Ein Beitrag der Agora Energiewende zum Forum Netzintegration BERLIN, 14. MAI 2013

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1 Zusammenhänge zwischen einem kostenoptimalen Ausbau der Erneuerbaren Energien und dem erforderlichen Netz Ein Beitrag der Agora Energiewende zum Forum Netzintegration BERLIN, 14. MAI 2013

2 Agora Energiewende ein kurzer Überblick > Denk- und Politikwerkstatt > Ein Projekt von Stiftung Mercator und European Climate Foundation > Finanzierung: > Mission: Wie machen wir die Energiewende in Deutschland zu einem Erfolgsmodell? > Dialogprozess mit Entscheidungsträgern und Gesellschaft > Wissenschaftliche und empirische Expertise > Unabhängig und überparteilich Berlin, 14. Mai 2013 Lars Waldmann 2

3 12 THESEN DER ENERGIEWENDE 1. Im Mittelpunkt stehen Wind und Solar! Wind und PV sind die günstigsten Erneuerbaren Energien > dargebotsabhängig > schnell flukturierend > nur Kapitalkosten Das Potenzial anderer Erneuerbarer Energien ist begrenzt Wie synchronisieren wir Nachfrage und Angebot? Wie minimieren wir die Kosten? Wie realisieren wir die Energiewende im europäischen Kontext? TECHNISCHES SYSTEM 2.»Grundlastkraftwerke«gibt es nicht mehr: Gas und Kohle arbeiten Teilzeit 3. Flexibilität gibt es reichlich nur lohnt sie sich bislang nicht 4. Netze sind billiger als Speicher 5. Die Sicherung der Höchstlast ist kostengünstig 6. Die Integration des Wärmesektors ist sinnvoll MARKTDESIGN UND REGULIERUNG 7. Der heutige Strommarkt handelt Kilowattstunden er garantiert keine Versorgungssicherheit 8. Am heutigen Grenzkostenmarkt können sich Wind und PV prinzipiell nicht refinanzieren 9. Ein neuer Energiewende-Markt ist erforderlich 10. Der Energiewende-Markt bindet die Nachfrage ein 11. Er muss im europäischen Kontext gedacht werden 12. Effizienz: Eine gesparte kwh ist die günstigste 3

4 12 THESEN DER ENERGIEWENDE Erzeugung und Lastverlauf 1. Halbjahr 2022 GW Anfang Februar (KW 6) GW Anfang April (KW 14) Mo Di Mi Do Fr Sa So Mo Di Mi Do Fr Sa So Stromnachfrage Photovoltaik Fossile Kraftwerke Wasser Wind Onshore/Offshore Biomasse Eigene Darstellung basierend auf Agora Energiewende (2012) Berlin, 14. Mai 2013 Lars Waldmann 4

5 12 THESEN DER ENERGIEWENDE Erzeugung und Lastverlauf 2. Halbjahr 2022 GW Mitte August (KW 33) GW Ende November (KW 47) Mo Di Mi Do Fr Sa So Mo Di Mi Do Fr Sa So Stromnachfrage Photovoltaik Fossile Kraftwerke Wasser Wind Onshore/Offshore Biomasse Eigene Darstellung basierend auf Agora Energiewende (2012) Berlin, 14. Mai 2013 Lars Waldmann 5

6 Ausgleichsoptionen für fluktuierende Erzeugung aus Wind und Sonne Lastmanagement Einspeisemanagement Flexibilisierung residualer Karftwerkspark Leitungsbau Sektoraler Ausgleich Import / Export Allokation neuer Kraftwerke EE und konventionell Speicher Berlin, 14. Mai 2013 Lars Waldmann 6

7 Stromerzeugung bis 2033 nach dem Leitszenario (B) des NEP 2013 Erzeugung in Deutschland, in TWh* Fossil Other RES PV Wind & PV Anteil von Wind onshore, Wind offshore und PV in 2033: ~360 TWh Erzeugung ~60% der gesamten Erzeugung Wind offshore Wind onshore * Einschätzung für 2023 und 2033 basierend auf dem Szenario B des NEP 2013 der Bundesnetzagentur (Installierte Leistung), Erzeugung berechnet nach Wetterdaten (Jahr 2011) durch IWES Berlin, 14. Mai 2013 Lars Waldmann 7

