Trendstudie Strom Belastungstest für die Energiewende. Zusammenfassung Juni Energiewirtschaftliches Institut an der Universität zu Köln

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1 Energiewirtschaftliches Institut an der Universität zu Köln Energiemärkte erforschen Entscheidungen verbessern. Zusammenfassung Juni 213 Trendstudie Strom 222 Belastungstest für die Energiewende

2 Inhalt 3 Hintergrund, Fragestellung und Vorgehensweise 4 Das politische Zielszenario 6 Wesentliche Ergebnisse des Belastungstests 11 Handlungsempfehlungen Die folgenden Ausführungen fassen die Studie Trendstudie Strom 222 Belastungstest für die Energiewende zusammen. Auftraggeber der Studie ist der Bundesverband der Deutschen Industrie e.v. Autoren EWI Joachim Bertsch Prof. Dr. Marc Bettzüge PD Dr. Christian Growitsch Harald Hecking Stefan Lorenczik ie 3 und ef.ruhr Volker Liebenau Prof. Dr. Christian Rehtanz Johannes Schwippe André Seack Das Energiewirtschaftliche Institut an der Universität zu Köln (EWI) ist ein An-Institut der Universität und wird durch einen Förderverein getragen. Das Institut wird derzeit geleitet von zwei Professoren der Wirtschafts- und Sozialwissenschaftlichen Fakultät der Universität zu Köln sowie zwei habilitierten Privatdozenten. Aufgrund eines Rahmenvertrags für die Jahre 29 bis 213 zwischen der Universität zu Köln, des Fördervereins, dem Land NRW sowie E.ON und RWE erhält das EWI materielle und finanzielle Zuwendungen von allen fünf Vertragspartnern. Zusätzliche Einnahmen werden aus Drittmitteln erzielt. Die Verantwortung für die Verausgabung der Mittel obliegt der Institutsleitung. Veröffentlichung Juni 213 Herausgeber Energiewirtschaftliches Institut an der Universität zu Köln (EWI) Alte Wagenfabrik, Vogelsanger Straße 321, 5827 Köln Fotografien Titel: Foto 1 und 4: Fotolia, Foto 3: istockphoto, Foto 2: Gerhard Launer WFL-GmbH, Schießhausstraße 14, Rottendorf, Tel.: , Fax: Design Gute Botschafter GmbH, Köln 2

3 Hintergrund, Fragestellung und Vorgehensweise 1 Hintergrund, Fragestellung und Vorgehensweise Mit dem Energiekonzept vom September 21 hat die Bundesregierung ein ehrgeiziges Vorhaben zum Umbau des deutschen Energiesystems vorgelegt. Das Konzept beschreibt Leitlinien der deutschen Energiepolitik bis 25 und wurde im Juni 211 (in Folge von Fukushima) durch das Energiepaket ergänzt. Die energiepolitischen Ziele bis 22 umfassen dabei unter anderem eine Reduktion des Ausstoßes von Treibhausgas-Emissionen in Deutschland um 4 % gegenüber 199. Daneben soll der Anteil erneuerbarer Energien am Bruttostromverbrauch auf mindestens 35 % erhöht sowie der Nettostromverbrauch um 1 % gegenüber 28 gesenkt werden. Zudem wurde ein schrittweiser Ausstieg aus der Kernenergie bis 222 beschlossen. Der Wandel von einer vornehmlich auf fossilen Energieträgern sowie auf Kernenergie basierenden Energieversorgung hin zu erneuerbaren Energien und höherer Energieeffizienz wird unter dem Begriff Energiewende zusammengefasst. Diese Studie liefert erstmals einen umfassenden Belastungstest der Energiewende. Zentrale Einflussgrößen der Energiewende werden hinsichtlich ihrer Wirkung auf die energiepolitischen Zielkategorien Wirtschaftlichkeit, Versorgungssicherheit und Umweltverträglichkeit geprüft. Einflussgrößen sind der Ausbau der Übertragungsnetze, die Steigerung der Energieeffizienz (im Sinne einer Reduktion der Stromnachfrage), die Errichtung neuer Kraftwerke (insbesondere im Süden Deutschlands), der Ausbau erneuerbarer Energien sowie die Brennstoff- und CO 2 -Preisentwicklung. Diese Einflussfaktoren werden innerhalb von Bandbreiten möglicher Entwicklungen variiert, wodurch die Effekte unterschiedlicher Zielabweichungen aufgezeigt werden. Die Untersuchung fußt dabei auf einer quantitativen, modellgestützten Multi-Szenarien-Analyse des Elektrizitätssystems unter Berücksichtigung