Kurzstudie: Auswirkungen der Schließung von Braunkohlekraftwerken auf den deutschen Strommarkt. Erstellt für Zukunft Erdgas e.v.

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1 Kurzstudie: Auswirkungen der Schließung von Braunkohlekraftwerken auf den deutschen Strommarkt Erstellt für Zukunft Erdgas e.v., November 218 1

2 Inhalt 1. Zusammenfassung Definition der Szenarien Szenarien Weitere Annahmen Modellierung Unterstellte Schließungen von Braunkohlekraftwerken Kernergebnisse Installierte Leistung Erzeugungsmix Auslastung von Gaskraftwerken Weitere Systementwicklungen Auswirkung auf Emissionen im deutschen Stromsektor Auswirkung auf die Strompreise Auswirkung auf die Versorgungssicherheit Auswirkung auf Stromflüsse durch den Nord-Süd-Netzengpass

3 1. Zusammenfassung Die vorliegende Kurzstudie analysiert die Auswirkungen eines teilweisen Ausstiegs aus der Braunkohleverstromung im Jahr 223 auf den deutschen Strommarkt, insbesondere auf die Auslastung der deutsche Gaskraftwerksflotte. Seit Anfang 217 ist diese, obgleich sie laut Umweltbundesamt die im Durchschnitt niedrigsten spezifischen Emissionen von 382 gco2/kwh aufweist, mit 35% recht niedrig ausgelastet. Braunkohlekraftwerke (1.148 gco2/kwh) und Steinkohlekraftwerke (847 gco2/kwh) sind dagegen mit 78% bzw. 42% wesentlich besser ausgelastet. Diese Studie vergleicht in einer modellbasierten Analyse drei Szenarien: 1) Business-as-usual (BAU): Keine Schließungen von Kohlekraftwerken über bereits angekündigte Stilllegungen hinaus; sonstige Marktentwicklung (z.b. EE-Ausbau) gemäß aktueller Regulatorik und ökonomischer Faktoren (z.b. Einmotten kurzfristig unprofitabler Erzeugungskapazitäten) 2) BAU 5 GW : Schließung von 5 GW an Braunkohle-Erzeugungsleistung ggü. BAU 3) BAU 9 GW : Schließung von 9 GW an Braunkohle-Erzeugungsleistung ggü. BAU 223 wurde als Jahr für alle quantitativen Auswertungen ausgewählt, da bis dann der Ausstieg aus der Kernenergie abgeschlossen sein wird. Die Studie enthält folgende Kernergebnisse: Die Schließung von 5 bzw. 9 GW an Braunkohlekraftwerken hätte moderate Auswirkungen auf die Großmarktpreise für Strom: bei Stilllegung von 5 GW steigen die Preise um 2 EUR/MWh ggü. dem Business-as-usual-Szenario ohne Intervention, bei Stilllegung von 9 GW um 4 EUR/MWh Die Stilllegung von Braunkohlekraftwerken verringert die jährliche Braunkohleverstromung erheblich, um 36 TWh (5 GW) bzw. 59 TWh (9 GW). Dieser Strom wird etwa zur Hälfte durch inländische Erzeugung (aus Steinkohle- und Gaskraftwerken) und zur Hälfte durch Importe ersetzt Die Auslastung von Gaskraftwerken ohne Wärmeauskopplung steigt durch die Schließung der Braunkohlekraftwerke erheblich, von 28% ohne Intervention auf 38% (5 GW) bzw. 45% (9 GW) Durch die Schließung der Braunkohlekraftwerke werden in Deutschland erhebliche CO2- Einsparungen erreicht: Die Emissionen des Stromsektors sinken im 5 GW-Szenario um 32 Mio. t CO2 bzw. %, im 9 GW Szenario um 58 Mio. t CO2 bzw. 18% Die regelbare Leistung und die zu erwartende Erzeugung Erneuerbarer Energien reicht unter Normalbedingungen in allen Szenarien aus, um die typische Spitzenlast von GW zu decken. Interkonnektoren mit Nachbarländern stünden als zusätzliche Absicherung für Ausfälle von Kraftwerken bereit 3

