the area required for the expansion of renewable generators and electricity storage, the additional area required in Austria is between 1,800 and 2,500 km2 , depending on the mobility scenario. To produce synthetic fuels for Austria in Morocco, an installed PV capacity of 31 and 55 GW and thus areas of 440 and 770 km2 would be required in the "50:50" and "E-Fuel" scenarios, respectively. The costs for the domestic expansion of renewable energies, the construction and operation of the storage facility in Austria and the production costs of synthetic fuels amount to 9 ("E-Fuel"), 7 ("50:50") and 4.5 ("100% BEV”) billion euros per year in the period up to 2050 (excluding grid expansion costs).

Das vorliegende Projekt als Keimzelle bzw. Vorstudie für weitergehende Forschungen und Entwicklungen mit dem Fokus der Digitalisierung zur Energiewende hat die Aufgabe, die wesentlichen Möglichkeiten von digitalen Systemen und Diensten im Rahmen der Energiewende wissenschaftlich zu strukturieren. Es soll eine Evaluierung von Rahmenbedingungen, Akteuren, Themenfeldern und von bereits laufenden Aktivitäten im Rahmen dieser Vorstudie stattfinden und darauf aufbauend eine Forschungsagenda für NRW zum Themengebiet der Digitalisierung zur Energiesystemtransformation erarbeitet werden. Der Bezug zu NRW bezieht sich auf die vorhandene oder auszubauende Kompetenz in den Bereichen Wissenschaft und Industrie in NRW.

[Zusammenfassung - Einleitung] Die auf europäischer Ebene, in Deutschland als auch in vielen Bundesländern, Städten, Gemeinden, Quartieren und kleineren Einheiten vereinbarten Ziele zu Klimaneutralität, Dekarbonisierung, Teilhabe und andere führen zu einer Vollversorgung mit erneuerbaren Energien ("100% EE"), da weder fossile noch fissil-atomare Technologien ökologisch wie ökonomisch tragfähige Lösungen sind. Jedoch stellt sich die Frage der Ausgestaltung der Vollversorgung mit Erneuerbaren: Insb. sind die Vorteile eines vom bisherigen System abweichenden, dezentralen Planungsansatzes zu berücksichtigen, welcher absehbare Netzengpässe einkalkuliert und stärker auf lastnahe Erzeugung bzw. auch Bürgerbeteiligung an Erzeugung und Verbrauch ("Prosumage") setzt. Wie verändert sich der Erzeugungsmix in solchen Szenarien? Und welche Kostenunterschiede hätte ein dezentrales, auf 100% Erneuerbaren basiertes Energiesystem im Vergleich mit einem zentral angelegten, in welchem Netzengpässe bei der Standortwahl für Erzeugungs- oder Flexibilitätskonzepte keine Rolle spielen? Und ist der dezentrale Ansatz überhaupt wesentlich teurer als das traditionelle System? Zur Beantwortung dieser Fragen werden in dieser Studie Szenarien in Bezug auf erneuerbare Energien (EE)-Zubaumengen, regionale Ausgestaltung sowie die Interdependenz mit dem Netzausbaubedarf miteinander verglichen. Dabei werden modellbasierte Szenarien entwickelt, bei denen die Netzausbaukosten explizit berücksichtigt werden; darüber hinaus werden unterschiedliche Grade an dezentraler Energieerzeugung und -speicherung miteinander verglichen. [...] Studie in Kooperation mit der 100 Prozent Erneuerbar Stiftung.

Die geopolitische Bedeutung von Strom wird unterschätzt, obwohl Stromnetze Räume konstituieren. Sie etablieren neue Einflusskanäle und Macht­sphären in politischen Gemeinwesen und über sie hinaus. Im Kontinentalraum Europa-Asien treffen Verbundnetze und Interkonnektoren, also grenzüberschreitende Übertragungsnetzverbindungen, aufeinander. Interkonnektoren markieren neue, teilweise konkurrierende Integrationsvektoren, die Verbundnetze transzendieren. Dabei ist die Zugehörigkeit zum europäischen Netzverbund attraktiv, denn synchrone Netze sind Schicksalsgemeinschaften, in denen Sicherheit und Wohlfahrt geteilt werden. Deutschland und die EU müssen eine Strom-Außenpolitik entwickeln, um das europäische Stromnetz zu optimieren und modernisieren, zu verstärken und zu erweitern. Vor allem aber sind Deutschland und die EU gefordert, Interkonnektivität über das eigene Verbundnetz hinaus mitzugestalten. Chinas Strategie, mit seiner Belt and Road Initiative Infrastrukturen auf das Reich der Mitte auszurichten, wird auch beim Strom immer offensichtlicher. Dabei setzt Peking Standards und Normen und baut seine strategische Reichweite auch zum Vorteil der eigenen Wirtschaft aus. In der östlichen EU-Nachbarschaft dominiert die Geopolitik seit dem Ende des Ost-West-Konflikts die Konfiguration der Stromnetze. Eine Integrationskonkurrenz zwischen der EU und Russland ist unübersehbar. Das östliche Mittelmeer, der Kaspische Raum und Zentralasien wandeln sich von Peripherien in neue Verbindungsräume. Dort konkurrieren die EU, China, Russland und jenseits des Schwarzen Meeres auch Iran und die Türkei um Einfluss bei der Neukonfiguration der Stromnetze. (Autorenreferat)