8 Bislang nicht beantwortete Schlüsselfragen Welcher Mix und welche Verteilung von Wind und PV sind kostenoptimal für Deutschland? Erneuerbare Erzeugung und Strombedarf, 2022, Meteo-Jahr 2011, 2. Kalenderwoche Die Studie wurde erstellt von: Ertragsoptimiert beste Standorte Biomasse Grundlast Biomasse wärmegeführt Biogas flexibel Lastoptimiert verbrauchsnahe Biomethan Standorte flexibel Wasserkraft Onshore-Wind Offshore-Wind Welche Auswirkung hat ein verzögerter Photovoltaik Netzausbau? konv. Kraftwerke Strombedarf ohne Bahnstrom und Arealnetze 0 0 Berlin, 14. Mai 2013 Lars Waldmann Im Auftrag von 8

9 Kostenoptimaler Ausbau der Erneuerbaren Energien Analyse des Technologiemix und der Standorte BERLIN, Lars Waldmann 9 9

10 Ausbaupfade Erneuerbare Energien bis 2033 Erzeugung nach Technologie in TWh, 2033 Basisszenario verbrauchsnah beste Standorte Erneuerbare Ausbaupfad Wind offshore Photovoltaik Wind onshore Berlin, 14. Mai 2013 Lars Waldmann Unterschiede zum Basisszenario Mehr Wind onshore (bei beiden gleich) Realistisches Minimum bei Wind Offshore Wind und PV deutschlandweit verteilt Realistisches Minimum bei PV Wind und PV an ertragreichsten Standorten Gesamt: 361 TWh (~60%) 10

11 Ausbaupfade Erneuerbare Energien bis 2023 Erzeugung nach Technologie in TWh, 2023 Basisszenario verbrauchsnah beste Standorte Erneuerbare Ausbaupfad Wind offshore Photovoltaik Wind onshore Unterschiede zum Basisszenario Mehr Wind onshore (bei beiden gleich) Realistisches Minimum bei Wind Offshore Wind und PV deutschlandweit verteilt Realistisches Minimum bei PV Wind und PV an ertragreichsten Standorten Gesamt: 244 TWh (~40%) Berlin, 14. Mai 2013 Lars Waldmann 11

12 Zusätzliche Windkraftanlagen werden entweder im Süden oder eher im Norden gebaut, je nach Optimierungsstrategie 12

13 Zusätzliche Solarstromanlagen liegen im verbrauchsnahen Szenario häufig in der Nähe von Städten 13

14 Räumliche Verteilung von Last und Erzeugung im Stromnetz Leistungsbilanz 2012 (MW) Leistungsbilanz 2022 (MW) Leistungsbilanz zum Zeitpunkt höchster Netzbelastung in MW Berlin, 14. Mai 2013 Lars Waldmann 14

15 Der NEP Strom 2012 bildet den Netzausbaubedarf bis 2032 ab Das Startnetz (EnLag, 2009) NEP Strom 2012 (Grundlage für Bundesbedarfsplangesetz 2013) Investitionen ~5 Mrd. EUR Investitionen ~15 Mrd. EUR Berlin, 14. Mai 2013 Lars Waldmann 15

16 Kostenbetrachtung bei Variation des Netzausbaus Unterscheidung in verzögert und schnell und vollständig BERLIN, Lars Waldmann 16 16

17 Analyse der beiden EE Ausbaupfade jeweils für die Netzausbauvarianten verzögert und schnell und vollständig Basisszenario verbrauchsnah beste Standorte schnell und schnell und verzögert verzögert vollständig verzögert vollständig Erneuerbare Ausbaupfad Netzausbau verzögert nimmt dabei eine 10 jährige Verspätung des Netzausbaus an: bis 2023: nur Fertigstellung des Startnetz bis 2033: nur Maßnahmen des Bundesbedarfsplan Berlin, 14. Mai 2013 Lars Waldmann 17

18 Einsparungen in allen Szenarien von 2 2,5 Mrd. Euro pro Jahr in 2023 Ergebnis 2023 Mrd Basisszenario verbrauchsnah beste Standorte schnell und schnell und verzögert verzögert vollständig verzögert vollständig Erneuerbare Ausbaupfad Netzausbau jährliche Systemkosten in Mrd. EUR Gesamtersparnis von 2 2,5 Mrd. EUR/a 75 0 Berlin, 14. Mai 2013 Lars Waldmann 18