4 Die Reduktion der Braunkohleverstromung entlastet den Nord-Süd-Netzengpass, da sich die Braunkohlekraftwerke nördlich der wesentlichen Netzengpässe befinden Die Studie ist eine unabhängige Untersuchung durch. Modellierungsparameter wie EE-Ausbau, Entwicklung von Nachfrage und Brennstoffpreisen sowie die Kapazitäten der Grenzkuppelstellen entsprechen Auroras Central Scenario, Stand Oktober Definition der Szenarien 2.1. Szenarien Business-as-usual (BAU): Keine Schließungen von Kohlekraftwerken über bereits angekündigte Stilllegungen hinaus; sonstige Marktentwicklung (z.b. EE-Ausbau) gemäß aktueller Regulatorik (EEG 217 plus Sonderausschreibungen gemäß Koalitionsvertrag 1 ) und ökonomischer Faktoren (z.b. Einmotten kurzfristig unprofitabler Erzeugungskapazitäten). BAU 5 GW: Um die Auswirkung einer moderaten Intervention im Braunkohlesektor abzubilden, wird für das Jahr 223 die Stilllegung von 5 GW an Braunkohle-Erzeugungskapazitäten unterstellt. Dabei werden die ältesten Kraftwerke zuerst stillgelegt; hinsichtlich der Effekte auf den Strommarkt ist Frage der Reihenfolge jedoch zweitrangig. BAU 9 GW: Dieses Szenario analysiert die Auswirkungen eines ambitionierteren Schließungsplans mit 9 GW weniger Braunkohlekapazitäten im Jahr 223. Auch hier wurden die ältesten Kraftwerke zuerst abgeschaltet Weitere Annahmen Alle sonstigen Annahmen für 223 entsprechen dem Central Scenario von Aurora Energy Research, Stand Oktober 218 (alle Preise in realen EUR 217): - Der Erdgaspreis bleibt in diesem Szenario auf dem Niveau des bisherigen Jahresverlaufs 218, da wir keine Entspannung an den LNG-Märkten, die auch die Preissetzung über Pipelines importierten Gases beeinflussen, erwarten. - Der Steinkohlepreis fällt in unserer Erwartung um ca. 25% ggü. dem bisherigen Jahresschnitt 218, da er sich derzeit deutlich über den langfristigen Grenzkosten der meisten Produzenten befindet. - Hinsichtlich der Entwicklung des europäischen CO2-Preises herrscht große Unsicherheit; nach einem schnellen Anstieg bis über 2 EUR/t verharrte er zuletzt mit erheblicher Volatilität um die 2 EUR/t-Marke. Wir erwarten, dass er, bei teilweise erheblicher kurzfristiger Volatilität, sich auch 223 noch auf diesem Niveau befinden wird. 1 Der Entwurf des Energiesammelgesetzes vom sieht eine im Vergleich zum Koalitionsvertrag ausgedehnte Ausschreibungszeitleiste vor. Dennoch kann davon ausgegangen werden, dass die in den Sonderausschreibungen erfolgreichen Gebote bis 223 zugebaut sind. Die Verzögerung beeinflusst die vorliegende Analyse daher allenfalls marginal. 4