A volatile energy supply combined with rising demands for power quality poses new challenges to a sustainable and cost efficient manufacturing. Therefore, industrial facilities tend to transform its energy supply infrastructure more and more from a consumer only to a smart micro grid. Onsite energy production, highly dynamic energy consumption, as well as an increasingly complex interface to the energy system require an advanced onsite grid and energy sensitive production management. This paper presents a concept of an industrial DC Micro Grid with real time grid management. The results of the system implementation within a pressure die-casting production system show an increase in energy flexibility while securing power quality and reducing energy supply infrastructure. The key to the system operation is a decentralized control using the net voltage as a control value to balance energy demand and supply.

This paper analyses how people's attitudes towards onshore wind power and overhead transmission lines affect the costoptimal development of electricity generation mixes, under a high renewable energy policy. For that purpose, we use a power systems generation and transmission expansion planning model, combined with information on public attitudes towards energy infrastructure on the island of Ireland. Overall, households have a positive attitude towards onshore wind power but their willingness to accept wind farms near their homes tends to be low. Opposition to overhead transmission lines is even greater. This can lead to a substantial increase in the costs of expanding the power system. In the Irish case, costs escalate by more than 4.3% when public opposition is factored into the constrained optimisation of power generation and grid expansion planning across the island. This is mainly driven by the compounded effects of higher capacity investments in more expensive technologies such as offshore wind and solar photovoltaic to compensate for lower levels of onshore wind generation and grid reinforcements. The results also reveal the effect of public opposition on the value of onshore wind, via shadow prices. The higher the level of public opposition, the higher the shadow value of onshore wind. And, this starkly differs across regions: regions with more wind resource or closest to major demand centres have the highest shadow prices. The shadow costs can guide policy makers when designing incentive mechanisms to garner public support for onshore wind installations.

Dieser Bericht greift mit der output-orientierten Regulierung (OOR) eine aktuelle Entwicklung in der Regulierungspraxis auf, die insbesondere durch die Energiewende an Relevanz gewinnt. Ziel der OOR ist die gezielte Beanreizung vorgegebener Leistungsziele (Outputs), die im Rahmen einer ansonsten vorwiegend auf Kosteneffizienz ausgerichteten Anreizregulierung nicht im gesellschaftlich erwünschten Maße gefördert werden. Dabei ersetzt OOR nicht die bestehende Erlösobergrenze der Anreizregulierung, sondern ergänzt diese um Erlöselemente (wie Bonus/Malus-Zahlungen), die an das Erreichen regulatorisch vorgegebener Outputziele gekoppelt sind. In der zu Grunde liegenden Studie wurden die zentralen ökonomischen Gründe für den Einsatz output-orientierter Regulierungsinstrumente erörtert sowie konkrete Anwendungsbereiche für die Regulierung von Stromnetzbetreibern aufgezeigt und diskutiert. Dabei stehen drei Begründungen für OOR im Vordergrund: 1. value creation, 2. Whole System Approach, und 3. kostenseitige Verzerrung und Risiko. Häufig lassen sich die Begründungen auf externe Effekte zurückführen, die mittels OOR internalisiert werden können. Dabei ist die konkrete Umsetzung jedoch je nach Anwendungsbereich mit Herausforderungen verbunden, die im Rahmen der Untersuchung nur angedeutet werden konnten und einer tiefer gehenden Analyse bedürfen.

Im Zuge einer erfolgreichen Energiewende, die als Maßnahme gegen den fortschreitenden Klimawandel unumgänglich ist, bedarf es einer ressourcenschonenden, emissionsfreien Energieversorgung. Dafür sind neue Technologien und innovative Ansätze im Bereich der Ingenieurwissenschaften in enger Zusammenarbeit von Industrie, Universitäten und Hochschulen erforderlich. Die Idee für die „Hamburger Beiträge zum Technischen Klimaschutz“ entstand Mitte des Jahres 2018. In dem jährlich erscheinenden Sammelband sollen gemeinsam mit unseren Industriepartnern die Fortschritte im Bereich des technischen Klimaschutzes in der Metropolregion Hamburg einem breiten Publikum zugänglich gemacht werden. Der zweite Band der Publikationsreihe widmet sich insbesondere der Darstellung der drei leitungsgebundenen Energiesektoren Strom, Gas und Wärme. Dazu werden die Netzinfrastrukturen, wichtige Speicher- und Wandlungstechnologien sowie künftig daraus entstehenden Anforderungen und Chancen für das Energiesystem im Zuge integrierter Netze und Sektorenkopplung thematisiert. Die Beiträge sind dazu den folgenden fünf Kapiteln zugeordnet: 1. Netzstrukturen in Energieversorgungssystemen 2. Künftige Anforderungen an Energieversorgungsnetze 3. Derzeitige und zukünftige Speichertechnologien 4. Technologien zur Wandlung von Energieträgern 5. Sektorenkopplung in integrierten Energiesystemen