der Lastflüsse im Übertragungsnetz. Die Analyse beinhaltet die Simulation von Extremsituationen, in denen das Stromversorgungssystem besonderen Belastungen ausgesetzt ist. Der Fokus der Studie ist die Entwicklung des Stromsektors in den kommenden zehn Jahren. Der Betrachtungszeitraum beginnt mit dem Jahr 212. Aussagen über die Gesamtwirkungen der Energiewende sind nicht möglich, da nur Entwicklungen ab diesem Zeitpunkt betrachtet werden. Bei der Interpretation der Resultate muss beachtet werden, dass das Jahr 222 nicht das Ende des Transformationsprozesses darstellt, sondern eine Zwischenstation. Im politischen Zielszenario als Referenzfall werden die energiepolitischen Ziele im Stromerzeugungs- und -übertragungssystem annahmegemäß vollständig erreicht. Das politische Zielszenario dient als Grundlage für die Analyse der verschiedenen Abweichungen und sollte in diesem Kontext verstanden werden. Anhand von Alternativszenarien werden die Folgen untersucht, wenn einzelne Teilziele oder Maßnahmen vom Referenzfall abweichen. Gegenstand ist dabei nicht die Analyse der Eintrittswahrscheinlichkeit verschiedener möglicher Entwicklungen, sondern vielmehr die Quantifizierung ihrer Folgen. Dazu werden in Zweijahresschritten die Stichjahre 212 bis 222 im Zeitverlauf betrachtet. Dies ermöglicht neben punktuellen Analysen eine Darstellung der dynamischen Effekte fundamentaler Einflussfaktoren. Die Relevanz der verschiedenen Einflussgrößen und deren Interdependenzen sowie die Konsequenzen eines Abweichens vom vorgesehenen Entwicklungspfad ermöglichen einen Belastungstest der Energiewende. Bei den vorliegenden Ergebnissen handelt es sich um simulierte Szenarien, nicht um Prognosen. Szenarien betrachten verschiedene mögliche Entwicklungen und die Ergebnisse sind stets vor dem Hintergrund der getroffenen Annahmen zu betrachten. Beim Vergleich von Szenarien liegen immer die gleichen Annahmen zugrunde, wodurch die Effekte einzelner Einflussfaktoren isoliert werden können. Die erklärten Effekte sind daher nicht unmittelbar durch die getroffenen Annahmen beeinflusst, allerdings können die Annahmen zur Variation in der Höhe des Effekts führen. 3

4 Das politische Zielszenario 2 Das politische Zielszenario Das politische Zielszenario beschreibt die Entwicklung des Stromsystems unter den zentralen Annahmen des öffentlich konsultierten Leitszenarios (Szenario B) des Netzentwicklungsplans Für das Jahr 222 wird eine installierte Kapazität der erneuerbaren Energien von 54 GW Photovoltaik, 47,5 GW Onshore-Wind und 13 GW Offshore-Wind angenommen. Die Preisannahmen sind für Erdgas 26 /MWh th, für Steinkohle 9,7 /MWh th und für CO 2 24,5 /MWh th. Abweichend vom Leitszenario wurde unterstellt, dass das politische Ziel der Nachfragereduktion umgesetzt wird. In der Folge dient dieses politische Zielszenario als Referenzfall für die Analyse der Einflussfaktoren, um die Vergleichbarkeit der einzelnen Szenarien zu gewährleisten. Im politischen Zielszenario würde der Anteil erneuerbarer Energien am Bruttostromverbrauch auf 48 % in 22 und 54 % in 222 steigen. Deutschland wäre im Betrachtungszeitraum mit Überschüssen von über 7 TWh in 218 und selbst nach dem kompletten Ausstieg aus der Kernenergie noch mit über 5 TWh Netto- Exporteur von Elektrizität. Nach einem kurzfristigen Anstieg von Erzeugung aus Braun- und Steinkohle käme es langfristig durch die Nachfragereduktion und den Ausbau erneuerbarer Energien zu einem Rückgang der Kohleverstromung. Kohle bliebe unter den Annahmen zu Brennstoff- und CO 2 -Preisen allerdings dominant unter den fossilen Energieträgern (Abbildung 1). Die CO 2 -Emissionen im deutschen Stromsektor würden auf ungefähr 221 Mio. t in 22 sinken. Dies entspräche einer Reduktion von 38 % gegenüber 199. Wegen der teilweisen Kompensation des Kernenergieausstiegs durch fossile