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1 Das Stromversorgungssystem in Deutschland wird in der Zukunft von Wind- und Solarenergie geprägt. Diese beiden Energieformen sind dargebotsabhängig, das heißt die Produktion von Strom erfolgt wenn der Wind weht und wenn die Sonne scheint. Dadurch entstehen vollständig neue Herausforderungen für das gesamte Stromsystem, sowohl im Hinblick auf die technischen Lösungen, als auch im Hinblick auf die regulatorischen Lösungen, wie das Marktdesign. Um die Herausforderungen der Zukunft transparent zu machen und damit einen Beitrag zur Diskussion von möglichen Lösungen zu leisten, hat Agora Energiewende das Fraunhofer IWES gebeten, die Einspeisung von Erneuerbaren Energien in der Zukunft zu simulieren. Die Ergebnisse zeigen für jede Stunde der Jahre 2023 und 2033, wie die Stromnachfrage und die Einspeisung aus Erneuerbaren Energien aussehen könnte. Als Ausgangsbasis dienten aktuelle Prognosen zur Entwicklung der Stromversorgung in den nächsten 10 und 20 Jahren aus dem Szenariorahmen des Netzentwicklungsplans Diese für den Netzentwicklungsplan erstellten Prognosen sind die Basis für die langfristige Planung des Stromsystems in Deutschland, wie zum Beispiel für das Bundesbedarfsplangesetz, welches Anfang 2013 verabschiedet wurde. Unter sind die Ergebnisse der Simulationen für alle 52 Wochen der Jahre 2023 und 2033 dargestellt. Neben dem Leitszenario des Netzentwicklungsplans wurden die Berechnungen ebenfalls durchgeführt für die beiden optimierten Ausbaupfade Erneuerbarer Energien in Deutschland aus der Studie Kostenoptimaler Ausbau der Erneuerbaren Energien in Deutschland der Agora Energiewende. Um die grundlegenden Herausforderungen der regionalen Verteilung von Erzeugung und Verbrauch zumindest in groben Zügen aufzuzeigen, werden die Ergebnisse zusätzlich in einer zweiten Variante dargestellt, bei der Einspeisung aus Erneuerbaren Energien und Stromverbrauch nach Nord- und Süddeutschland getrennt ausgewiesen werden. In dem hier vorliegenden Dokument werden die wesentlichen Annahmen sowie das Vorgehen zur Berechnung der stündlichen Einspeisung aus Erneuerbaren Energien im Detail beschrieben. Die Ergebnisse sind als Power- Point-Dateien im Internet abrufbar. Die Ergebnisse sind in vier Dateien zusammengefasst, bei denen jeweils die einzelnen Kalenderwochen in den drei Szenarien Leitszenario NEP 2013, verbrauchsnahe Erzeugung und beste Standorte direkt vergleichbar hintereinander dargestellt sind. Die Dateien sind wie folgt benannt: Stromerzeugung aus Erneuerbaren und Verbrauch im Jahr 2023, summiert für ganz Deutschland Stromerzeugung aus Erneuerbaren und Verbrauch im Jahr 2023, getrennt nach Nord- und Süddeutschland Stromerzeugung aus Erneuerbaren und Verbrauch im Jahr 2033, summiert für ganz Deutschland Stromerzeugung aus Erneuerbaren und Verbrauch im Jahr 2033, getrennt nach Nord- und Süddeutschland