Die Stromnetzbetreiber in Deutschland müssen in den nächsten Jahren in erheblichem Umfang in die Netzinfrastruktur investieren. Dies ist zum einen durch die Umsetzung der Energiewende bedingt, zum anderen besteht großer Erneuerungsbedarf bei veralteten Anlagen. Die 2009 im Zuge der Liberalisierung des Strommarkts eingeführte Anreizregulierung, die die Netzbetreiber zu effizienterer Bereitstellung anhalten soll, steht nun im Verdacht, investitionshemmend zu wirken. Doch welche Probleme ergeben sich hier im Einzelnen und wie lassen sie sich lösen? The earnings of power grid operators in Germany are determined by an incentive regulation scheme in order to achieve efficient grid operation. As the scheme is focused on static efficiency gains, there is concern that incentive regulation may hinder investments which will be crucial for the success of Germany's energy transition. This paper explores possible causes for grid operators reluctance to invest under an incentive regulation regime and shows avenues to overcome these problems while also pointing out associated drawbacks and limitations.

Die mit Industrie4.0 einhergehende digitale Vernetzung automatisierter Anlagen gestattet die Erfassung großer Datenmengen. Durch die gemäß dem Moore'schen Gesetz enorm gestiegenen verfügbaren Rechen- und Speicherleistungen können die in den Daten enthaltenen Merkmale sowie Muster - und damit das Wissen über Prozess- und Maschinenzustände - mit Künstlicher Intelligenz (KI) in neuer Form verarbeitet werden. In den riesigen Datenmengen lagert der ""digitale Goldstaub"". Er wird jedoch erst als digitales Gold in innovativen Wertschöpfungsprozessen nutzbar, wenn es einerseits gelingt, die einzelnen ""Körnchen"" mit Methoden der intelligenten Datenanalyse und dem maschinellen Lernen zusammenzuführen und andererseits das domänenspezifische Wissen über Produktionsprozesse effizient in automatisierten Anlagen zu nutzen.

The demand for smart grid and smart home applications has raised the recent interest in power line communication (PLC) technologies, and has driven a broad set of deep surveys in low-voltage (LV) power line channels. This book proposes a set of novel approaches, to characterize and to emulate LV power line channels in the frequency range from0.15to 10 MHz, which closes gaps between the traditional narrowband (up to 500 kHz) and broadband (above1.8 MHz) ranges.

In der vorliegenden Metastudie werden die Auswirkungen einer verstärkten Durchdringung von Elektrofahrzeugen auf das Hamburger Stromnetz (die Auslastung der Umspannwerke) untersucht. Hierbei liegt ein besonderer Fokus auf der Umstellung der Bus-Flotten der Unternehmen Hamburger Hochbahn AG (HOCHBAHN) und Verkehrsbetriebe Hamburg-Holstein GmbH (VHH). Ziel des ersten Teils der Metastudie ist die Ermittlung künftiger Anforderungen an die Netzentwicklung durch die Umstellung der Busse (ÖPNV), sowie der Gewerbe- und Privatfahrzeuge auf Elektrofahrzeuge für das vorstehend definierte Gebiet. Zunächst wurde ein politisch abgestimmter Elektrofahrzeug-Hochlauf für die Jahre 2020, 2025 und 2030 definiert und ein Korridor um ±30 % abweichend vom definierten Hochlauf aufgespannt. Anschließend wurden zur Verteilung der Fahrzeuge auf die Hamburger Umspannwerke sektorspezifische Verteilungsschlüssel entwickelt und sektorspezifische Tageslastgänge festgelegt. Die durch Ladevorgänge von Elektrofahrzeugen entstehenden Spitzenlasten wurden sowohl für ganz Hamburg, als auch für die einzelnen Umspannwerke auf der Mittelspannungsebene ermittelt. Ein Vergleich der Spitzenlasten mit den aktuellen Umspannwerksreserven veranschaulicht, welche Umspannwerke durch eine höhere Marktdurchdringung von Elektrofahrzeugen besonders belastet werden. Die Betrachtung zeigt, dass abhängig vom Szenario im Jahr 2030 in drei bis fünf Umspannwerken die aktuellen Reserven zu Spitzenlastzeiten überschritten werden. Dabei wird jedoch von ungesteuertem Laden ausgegangen, sodass hier noch eine potentielle Entschärfung durch ein Lademanagement zu erschließen ist. Der zweite Teil beinhaltet eine Analyse der Auswirkungen auf die Energieversorgungsnetze und die Sicherstellung des Busbetriebs bei einer Umstellung der Bus-Flotten auf Elektrobusse in Hamburg. Hierbei wurden verschiedene Faktoren zur Ermittlung der maximalen Anschlusskapazitäten der einzelnen Busbetriebshöfe modelliert. Es wurden die Tageslastgänge der einzelnen Busbetriebshöfe erstellt und die Anschlusskapazitäten ermittelt. Der jährliche Gesamtenergiebedarf aller Busbetriebshöfe der HOCHBAHN beläuft sich auf ca. 132 GWh. Bei der VHH beläuft sich der Gesamtenergiebedarf auf ca. 49 GWh. Für die Busbetriebshöfe wurde die benötigte Spannungsebene ermittelt. Von den neun Busbetriebshöfen im Gebiet der Stromnetz Hamburg GmbH benötigt nur der Busbetriebshof Gleisdreieck einen Hochspannungsanschluss, während die anderen acht an die Mittelspannungsebene angeschlossen werden können. Weiterhin wurde mit den modellierten Zuweisungsalgorithmen betrachtet, wie groß die Batteriekapazitäten theoretisch sein müssten, um die zugewiesenen Umläufe sicher bedienen zu können. Außerdem wurde untersucht, wie sich das Laden der Elektrobusse auf die verfügbare Standzeit auf den Busbetriebshöfen auswirkt. Zuletzt wurde die Entwicklung der benötigten Anschlusskapazitäten betrachtet, wenn sukzessive Elektrobusse durch Wasserstoffbusse ersetzt werden. Hier zeigt sich, dass wenn der Wasserstoff auf dem Busbetriebshof erzeugt wird, sich die notwendige Anschlussleistung erhöht. Bei einer Anlieferung des Wasserstoffs kann die Anschlussleistung hingegen stark reduziert werden. Abschließend wurden für die Projektpartner Stromnetz Hamburg GmbH, Hamburger Hochbahn AG und Verkehrsbetriebe Hamburg-Holstein Handlungsempfehlungen basierend auf den in der Metastudie ermittelten Ergebnissen formuliert.