Erzeugung würden die CO 2 -Emissionen von 22 bis 222 konstant bleiben. Bruttostromerzeugung [TWh] Nettostromnachfrage Sonstige Erneuerbare Photovoltaik Wind Offshore Wind Onshore Wasserkraft Biomasse Öl, Sonstige, Speicher, DSM Erdgas Steinkohle Braunkohle Kernenergie Importsaldo Abb. 1: Bruttostromerzeugung im politischen Zielszenario 1 Die Annahmen zu den Brennstoffpreisen für 222 sind im Szenario B, Netzentwicklungsplan /MWh th für Erdgas, 56 /t Rohöl, 79 /t SKE Steinkohle. Der CO 2-Preis wurde im Netzentwicklungsplan mit 26 /MWh th angenommen. In dieser Studie wurde für das Jahr 212 der Durchschnittspreis des 1. Halbjahres der EEX-Preise und für 214 die entsprechenden Futures angenommen. Für die übrigen Zwischenjahre wurde eine lineare Interpolation mit den gemittelten Werten für 232 im Netzentwicklungsplan 212 und den Energieszenarien der Bundesregierung 211 durchgeführt. 4

5 Die jährlichen Kosten 2 des Stromsystems stiegen von 47,7 Mrd. Euro in 212 auf 62,4 Mrd. Euro in 222. Dies beruht zu einem Großteil auf dem Kostenanstieg, der durch den weiteren Ausbau der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien entsteht. Unter Einbeziehung der annuisierten Kernkraftwerks-Kapitalkosten würden sich 212 jährliche Kosten von 5,6 Mrd. Euro ergeben (Abbildung 2). Die Kosten pro Kilowattstunde Strom stiegen um rund 4 ct/kwh, da durch die Nachfragereduktion die gestiegenen Kosten auf weniger Kilowattstunden verteilt werden könnten. Durch den unterstellten Ausbau von konventionellen Kapazitäten und die Realisierung der Netzentwicklungsplanmaßnahmen wäre die Versorgungssicherheit jederzeit gewährleistet. Erhöhter Blindleistungsbedarf, d. h. vom Endverbraucher nicht nutzbare Energie zur Aufrechterhaltung der Systemstabilität, ergäbe sich in Situationen mit hoher Nachfrage und hoher Windeinspeisung vor allem im Ruhrgebiet. [Mrd. ] Gesamtsystemkosten , -1, Kapitalkosten (KKW) Var. Kosten (EE inkl. FOM) Var. Kosten (Netze inkl. FOM) Var. Kosten (Kraftwerke inkl. FOM) Kapitalkosten EE (neu) Kapitalkosten Netz (neu) Kapitalkosten Kraftwerke (neu) Bestandskosten (Netz, Kraftwerke, EE) Nettoexporterlöse Abb. 2: Gesamtsystemkosten im politischen Zielszenario 3 2 Die ausgewiesenen Kosten innerhalb der Ergebnisse sind als laufende Kosten des Stromsystems zu interpretieren. Ein direkter Rückschluss auf Preise und Vergütungen ist nicht möglich. 3 FOM sind fixe Betriebs- und Wartungskosten und beinhalten beispielsweise Versicherungs- oder Personalkosten. 5

6 Wesentliche Ergebnisse des Belastungstests 3 Wesentliche Ergebnisse des Belastungstests Die Studie unterwirft die Entwicklung des Stromsystems mittels vielfältiger Variationen von Einflussfaktoren einem Belastungstest für den Zeitraum 212 bis 222 und zeigt relevante Effekte dieser Einflussgrößen auf. Ausgehend vom politischen Zielszenario wird dargelegt, welche Einflussgrößen ein potenzielles Risiko für die Umsetzung der Energiewende darstellen. Betrachtet werden die fünf zentralen Einflussgrößen: Netzausbau, Kraftwerkspark, erneuerbare Energien (EE), Nachfrage sowie CO 2 - und Brennstoffpreise. Die Vorgehensweise ist als positive, nicht als normative Analyse zu verstehen. Einflussgröße Netzausbau Mit der Realisierung aller Maßnahmen des Netzentwicklungsplans (NEP) könnte die EE-Erzeugung nahezu vollständig integriert werden. Ohne NEP-Maßnahmen käme es im Startnetz 4 ab 216 zu systematischen EE-Abschaltungen. Diese nähmen im Zeitverlauf mit fortschreitendem EE-Ausbau zu und würden in 222 fast 8 TWh betragen (Abbildung 3). Diese Mengen würden durch konventionelle Erzeugung kompensiert werden. Der Anteil der Erneuerbaren an der Stromerzeugung würde beim Startnetz deshalb 22 nur etwa 46 % und 222 rund 52 % betragen. Würde nur das Startnetz realisiert, käme es durch die Konzentration von Erzeugung im Norden und dem Fehlen von