2 Die im Leitszenario des Netzentwicklungsplans für 2023 und 2033 (Szenario B 2023 und B 2033) angenommenen installierten Kapazitäten je Energieträger sind in Abbildung 1 zusammengefasst [1]. Die regionale Verteilung der Energieträger auf die einzelnen Bundesländer erfolgte gemäß dem Vorschlag der Übertragungsnetzbetreiber für den Szenariorahmen des Netzentwicklungsplans 2013 [2]. Abbildung 1: EE-Kapazitäten des Netzentwicklungsplans 2013 Die Annahmen zum Ausbau der Erneuerbaren Energien in den beiden alternativen Ausbaupfaden basieren auf den Szenarien verbrauchsnahe Erzeugung und beste Standorte aus der Studie Kostenoptimaler Ausbau der Erneuerbaren Energien in Deutschland [3]. Die in diesen Szenarien angenommenen installierten Kapazitäten in den Jahren 2023 und 2033 sind in Abbildung 2 dargestellt. Dabei unterscheiden sich lediglich die Annahmen zu Wind onshore, Wind offshore und PV, die jeweils so gewählt wurden, dass in Summe aus diesen drei Energieformen immer die gleiche Menge Strom wie im Leitszenario in dem entsprechenden Jahr erzeugt wird. Die detaillierte regionale Verteilung von Wind- und Solaranlagen auf die Bundesländer in diesen Szenarien ist unter veröffentlicht. Abbildung 2: EE-Kapazitäten der simulierten Szenarien Die Abbildung der Einspeisung durch Erneuerbare Energien erfolgt mithilfe eines räumlich und zeitlich hochaufgelösten Modells des Fraunhofer IWES. Basis für alle Simulationen bildet das Gitter des COSMO-EU- Modells des Deutschen Wetterdienstes [4] mit einer räumlichen Auflösung von ca. 7 x 7 km² und einer Differenzierung innerhalb des Gitters mittels Rauigkeit und EEG-Bewegungsdaten. Ausgehend vom aktuellen Anlagenbestand auf Basis von EEG-Stammdaten und der Betreiber-Datenbasis [5], werden zunächst bereits errichtete EE-Anlagen berücksichtigt und für die Differenz zwischen Bestand und Szenarioannahmen mithilfe einer Zubausimulation zusätzliche EE-Anlagen platziert. Die räumliche Verteilung erfolgt anhand von Geoinformationen auf geeigneten Flächen unter Berücksichtigung von Nutzungs- und Naturschutzrestriktionen sowie der verfügbaren regenerativen Ressource. Die Simulationen basieren auf dem historischen Wetter- und Lastjahr Auf Grundlage der installierten Leistung der verschiedenen EE-Technologien pro Gitterfläche (7 x 7 km²) werden anhand der historischen Wetterdaten mithilfe physikalischer Modelle der erneuerbaren Energien stündlich aufgelöste Zeitreihen der EE- Einspeisung erstellt. Das Wind-Modell berücksichtigt für bereits existierende Windenergieanlagen die Nabenhöhe und Leistungskennlinie des installierten Anlagentyps, während für zukünftige Anlagen Standard-

3 Parameter in Abhängigkeit der Windhöffigkeit des Standorts angenommen werden. Die Windgeschwindigkeit auf Nabenhöhe wird durch logarithmische Interpolation der flankierenden Höhenlevel des Wettermodells bestimmt, wobei Anlagenverschattungen mithilfe des Ainslee-Modells [6] berücksichtigt werden. Das Modell der Fotovoltaik nutzt neben COSMO-EU-Temperaturdaten zusätzlich Strahlungsdaten von So-Da [7], basierend auf Meteosat-Satellitendaten nach dem Helioclim-3-Verfahren. Für Wechselrichter und Module werden Modelle von Schmidt und Sauer [8] bzw. Beyer et al. [9] zugrunde gelegt. Die Ausrichtung der Aufdachanlagen basiert auf einer statistischen Analyse bestehender Installationen während Freiflächenanlagen nach Süden mit optimalem Aufstellwinkel ausgerichtet sind. Das Fraunhofer IWES hat die stündliche Einspeisung auf Basis einer Aufstellung der deutschen Wasserkraftanlagen die eine Nennleistung von über 1 MW aufweisen simuliert. Während die Abflussraten den zeitlichen