Die energetische Versorgung der Produktion mit Gleichspannung bietet Chancen hinsichtlich einer höheren Energieeffizienz und einer besseren Einbindung regenerativer Energien bei gleichzeitig robuster Energieversorgung. Neben den technologischen Herausforderungen bei der Entwicklung von Gerätetechnik ist ein intelligentes Netzmanagement, welches den Lastfluss zwischen den Teilnehmern regelt, entscheidend. Ein dezentrales Netzmanagement auf Basis eines DCBus Signalings unterstützt ein skalierbares, modulares Netz. Auf Basis einer simulativen Analyse kann gezeigt werden, dass eine ausreichende Netzstabilität gewährleistet ist und gleichzeitig eine Möglichkeit zur Optimierung der Betriebsführung ohne zusätzliche Kommunikationseinrichtungen geschaffen wird.

Das traditionelle deutsche Stromnetz befindet sich im Wandel. Intelligente, vernetzte Steuerungssysteme sollen traditionelle, lokale Steuerungssysteme ersetzen, um verschiedene Herausforderungen in der Netzsteuerung zu kompensieren. Hieraus entstehen neue Anforderungen an die Informationssicherheit von Energieverteilnetzen. Im Forschungsprojekt „Systemsicherheit von Energieversorgungsnetzen bei Einbindung von Informations- und Kommunikationstechnologien“ (SEnCom) wurde deshalb die Informationssicherheit in Energieverteilnetzen der nahen Zukunft untersucht, um mögliche Defizite aufzudecken und Gegenmaßnahmen zu erarbeiten. Diese Veröffentlichung stellt eine Bedrohungsanalyse für dezentrale Standorte in Energieverteilnetzen vor und gibt den Stand der Technik hinsichtlich der Informationssicherheit mit Hilfe bestehender Standards wieder. Auf dieser Basis werden ausgewählte Gegenmaßnahmen für entdeckte Bedrohungen erläutert. Energienetzakteure sollen ermutigt werden, proaktiver mit dem Thema der Informationssicherheit umzugehen.

Die globale Nutzung der erneuerbaren Energien hat in den letzten Jahren stetig zugenommen. Der Beitrag gibt einen Überblick zur Entwicklung und zur globalen Nutzung erneuerbarer Energien für die weltweite Stromerzeugung.