Erzeugung im Süden ab dem Jahr 218 bei Starkwind zu vermehrter möglicher Unterdeckung der Stromnachfrage im Süden. In 222 würde dies im Startnetz in den Extremsituationen ca. 1 % der Last betreffen. Innerdeutsche Redispatch-Maßnahmen würden dann nicht mehr ausreichen, um die Lastdeckung zu gewährleisten. Mögliche Lösungsmöglichkeiten wären Lastabwurf, eine überlastete Fahrweise des Netzes oder der Eingriff in den europäischen Handel. Ohne Ausbau der Höchstspannungsgleichstromleitungen (HGÜ) im Stromnetz wäre die Situation ebenfalls angespannt. Auch bis zu der unterstellten Realisierung von NEP-Ausbaumaßnahmen im Jahr 216 käme es in Extremsituationen mit Starkwind zu kritischen Situationen und zu einer Gefährdung der Lastdeckung. Diese Situationen würden insbesondere in den frühen Morgenstunden mit relativ niedriger Last auftreten. Auch hier könnten innerdeutsche Redispatch-Maßnahmen die Unterdeckung nicht beheben, und es müssen zusätzliche Maßnahmen ergriffen werden. Ohne Realisierung der Maßnahmen des Netzentwicklungsplanes wäre auch das Ziel der CO 2 -Reduktion durch erneuerbare Energien direkt betroffen. Das Verhältnis von Kosten und CO 2 -Reduktion wäre im Startnetz bei höheren Ausbaupfaden ungünstiger, d. h., es würde mehr kosten, die gleiche CO 2 -Reduktion zu erreichen. Ein Ausbaupfad von 4 GW p.a. würde mit dem Startnetz nur noch eine Reduktion von ungefähr ~14 Mio. t CO 2 im Vergleich zu ~22 Mio. t mit den NEP-Ausbauten bedeuten (Abbildung 4). EE-Abschaltung [TWh] Delta Gesamtsystemkosten im Vergleich zum Zielszenario in 222 [Mrd. ] +4 GW p.a. 2 1,5 1,5 +3 GW p.a. +2 GW p.a ,5 +1 GW p.a. -1-1,5 konstant -2 Delta CO 2 -Emissionen in Deutschland in 222 [Mio. t] Netz 212 Startnetz Ergebnisnetz Wind Onshore Ausbaupfade mit Startnetz Wind Onshore Ausbaupfade mit Ergebnisnetz Abb. 3: Entwicklung EE-Abschaltung bei Netzausbau-Variation Abb. 4: Delta Gesamtsystemkosten und CO 2-Emissionen von Onshore- Ausbaupfaden im Vergleich zum Zielszenario Realisierung aller EnLAG-Maßnahmen, planfestgestellter Vorhaben und Maßnahmen mit fortgeschrittenem Planungsstand unter Berücksichtigung aktueller Verzögerungen. 6

7 Aufgrund der geplanten drastischen Veränderungen im Stromversorgungssystem kann es unter dem aktuellen institutionellen Rahmen zur Gefährdung der Versorgungssicherheit kommen. Momentan wird beim Stromhandel zwischen zumeist nationalen Marktregionen angenommen, dass innerhalb der Marktregion keine Engpässe auftreten. In Extremsituationen kann dies dazu führen, dass die Realisierung des Handelsergebnisses zu Engpässen innerhalb der Marktregion führt. Beispielsweise führt Starkwind in Nordeuropa zu hohen Exporten nach Deutschland. Gleichzeitig ist das Preisniveau in Deutschland durch die Windeinspeisung niedrig und es kommt zu Exporten in die südlichen Nachbarländer. Diese durch den Handel verursachten Nord-Süd-Transite belasten das innerdeutsche Übertragungsnetz und gefährden die Versorgungssicherheit. Einflussgröße Kraftwerkspark Würden keine neuen Kapazitäten zugebaut, käme es ab 222 zu einer Unterdeckung der nationalen Spitzenlast von 21 mit deutschen Kapazitäten (Abbildung 5). Würden vom Netz genommene Kraftwerke nicht ersetzt bzw. ältere Kraftwerke zurückgebaut, stiege das Risiko einer Unterdeckung weiter. In durchschnittlichen Situationen mit normaler Last käme es durch die Erneuerbaren-Einspeisung und Importmöglichkeiten nicht zu kritischen Situationen. Würden in Schwachwindphasen Erneuerbare und eine mögliche Versorgung aus dem Ausland wegfallen, könnte es zur Unterdeckung und damit einer Gefährdung der Versorgungssicherheit kommen. Die Konzentration von Erzeugungskapazitäten im Norden bei gleichzeitig geringen Erzeugungskapazitäten im Süden hätte keine Auswirkungen auf die Versorgungssicherheit, wenn der Netzentwicklungsplan realisiert würde. Die