Verlauf der Stromerzeugung durch die Wasserkraft vorgeben, wurde die Jahresenergie unter Berücksichtigung der Einspeisemengen für das verwendete meteorologische Jahr linear skaliert. Eingangsdaten für die Stromerzeugung aus Wasserkraft bilden tagesmittlere Wasserdurchflussraten an kraftwerksnahen Messstandorten der gewässerkundlichen Ämter von Bund und Ländern an den für die Simulation betrachteten deutschen Flüssen. Es handelt sich dabei um die Abflusszeitreihen in Baden-Württemberg, Bayern, Nordrhein- Westfalen und Rheinland Pfalz. Diese vier Bundesländer haben einen Anteil von ca. 95 % an der Wasserkrafterzeugung. Es werden Abflussraten der Flüsse berücksichtigt, für die im Jahr 2004 Anlagen mit einer Nennleistung größer 1 MW verzeichnet sind. Neben der Stromerzeugung aus Laufwasserkraftwerken gibt es zeitweise auch Erzeugung aus Pumpspeicherkraftwerken. Die Erzeugung aus Pumpspeicherkraftwerken wird nicht dargestellt, sondern zusammen mit den konventionellen Kraftwerken separat betrachtet. Gemäß dem Szenariorahmen zum NEP 2013 [2] erfasst die Biomasse Festbrennstoffe, Biogas und flüssige Biomasse sowie EE-Gase (Deponie- und Klärgas). Die sonstige EE-Erzeugung beinhaltet Geothermie und den biogenen Anteil der Stromerzeugung aus Müllheizkraftwerken. Das unterstellt Szenario basiert primär auf den installierten Leistungen gemäß dem NEP Die zugehörige Jahresenergie der einzelnen Biomassetypen wurde dabei aus den BMU-Langfristszenarien 2011 abgeleitet [10]. Dabei mussten Festlegungen zur Aufteilung des Energieträgers Biogas in die zwei Bereiche Vor-Ort-Verstromung und Biomethan-Einspeisung und zur Aufteilung von Holz in Holzheizkraftwerke und Holzvergasung getroffen werden. Weitere Festlegungen sind der unterstellter Anteil von Anlagen die flexibel oder wärmegeführt bzw. unflexibel betrieben werden und die Anlagenauslegung für einen flexiblen Betrieb. Im Sinne eines langfristigen sinnvollen Einsatzes der Bioenergie zur Integration der fluktuierenden EE-Einspeisung und der Vermeidung von Stromüberschüssen aus Biomasseanlagen, wurde hierbei die in Abbildung 3 ersichtliche dynamische Entwicklung bis 2033 unterstellt. Für Biogasanlagen mit Vor-Ort-Verstromung wurde eine doppelte BHKW-Leistung und eine Gasspeicherkapazität von 10h bezogen auf die Gasproduktion bzw. 5 h bezogen auf die installierte Leistung unterstellt. Für die wärmeentkoppelten KWK-Anlagen (Biomethan, Holzvergasung) wurde eine zusätzliche BHWK-Leistung von 1,6 und ein Wärmespeicher von 6 h bezogen auf die wärmegeführten Auslegung bzw. 3,75 h bezogen auf die installierte Leistung unterstellt. Eingangsgröße für die wärmegeführten und wärmeentkoppelten Anlagen (Holz und Biomethan) bildet ein Wärmelastgang des zugehörigen Wetterjahres, welcher auf Basis historischer Wetterdaten (Temperatur, Solarstrahlung) unterstellter Heizgrenztemperatur und unter Berücksichtigung von Strahlungsgewinnen generiert wurde. Basis für die Simulation ist dabei die Nettoerzeugung, also die EE-Erzeugung abzüglich des Eigenstromverbrauchs. Der biogene Anteil des Mülls basiert auf den Veröffentlichungen der AGEE-Stat für 2012 [11]. Die Verteilung auf Nord- und Süddeutschland basiert auf den Vorgaben zu den installierten Leistungen je Bundesland im Szenariorahmen zum NEP 2013.