Die Einspeisung ungeregelter regenerativer Energien - wie Strom aus Windkraft und Photovoltaik - erzeugt starke Schwankungen im Netz. Um diese Schwankungen auszugleichen, die Stabilität des Netzes sicherzustellen und Windkraftanlagen vor Abschaltungen zu bewahren, müssen nach einer Netzstudie der Deutschen Energie-Agentur (Dena) bis zu 20 % Reserve- und Regelleistung vorgehalten werden [Dena, 2005]. Der Reserve- und Regelleistungsbedarf wird in Zukunft überproportional steigen, da einerseits Ausgleichseffekte zwischen den Windparks geringer ausfallen dürften und zugleich immer weniger konventionelle Kraftwerkskapazität zum Ausgleich zur Verfügung steht. In der Praxis können nur 5 bis 7 % (Tendenz fallend) der installierten Windenergieleistung als "sicher" eingestuft werden. Während heute das Verhältnis von "fluktuierender" Energieleistung (Wind, Sonne) zu regelbarer Leistung etwa 1 zu 6 beträgt, wird sich dieses Verhältnis bis 2030 fast auf 1 zu 1 angenähert haben. 2050 könnte sich das Verhältnis nach der Leitstudie 2007 des Bundesumweltministeriums (BMU) bis auf 1 zu 0,5 umgekehrt haben (vgl. Abb. 1) [Nitsch, 2007]. Um den prognostizierten Ausbau regenerativer Energie bei gleichzeitig hoher Sicherheit und Verfügbarkeit des deutschen Stromnetzes realisieren zu können, werden künftig vermehrt Stromspeicher im Netz notwendig sein. Diese können beispielsweise sowohl bei zu hoher Windleistung Energie speichern, als auch bei Windflaute wieder ins Netz einspeisen. Da der Ausbau von Pumpspeicherkapazitäten weder regional noch national in großem Umfang möglich ist, werden neue, von der Topologie unabhängige Speichersysteme notwendig sein.

Der Beitrag befasst sich mit der Rolle, die »smarte« Technologien im Rahmen der Energiewende einnehmen können, vergleicht die Smart-Grid-Anwendungen einiger europäischer Länder und zeigt die Grenzen eines intelligenten Netzes auf.