Ausbauten des Netzentwicklungsplans würden den Transport von Erzeugung zu den Lastzentren gewährleisten. Einflussgröße erneuerbare Energien Durch den weiteren Ausbau von Windenergie und Photovoltaik würden die jährlichen deutschen CO 2 -Emissionen der Stromerzeugung im Zielszenario bis 222 um insgesamt etwa 47 Mio. t CO 2 sinken (Abbildung 6). Die Photovoltaik würde nur etwa 18 % zu diesen vermiedenen CO 2 - Emissionen beitragen, aber etwa 42 % der notwendigen Investitionskosten verursachen (Abbildung 6). Die resultierenden Kosten für die CO 2 -Reduktion in Deutschland wären bei Photovoltaik mit ~44 /t etwa dreimal so hoch wie jene von Offshore-Wind und ungefähr achtmal so hoch wie die von Onshore-Wind. 1 Spitzenlast (87,5 GW) Mio. t CO2 CO 2 -Emissionen Stromsektor in D 34 Mrd. Neuinvestitionen Wind und PV in D Gesicherte Kapazität [GW] Ersatz (NEP) Geplant IBJ < < IBJ < < IBJ < %p 48% 18% 34% Wind offshore Photovoltaik % 41% Andere Wind onshore 19% Abb. 5: Entwicklung Gesicherte Kapazität 5 Abb. 6: Beitrag zur CO 2-Reduktion in 222 und Investitionskosten bis IBJ steht für das Inbetriebnahmejahr. 7

8 Wesentliche Ergebnisse des Belastungstests Ohne den Ausbau der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien würden unter den Annahmen des Zielszenarios die Gesamtsystemkosten in 222 auf 54,4 Mrd. Euro steigen (Abbildung 7). Die erneuerbaren Energien (inkl. Netzausbau) verursachen also einen Kostenanstieg von 7,9 Mrd. Euro (14,6 %). Die Gesamtkosten des Stromsystems für den Zeitraum 213 bis 222 beliefen sich auf 556 Mrd. Euro. Würden gegenüber heute keine weiteren Kapazitäten an Windenergie und Photovoltaik zugebaut, würden sich die Gesamtkosten auf 511 Mrd. Euro belaufen. Ohne diesen Zubau wären die sonstigen Kosten, d. h. Brennstoff- und CO 2 - Kosten, um etwa 13 Mrd. Euro höher. Gleichzeitig würden Kosten von etwa 58 Mrd. Euro vermieden, die durch den zusätzlichen Zubau von EE entstehen (Abbildung 8). Die zusätzlichen Kosten der Energiewende betragen also 45 Mrd. Euro. Die Kosten der CO 2 -Reduktion in Deutschland würden steigen, wenn mehr Windenergie als im Zielszenario zugebaut wird, da der Strom teilweise nicht zu den Verbraucherzentren übertragen werden kann. Für Photovoltaik bliebe sie dagegen ohne Berücksichtigung der Verteilnetze relativ konstant. Onshore-Wind wäre aufgrund niedrigerer Investitionskosten und höherer Volllaststunden aber auch bei großen Kapazitätserweiterungen von Erneuerbaren die günstigere Alternative gegenüber Photovoltaik. Ab einem Zubau von ca. 4 GW p. a. an Onshore-Windkapazität könnte die Erzeugung nicht mehr vollständig in das Stromsystem integriert werden. Die Systemkosten würden aufgrund der Kapazitätserweiterung steigen, letztere könnte aber nicht mehr vollständig zur CO 2 -Vermeidung beitragen: Windenergie würde bei zunehmendem Kapazitätsausbau entweder marktbedingt oder netzbedingt abgeschaltet (Abbildung 9). Bei Photovoltaik würde sich dieser Effekt im Übertragungsnetz nicht zeigen, da Last und Erzeugung sich zeitlich besser ergänzen. Allerdings wären hier zusätzlich die Auswirkungen auf die Verteilnetze zu berücksichtigen. Einflussgröße Nachfrage Das Effizienzziel der Stromnachfrage ist ein maßgeblicher Hebel für die künftige CO 2 -Reduktion. Verbliebe die Stromnachfrage konstant und würde damit das 1%-Minderungsziel also verfehlt, würde dies in 222 zu Mehremissionen von 24 Mio. t an CO 2 führen (Abbildung 11) im deutschen Stromsektor gegenüber dem Zielszenario. Allgemein gilt, dass im Stromsystem des Jahres 222 jede vermiedene TWh an Stromverbrauch die CO 2 -Emissionen in Deutschland um,3 bis,4 Mio. t reduzieren würde. Bleibt die Stromnachfrage konstant, würden die jährlichen Gesamtkosten für das Stromsystem in 222 rund 65,2 Mrd. Euro betragen, was etwa 2,8 Mrd. Euro höher als im Zielszenario wäre. Allerdings wären