19 Im Jahr 2033 Einsparungen in allen Szenarien von 3 4 Mrd. Euro pro Jahr Ergebnis 2033 Mrd Basisszenario verbrauchsnah beste Standorte schnell und schnell und verzögert verzögert vollständig verzögert vollständig Erneuerbare Ausbaupfad Netzausbau jährliche Systemkosten in Mrd. EUR Gesamtersparnis von 3-4 Mrd. EUR/a Berlin, 14. Mai 2013 Lars Waldmann 19

20 Der verzögerte Netzausbau führt bei verbrauchsnahem Ausbau bis 2023 zu höheren Einsparungen Ergebnis 2023 Mrd Basisszenario verbrauchsnah beste Standorte schnell und schnell und verzögert verzögert vollständig verzögert vollständig Erneuerbare Ausbaupfad Netzausbau jährliche Systemkosten in Mrd. EUR Berlin, 14. Mai 2013 Lars Waldmann schneller Netzausbau führt zu höheren Gesamtkosten schneller Netzausbau reduziert die Gesamtkosten 20

21 Der schnelle und vollständige Netzausbau reduziert die Kosten der Stromversorgung in allen Szenarien in 2033 Ergebnis 2033 Mrd Basisszenario verbrauchsnah beste Standorte schnell und schnell und verzögert verzögert vollständig verzögert vollständig Erneuerbare Ausbaupfad Netzausbau jährliche Systemkosten in Mrd. EUR Zusatzersparnis 0,2 Mrd. EUR/a Zusatzersparnis 0,6 Mrd. EUR/a Berlin, 14. Mai 2013 Lars Waldmann 21

22 Schlussfolgerungen 1. Regionale Verteilung: Für die regionale Verteilung von neuen Wind und PV Anlagen hat die Politik einen breiten Handlungsspielraum. 2. Technologiemix: Die Fokussierung auf Onshore Wind reduziert Kosten. 3. Übertragungsnetz: Die Energiewende benötigt einen intelligenten Netzausbau. Bei der gesamtwirtschaftlichen Optimierung geht es mehr um die Frage wann als um die Frage ob der vollständige Netzausbau nach Bundesbedarfsplangesetz benötigt wird. Berlin, 14. Mai 2013 Lars Waldmann 22

23 Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit! Lars Waldmann Senior Associate Agora Energiewende Rosenstraße Berlin T F M I lars.waldmann@agora-energiewende.de

24 Backup Berlin, 14. Mai 2013 Lars Waldmann 24

25 For each scenario, differences in cost were calculated and compared to the reference scenario Schematic Reference scenario Optimized Scenario X Annual total system cost bn EUR/a 20 - Cost difference Wind and PV (investments) Cost difference residual power supply Cost difference distribution grids Cost difference transmission grids Resulting total cost in optimized Szenario 25

26 For each scenario, differences in cost were calculated and compared to the reference scenario Schematic 1 80 Reference scenario Optimized Scenario X Result: Total cost reduction in scenario X Annual total system cost bn EUR/a 20-26

27 A quick and complete expansion of grids reduces curtailment of renewable generation in the resource-driven scenario Curtailment in 2023, TWh Reference Consumptiondriven Resourcedriven Renewable expansion delayed delayed quick and complete delayed quick and complete Speed of grid expansion 15 TWh/a 10 5 Curtailment is largely avoided by different allocation of renewables Grid expansion reduces curtailment by ~12 TWh 0 Hannover, Daniel Fürstenwerth 27

28 Until 2023, cost for curtailment of renewables and investment cost for complete grid expansion balance each other out Details on resource-driven scenario, 2023 Reference Resource-driven Renewable expansion 82 delayed delayed quick and complete Speed of grid expansion Annual total 78 system cost bn EUR/a 77 0 Grid expansion reduces cost for curtailment (~ -0,8 bn EUR/year) Hannover, Daniel Fürstenwerth 28

29 Until 2023, cost for curtailment of renewables and investment cost for complete grid expansion balance each other out Details on resource-driven scenario, 2023 Reference Resource-driven Renewable expansion 82 delayed delayed quick and complete Speed of grid expansion Annual total 78 system cost bn EUR/a 77 0 Hannover, Daniel Fürstenwerth Grid expansion reduces cost for curtailment (~ -0,8 bn EUR/year) Additional cost for transmission grid (~ +0,7 bn EUR/year) 29