Die starke Integration von volatilen, erneuerbaren, dezentralen Erzeugungsanlagen in das Stromnetz, kann das elektrische System an seine Grenzen bringen. Durch Kopplung vorhandener Infrastrukturen (Strom-, Gas-, Fernw��rmenetz) kann einerseits eine Entlastung des Stromsystems erreicht werden. Andererseits kann eine Reduktion des Prim��renergiebedarfs f��r den Strom- und W��rmebedarf erm��glicht werden. Zus��tzlich stellen Speicher ein probates Mittel zum Energie- und Leistungsausgleich zwischen volatiler, erneuerbarer Erzeugung und dem Verbrauch dar. Diese beiden Ans��tze sollen in einer Modellregion, die die ��sterreichischen Geb��ude-, Wohnverh��ltnisse und Energieinfrastrukturmerkmale abbildet, untersucht werden. Das Ziel dieser Arbeit besteht in der optimalen Platzierung und dem optimalen Betrieb von Speicher- und Umwandlungstechnologien. Daf��r werden in dieser Arbeit folgende Punkte ber��cksichtigt bzw. erarbeitet: *) Die Modellierung von Strom-, Gas- und Fernw��rmenetzen wird so gestaltet, dass sie den in ��sterreich ��blichen Strukturen entsprechen. F��r das Stromnetz wird die Direct Current Load Flow (DCLF)-Berechnung (lineare LF-Berechnung) verwendet. F��r die Massenstr��mungsnetze (Gas, Fernw��rme) erfolgt die Netzdarstellung so, dass damit ebenso die (DCLF)-Methode angewandt werden kann. Die lineare Lastflussberechnung hat den Nachteil, dass Netzverluste nicht direkt ber��cksichtigt werden k��nnen. Dies wird in der vorliegenden Arbeit mit einer zus��tzlichen Linearisierung der Verluste gel��st. *) Basierend auf statistischen Parametern wird jedem einzelnen Geb��ude in der Modellregion ein Geb��udetyp (Ein-, Zwei-, Mehrfamilienh��user, Wohnanlagen und Landwirtschaft) und ein Errichtungsjahr zugeordnet. Die verschiedenen Geb��udetypen werden in der Region so angeordnet, dass damit st��dtische und l��ndliche Gebiete repr��sentiert werden (z.B. aufgrund der Leitungsl��ngen und Lastdichten). *) Realistische Verbrauchskurven werden erreicht, indem f��r jedes Geb��ude ein individuelles, elektrisches und thermisches Lastprofil erzeugt wird, das auf statistischen Verbrauchsparametern basiert. *) F��r die Produktion wird das maximale Photovoltaik (PV)-Potential der Dachfl��chen und das maximale Biomassepotenzial in der Modellregion ermittelt und f��r die Optimierung herangezogen. Die optimale Platzierung und der optimale Betrieb der Speicher- und Umwandlungstechnologien wird mittels einj��hrigem Betrachtungszeitraum ermittelt. Dadurch k��nnen Langzeit- (saisonaler Ausgleich) und Kurzzeiteffekte (Tagesausgleich) gleicherma��en be- r��cksichtigt werden. F��r die Umsetzung der Ganzjahressimulation werden drei repr��sen- tative Wochen (Sommer, Winter und ��bergangszeit) generiert und in der Optimierung verwendet. Die untersuchten Szenarien sind so gestaltet, dass drei Grundf��lle ber��cksichtigt werden: *) "technische"-Sicht: es werden nur die technischen Limitierungen betrachtet und der Speicher- und Umwandlungstechnologiebedarf aufgrund dieser Limitierungen ermittelt (z.B. thermische Leitungsgrenzstr��me, maximale Transformatorauslastung). *) "gesamte Region": hierbei werden zus��tzlich zu den technischen Limitierungen Kosten und Erl��se f��r den Energieimport bzw. -export am Bilanzknoten einbezogen. *) "nachhaltige Region": dieser Grundfall ist mit jenem der "gesamten Region" vergleichbar. Einzig die Kosten f��r Energiebez��ge sind um den Faktor 100 erh��ht. Dadurch soll der gesamte Energiebezug durch die Optimierung minimiert werden, damit ein Maximum der regenerativ erzeugten Energie verwendet wird, die innerhalb der Modellregion erzeugt wird. Insgesamt werden 31 Szenarien untersucht. Diese Szenarienvariationen werden durch Ab��nderung verschiedener Parameter generiert. Die ge��nderten Parameter sind zum Beispiel: Kosten von Speichern oder Umwandlungstechnologien oder Ber��cksichtigung/ Variation von technischen Limitierungen (z.B. thermischer Grenzstrom von Leitungen, maximale Trafoauslastung). Szenarien, in denen Ergebnisse einen besonderen Einfluss auf das elektrische Energiesystem haben, werden hochgerechnet. Dabei werden die energetischen und leistungsm����igen Charakteristika der Modellregion mit dem Einwohnerverh��ltnis (zwischen ��sterreich und der Modellregion) auf die Gr����e von ��sterreich skaliert und Auswirkungen auf das ��sterreichische Elektroenergiesystem ermittelt., The strong integration of volatile, renewable, decentralized production into the electricity grid, can bring the electrical system to its limits. On the one hand, by coupling existing infrastructures (electric-, gas-, district heating-networks), relief on the electrical system can be achieved. On the other hand, a reduction in the primary energy demand for the electricity and heating demand can be realised. In addition, storages provide an effective option to balance energy and power between the volatile, renewable production and consumption. These two approaches are investigated in a region, which is modelled in a way to represent the Austrian building-, living- and energy infrastructure-characteristics. Alternatively this region is called "model region". The goal of this work is the optimal placement and optimal operation of storage and conversion technologies. Therefore in this work the following parts are taken into account or are elaborated: *) The modelling of electric-, gas- and district heating-networks will be designed in a way so that they represent commonly used structures in Austria. For the electricity grid the Direct Current Load Flow (DCLF)-calculation is used, for mass flow networks (gas, district heating), the network representation is carried out in a way so that the (DCLF) method can be applied too. The linear load flow calculation has the disadvantage in that power losses cannot be considered directly; this problem is solved in this work with an additional linearisation of the losses. *) Based on statistical parameters each individual building is assigned to a building type (single-, double-, multi-family houses, apartment buildings and agriculture) and a construction year. The different building types are located within the region in a way that the structure represents an urban and rural area (e.g. line lengths and load densities). *) Realistically load profiles are achieved by an individual, annual, electrical and thermal load profile generation for each building, these profile generations are based on statistical parameters. *) For the production, the maximum roof Photovoltaic (PV)-potential and biomass-potential in the model region is determined and used in the optimisation. The placement and operation of the storage- and conversion-technologies will be optimised for a one year period. As a result, long-term (seasonal balancing) and short-term effects (daily balancing) are considered. For the implementation of a whole year simulation, three representative weeks (summer, winter and transitional period) are generated and used in the optimisation. The investigated scenarios are designed in a way, that three basic cases are considered: *) "technical"-case: only the technical limitations are considered and the storage- and conversion technology-demands are determined according these technical limitations. *) "whole region": in addition to the technical limitations, costs and revenues for the energy import or export at the slack node are considered. *) "ecological region": this case is similar to the "whole region". Only the energy import costs are increased by a factor of 100. The aim is, that the optimisation shall minimise energy imports and maximise the usage of the renewable produce energy within the region. A total of 31 scenarios are examined. These scenario variations are generated by changing various parameters. For example, the modified parameters are: costs of storage- or conversion-technologies, or consideration/variation of technical limitations (e.g. thermal line currents, maximum transformer loads). For those scenarios where the results have an particular influence at the electrical power system, results are up-scaled. Therefore the population ratio (between Austria and the model region) is used and energetic and power characteristics of the model region are scaled to the size of Austria and the impact on the Austrian electrical power system is determined.

Electricity markets depend on upstream energy markets to supply the fuels needed for generation. Since these markets rely on networks, congestion in one can quickly produce changes in another. In this paper we develop a combined partial equilibrium market model which includes the interactions of natural gas and electricity networks. We apply the model to a stylized representation of Europe’s electricity and natural gas markets to illustrate the upstream and downstream feedback effects which are not obvious on first sight. We find that both congestion and loop-flow effects in electricity markets impact prices and quantities in markets located far from the initial cause of the market changes.