die Stromkosten bezogen auf eine Kilowattstunde niedriger, da die Kosten auf mehr Nachfrageeinheiten verteilt werden. Daher wären die Kosten pro Kilowattstunde um etwa,9 ct/kwh geringer als im Zielszenario. Eine konstante Nachfrage würde die Versorgungssicherheit nicht beeinträchtigen. Weder bei konstanter Nachfrageentwicklung noch bei einem Nachfragewachstum von 1, % pro Jahr würden sich signifikante Mengen an abgeschalteter EE-Erzeugung oder mögliche Versorgungslücken zeigen. Einflussgröße Gas- und CO 2 -Preis Der relative Preis für unterschiedliche konventionelle Primärenergieträger ist ein bedeutender Treiber der Umweltverträglichkeit der Stromerzeugung. Ein Erdgaspreis von 18 /MWh th würde (cet. par.) zu einem Fuel-Switch von Steinkohle zu Erdgas führen. Moderne Erdgaskraftwerke würden dann ältere, weniger effiziente Steinkohlekraftwerke verdrängen (Abbildung 12). Dies gelte auch für Gaskraftwerke in den Niederlanden, die zum Teil günstiger als bestimmte Steinkohlekraftwerke in Deutschland produzieren könnten. Mehr als ein Drittel der zusätzlichen EE-Erzeugung würde ausschließlich den deutschen Exportüberschuss erhöhen. Im Netzentwicklungsplan steigt die geplante Stromerzeugung aus Onshore-Wind bis 222 um 35 TWh, aus Offshore-Wind um 54 TWh und aus Photovoltaik um 23 TWh (Abbildung 1). Lediglich zwei Drittel dieser Strommenge würden konventionelle Erzeugung im Inland verdrängen, also deutsche CO 2 -Emissionen vermeiden. Etwa ein Drittel des zusätzlich erzeugten Erneuerbaren-Stroms würde ausländische konventionelle Produktion vermeiden und damit die CO 2 -Bilanz des Auslands verbessern. 8

9 Kosten Stromsystem 222 [Mrd. ] Zielszenario 38 ohne Wind- und PV-Zubau, ohne NEP-Ausbau Kosten Stromsystem [Mrd. ] Zielszenario ohne Wind- und PV-Zubau, ohne NEP-Ausbau Kosten Wind- und PV- Zubau Kapitalkosten NEP- Netzausbau Variable Kosten konv. Kapazitäten (inkl. FOM) Sonstige Kosten Handelsüberschüsse Kosten Wind- und PV- Zubau Kapitalkosten NEP- Netzausbau Variable Kosten konv. Kapazitäten (inkl. FOM) Sonstige Kosten Handelsüberschüsse Abb. 7: Gesamtkostensystem 222 mit und ohne EE-Ausbau Abb. 8: Kumulierte Gesamtkosten von mit und ohne EE-Ausbau Delta Gesamtsystemkosten im Vergleich zum Zielszenario in 222 [Mrd. ] 7 +3 GW p.a GW p.a. 5 +2,5 GW p.a. +5 GW p.a GW p.a. +4 GW p.a GW p.a GW p.a. +3 GW p.a. +1 GW p.a. +2 GW p.a GW p.a. konstant konstant konstant Delta CO 2 -Emissionen in Deutschland in 222 [ Mio. t] 2 TWh 1 TWh Wind offshore 37% +54 TWh 42% Photovoltaik 34 TWh 23 TWh Verdrängung konventioneller Erzeugung in Deutschland (netto) 13 TWh Wind onshore +35 TWh 34% 12 TWh PV Ausbaupfade Wind Onshore Ausbaupfade Wind Offshore Ausbaupfade +23 TWh Angaben für 222 Abb. 9: Delta Gesamtsystemkosten und CO 2-Emissionen in 222 im Vergleich zum Zielszenario Abb. 1: Wirkungen des Erneuerbaren-Zubaus auf den Handelssaldo CO 2 -Emissionen im deutschen Stromsektor [Mio. t] %p -11%p -18%p Nachfrage -1 % Nachfrage konstant Delta Bruttostromerzeugung zu Zielszenario in 222 [TWh] Erdgas Gaspreis 222 Gaspreis 222 Gaspreis / MWh th 18 / MWh th 34 /Mwh th Braunkohle Steinkohle Abb. 11: Entwicklung CO 2-Emissionen im deutschen Stromsektor Abb. 12: Delta Erzeugungsmengen deutscher Kraftwerke in 222 bei unterschiedlichen Gaspreisen im Vergleich zum Zielszenario 9