4 Abbildung 3: Differenzierung und Flexibilisierung der Stromerzeugung aus Biomasse und sonstiger EE Auch für die Stromerzeugung aus Geothermieanlagen liegen keine aktuellen und regelmäßig veröffentlichten Stromerzeugungsdaten vor. Im Jahr 2011 betrug die Stromerzeugung aus Geothermieanlagen jedoch lediglich 0,019 Terawattstunden (vgl. BMU 2012), das heißt weniger als 0,01 Prozent des Stromverbrauchs. Da diese Menge unterhalb der in der Grafik darstellbaren Größe liegt, wird auf eine gesonderte Ausweisung der Stromerzeugung aus Geothermieanlagen verzichtet. Die Stromerzeugung aus konventionellen Kraftwerken (das heißt Kernkraftwerken, Braunkohlekraftwerken, Steinkohlekraftwerken, Gaskraftwerken, Ölkraftwerken sowie dem konventionellen Anteil der Stromerzeugung aus Müllheizkraftwerken) wird als graue Fläche dargestellt und im Abzugsverfahren berechnet: Von der Stromnachfrage wird die Erzeugung von Energie aus Windkraft, Photovoltaik, Wasserkraft, Biomasse und sonstiger EE-Erzeugung abgezogen. In der Darstellung wird nicht differenziert, ob Strom national erzeugt und verbraucht oder exportiert / importiert wird.. Für die Stromnachfrage werden Daten von der Transparenzplattform des Europäischen Netzwerks der Übertragungsnetzbetreiber ENTSO-E verwendet. In der Netzlast sind jedoch nur etwa 86 Prozent des tatsächlichen Stromverbrauchs enthalten (vgl. Bundesnetzagentur 2011, S. 74). In der Genehmigung des Szenariorahmens 2012 (Bundesnetzagentur 2011) werden zwei Methoden diskutiert, um die Netzlast auf den tatsächlichen Verbrauch hochzuskalieren: Entweder kann die jeweils stündliche Netzlast um circa 16 Prozent hochskaliert werden, oder es wird über alle Stunden des Jahres eine Stromnachfrage von 16 Prozent hinzuaddiert (entspricht einem Grundlastband von 8,3 Gigawatt). Da beide Methoden grundsätzlich gleich plausibel sind, wird für die Darstellung hier die erste Methode gewählt, das heißt eine Skalierung des Lastgangs. Die Simulationen basieren auf dem historischen Wetter- und Lastjahr Die Nachfrage wurde durch lineare Skalierung der ENTSO-E "consumption data" [12] ermittelt. Die netzkontenscharfe Simulation bzw. Zuordnung der EE-Einspeisung und der Last wurden entsprechend einer Einteilung der Bundesländer in Nord- und Süddeutschland aufgeteilt. Norddeutschland setzt sich dabei aus den Bundesländern Berlin, Brandenburg, Bremen, Hamburg, Mecklenburg-Vorpommern, Niedersachsen, Sachsen, Sachsen-Anhalt, Schleswig-Holstein und Thüringen zusammen. Süddeutschland setzt sich entsprechend aus den Bundesländern Baden-Württemberg, Bayern, Hessen, Nordrhein-Westfalen, Reinland-Pfalz und Saarland zusammen.

5 Agora Energiewende: Daniel Fürstenwerth: Fraunhofer IWES: Dr. Carsten Pape; [1] BNetzA 2012: Genehmigung des Szenariorahmens zum NEP 2013; des Szenariorahmens zum NEP 2013.pdf [2] ÜNB 2012: Vorschlag der Übertragungsnetzbetreiber für den Szenariorahmen 2013; [3] Agora Energiewende 2013: Kostenoptimaler Ausbau der Erneuerbaren Energien in Deutschland; der_ee_web_optimiert.pdf [4] Schulz J.-P.; Schättler U. 2005: Kurze Beschreibung des Lokal-Modells LME und seiner Datenbanken auf den Datenserver des DWD. Deutscher Wetterdienst - DWD, Offenbach [5] Betreiber-Datenbasis 2013: WEA-Standortdaten. [6] Ainslie J. 1988: Calculating the flow field in the wake of wind turbines. Journal of Wind Engineering and Industrial Aerodynamics, 27 ( ) [7] Solar Radiation Data 2013: Solar Energy Services for Pro-fessionals. [8] Schmidt H.; Sauer, D.U. 1996: Wechselrichter-Wirkungsgrade. Sonnenenergie 4 (43-47) [9] Beyer H.G.; Heilscher G.; Bofinger S. 2004: A robust model for the MPP performance of different types of PV-modules applied for the performance check of grid connected systems. EUROSUN - ISES Europe Solar Congress,. [10] Nitsch, J.; Gerhardt, N.; Wenzel, B. et.al. 2011: Langfristszenarien und Strategien für den Ausbau der erneuerbaren Energien in Deutschland bei Berücksichtigung der Entwicklung in Europa und global. Studie im Auftrag des Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit [11] AGEE-Stat 2013: Zeitreihen zur Entwicklung der erneuerbaren Energien in Deutschland [12] ENTSO-E 2013: European Network for Transmission System Opera-tors for electricity (ENTSO-E). Consumption Data. https://www.entsoe.eu/resources/data-portal/consumption/

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