Das Stromsystem wandelt sich und neue technische Möglichkeiten erlauben neue Geschäftsmodelle. Die Verknüpfung kleiner, dezentraler Speicher ermöglicht dabei neue Kooperationsformen. So sind die Kunden zunehmend in der Lage, ihre eigene Energieinfrastruktur mit anderen zu teilen, wenn sie nicht vollständig gebraucht wird. Das haben inzwischen einige findige Unternehmen zur Entwicklung von Dienstleistungsmodellen genutzt, die erhebliches Veränderungspotenzial haben, nicht nur für die Stromrechnung der Teilnehmer.

This paper develops a multi-country multi-sector general equilibrium model, integrating high-frequency electricity dispatch and trade decisions, to study the e ects of electricity transmission infrastructure (TI) expansion and re- newable energy (RE) penetration in Europe for gains from trade and carbon dioxide emissions in the power sector. TI can bene t or degrade environ- mental outcomes, depending on RE penetration: it complements emissions abatement by mitigating dispatch problems associated with volatile and spa- tially dispersed RE but also promotes higher average generation from low- cost coal if RE production is too low. Against the backdrop of European decarbonization and planned TI expansion, we nd that emissions increase for current and targeted year-2020 levels of RE production and decrease for year-2030 targets. Enhanced TI yields sizeable gains from trade that de- pend positively on RE penetration, without creating large adverse impacts on regional equity.

Informationstechnologie und wie die Energiewirtschaft sie einsetzt wird einer der Schlüssel dazu sein, wie schnell und in welcher Weise sich die Struktur unseres Energiesystems verändert. Die Politik gibt zwar die Randbedingungen vor, jedoch entscheiden heute immer mehr die Funktionalität und die Verbreitung von Software, was in unserem Energiesystem möglich ist und was nicht. Strom wird immer gebraucht und produziert, jedoch, wie er am geschicktesten verteilt wird hängt nicht zuletzt von der Software ab.

Der Sinn eines Managementsystems besteht darin, Abläufe systematisch und gleichbleibend verlässlich zu gestalten. Es sollen Verbesserungspotentiale erschlossen werden, um Verbesserungen vorzunehmen und nachweisbar zu erreichen. Viele Organisationen betreiben mittlerweile Managementsysteme. In Europa haben ca. 8.000 Unternehmen ein zertifiziertes Informationssicherheitsmanagementsystem in Betrieb. Viele Unternehmen haben das Problem, die Effektivität des Systems plausibel und nachvollziehbar bewerten zu können. In dieser Ausarbeitung wird ein Vorgehensmodell präsentiert, das mit der gebotenen Einfachheit und der notwendigen Fundierung ein stringentes Verfahren zur Bewertung der Wirksamkeit des Managementsystems und der Informationssicherheitsleistung bietet. Wesentliche Erfolgsfaktoren bei der Konzeptionierung des Verfahrens waren die Prozessorientierung, der Goal-Question-Metric-Ansatz und die konsequente Ausrichtung an der Norm ISO/IEC 27001. The meaning of a management system is to establish systematic and continuous reliable procedures. Potential for improvement should be identified to realize improvement and to achieve evidence for them. Meanwhile, many organizations operate management systems. In Europe, around 8,000 companies run a certified information security management system. Several companies struggle with the requirement to evaluate the effectiveness of the system plausible and traceable. In this elaboration a process model is presented which offers a rigorous approach for evaluating the effectiveness of the management system and the performance of information security. Process approach, goal question metric and strict adjustment to the standard ISO/IEC 27001 have been important success factors for the planning of the method.

Redaktionelle Einleitung der Rubrik Photovoltaik.

Ein bei allen Tagungen der Energiewirtschaft im Moment viel diskutiertes Thema ist das sogenannte "Smart Grid" und seine vielfältigen Möglichkeiten und Chancen für die Branche. Allerdings gibt es viele verschiedene Interpretationen dieses Begriffes, die von der Ausrüstung der Haushalte mit sogenannten intelligenten Zählern bis zur Ausgestaltung des Stromnetzes als komplexes System für die Organisation der Stromverteilung reichen. Dabei ist heute schon vieles technisch möglich, worüber erst ganz allmählich diskutiert wird.

Aktuell wird ein neues Strommarktdesign, die ökonomische Ausgestaltung der Energiewende, parlamentarisch diskutiert. Vor dem Hintergrund dieser Veränderungen hinterfragt Maximilian Faltlhauser, Geschäftsführer der Faltlhauser Energie GmbH, München, die Lösungsansätze aus dem Weißbuch des Bundeswirtschaftsministeriums.

Das deutsche Energiesystem befindet sich gegenwärtig mitten in einem Umbruchprozess historischen Ausmaßes. Dies bedeutet, dass sich die Anforderungen drastisch ändern, die an die Stromnetze gestellt werden müssen. Daraus erwächst ein erheblicher Handlungsdruck, die Netze aus- bzw. umzubauen sowie neue Betriebskonzepte zu entwickeln, damit eine zuverlässige und sichere Stromversorgung auch weiterhin gewährleistet werden kann. Für die zukünftige Entwicklung der Stromnetze existiert ein beträchtlicher Gestaltungsspielraum sowohl konzeptionell (z. B. zentral vs. dezentral) als auch bei der Technologieauswahl (z. B. Freileitungen vs. Erdkabel). In einem offenen gesellschaftlichen Diskurs sollten Präferenzen definiert und anschließend in politische Gestaltung umgesetzt werden.