10 Wesentliche Ergebnisse des Belastungstests Ein CO 2 -Preis von 4 /t in 222 würde ebenfalls einen Switch von Kohle zu Erdgas in der Stromerzeugung verursachen 6 (Abbildung 13). Wäre der Gaspreis hoch, wäre ein höherer CO 2 -Preis für einen Fuel-Switch notwendig. Eine große Preisdifferenz zwischen beiden Energieträgern verteuert demnach die CO 2 -Vermeidung durch Erdgasverstromung. Der Fuel-Switch bei einem Gaspreis von 18 /MWh th in 222 würde eine CO 2 -Reduktion von 44 % gegenüber 199 und damit eine Steigerung der CO 2 -Reduktion um 6 Prozentpunkte bewirken. Der mit dem geringeren Gaspreis einhergehende Fuel-Switch würde in 222 zu einer CO 2 - Reduktion von 21 Mio. t gegenüber dem Zielszenario führen. Wird dagegen ein höherer Gaspreis als im Zielszenario angenommen (34 /MWh th in 222 statt 36 /MWh th ), fände kein Fuel-Switch statt, so dass letztlich auch die CO 2 -Emissionen unverändert blieben (Abbildung 14). würde in 222 die jährlichen Gesamtsystemkosten um 1,8 bis 2 Mrd. Euro verändern. Ein höherer CO 2 -Preis würde die variablen Kosten der fossilen Kraftwerke steigern, die in 222 noch zu fast 5 % zur deutschen Bruttostromerzeugung beitragen. Kosten für CO 2 -Zertifikate bedeuten allerdings als Einnahmen des ETS eine Umverteilung von Mitteln. Daher entstehen durch höhere Emissionspreise nur eingeschränkt tatsächliche volkswirtschaftliche Zusatzkosten. Es zeigt sich: Eine CO 2 -Preisvariation hätte einen direkten Systemkosteneffekt. Ein Preisunterschied von 1 /t CO % Delta Bruttostromerzeugung zu Zielszenario in 222 [TWh] CO 2 -Emissionen in Deutschland (Mio. t) % 22% 27% 33% 38% 44% 5% Emissionsreduktion gegenüber / t CO 2 Erdgas Braunkohle Steinkohle Zielszenario CO 2-4%-Pfad Gas /MWh Gas /MWh th th Gas /MWh th Abb. 13: Delta Erzeugungsmengen in 222 bei unterschiedlichen CO 2- Preisen im Vergleich zum Zielszenario Abb. 14: CO 2-Emissionen im deutschen Stromsektor bei Variation des Gaspreises 6 Bei einem angenommenen Gaspreis von 26 /MWh th sowie einem Steinkohlepreis von knapp 1 /MWh th. 1

11 Handlungsempfehlungen 4 Handlungsempfehlungen Die im Folgenden abgeleiteten Handlungsempfehlungen basieren auf einer gemeinsamen Einschätzung der Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena) und dem Energiewirtschaftlichen Institut an der Universität zu Köln (EWI). Systemsicht und Ordnungspolitik müssen stärker berücksichtigt werden. In der politischen Diskussion über die Veränderung des Energiesystems werden in der Regel einzelne Technologien wie erneuerbare Energien, Stromnetze oder Speicher getrennt voneinander diskutiert. In Zukunft sollte das Energiesystem insgesamt im Fokus stehen. So führt beispielsweise unkoordinierter Erneuerbaren-Ausbau zu vermehrter Erneuerbaren-Abschaltung und damit Kostensteigerungen, wenn der Netzausbau nicht rechtzeitig realisiert wird. Maßnahmen zur Gestaltung des Elektrizitätssystems sollten deshalb stets alle Wechselwirkungen berücksichtigen. Im Rahmen des EU-Binnenmarkts werden solche Wechsel und Systemwirkungen über Marktpreise abgebildet und transparent gemacht. Eine Systemoptimierung nutzt diese Signale des Markts und sorgt damit für mehr Effizienz bei der Zielerreichung. Statt vieler Einzelziele lässt die Fokussierung auf wenige systemrelevante Zielgrößen, wie z. B. die Reduktion des CO 2 -Ausstoßes, mehr Flexibilität in der Zielerreichung und damit letztendlich auch mehr Markt und mehr Effizienz in der Zielerreichung zu. Der Ausbau der Netze muss beschleunigt und besser mit dem Ausbau der EE koordiniert werden. Durch den Ausstieg aus der Kernenergie sowie den lastfernen Ausbau der erneuerbaren Energien entsteht ein erheblicher Bedarf an zusätzlichen Stromtrassen. Bleibt der Netzausbau zukünftig hinter den Ausbauplänen des Netzentwicklungsplans Strom 212 zurück, kommt es zur Abschaltung von Erneuerbaren. Dies verursacht zusätzliche Kosten und steigert die deutschen CO 2 -Emissionen. Ausbau sowie Markt- und Systemintegration der erneuerbaren Energien setzen daher einen zügigen und umfassenden Ausbau der Stromnetze voraus. Der Ausbau der erneuerbaren Energien sollte zudem mit dem Netzausbau synchronisiert werden. Die bisherigen Maßnahmen zur Beschleunigung des Netzausbaus sollten konsequent fortgeführt und zusätzliche Maßnahmen etabliert werden. Die deutsche Energiepolitik muss in den europäischen Rahmen eingebettet werden. Die einzelnen Mitgliedsländer der EU verfolgen nach wie vor eine kaum koordinierte nationale Energiepolitik. Gerade am Beispiel des Ausbaus erneuerbarer Energien lassen sich die Probleme fehlender Koordination aufzeigen. Die Nutzung unterschiedlicher Wind- und Sonnenaufkommen sowie unterschiedliche Verbrauchsmuster und Speicherpotenziale auf europäischer Ebene würden zu erheblichen Effizienzgewinnen führen. So führt der Ausbau erneuerbarer Energien in Deutschland wegen des gemeinsamen Emissionshandels nicht zu einer CO 2 - Reduktion in Europa. Allerdings senkt dieser den Stromund CO 2 -Preis in Deutschland und in ganz Europa, mit entsprechenden Anpassungsreaktionen in unseren Nachbarländern. Eine europaweite Abstimmung und Umsetzung von deutschen Maßnahmen im Elektrizitätssektor vermeidet Ineffizienzen, die durch nationale Alleingänge entstehen. Dabei können regionale Kooperationen (z. B. innerhalb der Region Zentral- und Westeuropa, CWE) ein sinnvoller Zwischenschritt sein. Das Strommarktdesign muss überarbeitet werden. Auf Grundlage des EEG sind die erneuerbaren Energien (EE) im Strombereich in Deutschland in großem Umfang und in erheblicher Geschwindigkeit ausgebaut worden. Allerdings führt das EEG zu einer ineffizienten EE-Förderung: Das Erreichen sowohl von EE-Zielen als auch von CO 2 -Zielen wird dadurch teurer als notwendig. Eine möglichst weitgehende und marktgetriebene Integration der erneuerbaren Energien in den Strommarkt ist für deren effizienten Ausbau und für ein effizientes Energiesystem insgesamt unverzichtbar. Mit der Energiewende ändern sich die Anforderungen an das Strommarktdesign entscheidend. Erneuerbare Energien haben vor allem Investitions- und Fixkosten und nur geringe variable Kosten. Eine Charakteristik, mit der das aktuelle Marktdesign nur unzureichend umgehen kann. Steigende Anteile erneuerbarer Energien in Zusammenhang mit den abnehmenden Einsatzzeiten konventioneller Kraftwerke führen zu hohen Unsicherheiten für deren zukünftigen (wirtschaftlichen) Betrieb. Darüber hinaus gibt es aufgrund des aktuell verzögerten Netzausbaus regionale Kapazitätsrisiken, z. B. in Süddeutschland. Das Strommarktdesign muss entsprechend den neuen Anforderungen novelliert werden. Die Marktintegration der erneuerbaren Energien hat dabei ebenso im Kern des neuen Marktdesigns zu stehen, wie die Sicherstellung einer hohen Versorgungsqualität und die weitere Entwicklung in Richtung eines (vollständigen) europäischen Energiebinnenmarkts. Bis dahin müssen marktwirtschaftliche Steuerungselemente im Rahmen einer EEG-Novelle ergänzt werden, um kurzfristig einen wirtschaftlicheren Ausbau, also effiziente Technologien und effiziente Standorte, zu fördern. Steigerung der Energieeffizienz muss vorangetrieben werden. Die Realisierung von Energieeffizienzpotenzialen reduziert den CO 2 -Ausstoß und ist volks- und betriebswirtschaftlich sinnvoll, wenn die zugehörigen Maßnahmen rentabel sind. Maßnahmen zur Steigerung der Energieeffizienz erfordern i. d. R. Investitionen (von Haushalten, Unternehmen oder öffentlichen Stellen). Grundsätzlich sollten diese durch Kosten- und Nutzen-Abschätzungen für den Verbraucher getrieben sein. Die Politik sollte Investitionen aber dort unterstützen, wo es zu Marktversagen kommt. Dies betrifft z. B. die Bereitstellung von Informationen durch Energieberatung, die Schaffung von Standards oder auch die Gewährung von Finanzierungsanreizen. Bei Marktversagen muss die Bundesregierung langfristig geplante und konsistente Fördermechanismen sowie offensivere Informations- und Motivationskampagnen für die Energienachfrage etablieren. 11

12 Energiewirtschaftliches Institut an der Universität zu Köln Institute of Energy Economics at the University of Cologne Alte Wagenfabrik Vogelsanger Straße Köln Tel.: Fax:

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