Die Bewertung von Strom- und Gasnetzen hat für jeden Netzeigentümer eine hohe Bedeutung. In dem Beitrag werden die relevanten Bewertungsmethoden dargestellt. Vertieft werden die Elemente für die Ermittlung des Ertragswerts unter Berücksichtigung der deutschen Netzregulierung. Für die gewichteten Kapitalkosten, den WACC, wird eine neue Formel für die Berechnung präsentiert. Auch wird die Realoptionstheorie auf die Bewertung von Energienetzen übertragen. Die Werte der bestehenden Realoptionen können den ermittelten Ertragswert erhöhen oder ihn reduzieren. Jedenfalls lassen sich Realoptionen bei den Verhandlungen für einen angemessenen Preis der Energienetze berücksichtigen. Der Beitrag schließt mit Empfehlungen für die Netzbewertung in der Praxis. The valuation of electricity and gas grids is an important task for every grid company. Starting from the relevant valuation methods the paper focuses on the elements of the earnings valuation method. Those are described based on the inputs from the German Grid regulation. For the WACC – as one key element of the earnings valuation – a new calculation formula is presented. In the paper the real options theory is transferred on the valuation of energy grids. The values from existing real options can be added to or subtracted from the calculated earnings value. In any case the real options valuation can be used as a means for negotiating the appropriate price of the energy grid. The article closes with recommendations for the valuation of grids in business practice.

Christoph Buchal vom Forschungszentrum Jülich, der zweite Festredner, stellte in seinem Vortrag die Energiewende »als langjähriges Jahrhundertprojekt« vor.

Dieser Beitrag aus der »Kurz-zum-Klima«-Reihe beschreibt die Pläne und den aktuellen Stand des Ausbaus der Übertragungsnetze in Deutschland.

Eine neue Studie im Auftrag des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie beschäftigt sich unter anderem mit der Frage, ob die jüngst diskutierten Kapazitätsmärkte zur Sicherung der Stromversorgung in Deutschland notwendig und sinnvoll sind. Schwelpunkt dieser Studie ist jedoch die Analyse des deutschen Strommarktes und der Ursachen für die hohen Kosten und die schlechte Funktionalität. Dabei kommen die Experten zu überraschenden Einsichten, die der allgemein politisch diskutierten Linie sogar entgegenlaufen.

Eine funktionsfähige Infrastruktur ist eine der wesentlichen Grundlagen einer funktionierenden und Wohlstand stiftenden Wirtschaft. Dies gilt sowohl für die Industrie als auch für den Dienstleistungssektor. Auch wenn dem Zustand der verschiedenen Infrastrukturen in Deutschland heute ein gutes Zeugnis ausgestellt werden kann, gibt es aufgrund von Qualitätsschwächen teilweise erhebliche Beeinträchtigungen der Geschäftsabläufe von Unternehmen. Die bestehende und gut ausgebaute Infrastruktur ist ein Standortvorteil für Deutschland. Dennoch besteht Anlass zur Sorge angesichts der Herausforderungen, denen sich die wichtigsten Infrastrukturen ausgesetzt sehen: Bei Fernstraßen inklusive der Brücken ist besonders in den westlichen Bundesländern eine zunehmende Alterung festzustellen. Bei der Kommunikationsinfrastruktur liegt die Aufgabe darin, die bestehenden Netze zu ergänzen und durch neue Technologien höhere Qualitäten zu erreichen. Die Energiewende erfordert eine Anpassung des Stromnetzes, um die Versorgungssicherheit zu gewährleisten. Dabei ist die Sicherung einer adäquaten Infrastruktur für Deutschland nicht primär eine Frage der öffentlichen Finanzierung, sondern bedarf struktureller Veränderungen bei der Infrastrukturbereitstellung. A smooth-running economy capable of bringing a nation prosperity requires functioning infrastructure for both industry and the service sector. Though the various elements of Germany's infrastructure are today generally in good shape, its companies business' operations are often hampered, and sometimes even obstructed, by quality deficiencies. Germany's extensive existing infrastructure makes the country an attractive location for investment. Nevertheless, there are grounds for concern in view of the looming challenges facing the most important elements of the country's infrastructure. There are unmistakable and increasing signs, particularly in the west, of trunk roads and the bridges they cross suffering from ageing. In the case of communication infrastructure the task ahead is to complete existing networks and to improve quality through new technologies. The dramatic change in Germany's energy policy, abandoning nuclear power and investing heavily in renewables, will necessitate an adjustment to the electricity system to guarantee uninterrupted supply. Securing the infrastructure Germany needs is not primarily a matter for the public purse but requires structural changes in the way infrastructure is provided.