5 - Da Elektrifizierung und Wirtschaftswachstum Effizienzgewinne mehr als kompensieren, erwarten wir eine leicht steigende Nachfrage. - Der unterstellte EE-Ausbau entspricht den Ausbaupfaden des EEG 217 zuzüglich der im Koalitionsvertrag beschlossenen Sonderausschreibungen. - Bis 223 erwarten wir durch Netzausbau und bessere Auslastung bestehender Leitungskapazitäten für Importe verfügbare Interkonnektorenkapazitäten von 25 GW. - Der Modellierung liegt das Wetter- und Nachfragejahr 213 zu Grunde. Erdgaspreis Steinkohlepreis CO2-Preis Nachfrage (netto) Wind an Land Wind auf See Solar Biomasse Interkonnektoren 22 EUR/MWh 56 EUR/t 19 EUR/t 582 TWh 63 GW 8 GW 62 GW 7 GW 25 GW Wetterjahr 213 Tabelle 1: Wesentliche Modellierungsparameter Durch den 223 relativ zu 218 niedrigeren Steinkohlepreis und die Erdgas- und CO2-Preise auf heutigem Niveau sind die Auswirkungen von Kraftwerksschließungen auf den Strompreis, die in dieser Studie präsentiert werden, eher größer, als sie es zu den derzeitigen Preisverhältnissen wären. Bei den Brennstoff- und CO2-Preisen befinden sich auch die aus unserer Sicht wesentlichen Unsicherheiten hinsichtlich der Preiseffekte von Schließungen: ein höherer Erdgaspreis führt zu größeren Kosteneffekten, höhere Steinkohle- oder CO2-Preise würden die Preiseffekte verringern, und umgekehrt Modellierung Das Electricity System (AER-ES) ist ein lineares Optimierungsmodel für den europäischen Strommarkt. Es errechnet europaweit den kostenoptimalen Kraftwerkseinsatz auf stündlicher Basis. Zudem simuliert es unter Berücksichtigung von verfügbaren Kapazitäten an den Grenzkuppelstellen den Stromaustausch zwischen den einzelnen Märkten. 5

6 Das Modell bildet den gesamten europäischen Kraftwerkspark ab und simuliert einzelne Kraftwerke und Day-Ahead-Preise in stündlicher Granularität. Der dynamische Einsatz von Kraftwerken wird unter Berücksichtigung von Anfahrkosten und -zeiten errechnet. Endgültige und temporäre Stilllegungen ( Einmotten ), Wiederinbetriebnahmen, Neubauten und Modernisierungen werden dem Barwert entsprechend endogen modelliert Unterstellte Schließungen von Braunkohlekraftwerken Abbildung 1 zeigt die Netto-Erzeugungsleistung der deutschen Braunkohlekraftwerke im Jahr 217, sowie in 223 für alle drei modellierten Szenarien. Selbst im Business-as-usual-Szenario kommt es durch bereits angekündigte Schließungen bzw. Überführung in die Sicherheitsbereitschaft gemäß 13 g EnWG zu einem Rückgang der Kapazitäten um 2 GW (-%) gegenüber 217. Eine Schließung zusätzlicher 5 GW im mittleren Szenario BAU 5 GW führt zu einer Verringerung um 7 GW (-34%) gegenüber 217; noch 14 GW verbleiben. Im Szenario eines schnellen Kohleausstiegs verblieben noch GW Braunkohlekapazität im Netz, eine Reduktion von rund 11 GW (-51%) gegenüber 217. Erzeugungskapazitäten Mit zusätzlichen 5 bzw. 9 GW an Schließungen sind in 223 noch 14 bzw. GW Braunkohle-KW am Netz Braunkohle-Erzeugungsleistung am Strommarkt, GW (netto) BAU 223 BAU 5 GW 223 BAU 9 GW 14 Quellen: Bundesnetzagentur, Abbildung 1: Braunkohle-Erzeugungskapazitäten nach Szenario 6

7 3. Kernergebnisse 3.1. Installierte Leistung Im BAU-Szenario sinkt durch den weiteren Ausbau Erneuerbarer Energieträger die installierte Leistung an Gaskraftwerken um 6 GW auf 24 GW. Der Großteil davon sind Kapazitäten, die aus Altersgründen stillgelegt werden, da eine Modernisierung notwendig wäre, um die Kraftwerke weiter zu betreiben, diese sich aber nicht lohnt. In Szenarien BAU 5 GW und BAU 9 GW bleiben als Ergebnis der Stilllegungen von Braunkohlekraftwerken 1 bzw. 2 GW mehr Gaskraftwerksleistung im Markt. Damit gilt: je weniger Braunkohle-, desto mehr Gaskraftwerksleistung. Marktgetriebene Neubauten von Gaskapazitäten sind in den modellierten Stilllegungsszenarien bis 223 nicht zu erwarten. Dies schließt Neubauten von Gaskraftwerken in den kommenden Jahren, z. B. um die Wärmelast stillzulegender Kohlekraftwerke zu decken, nicht aus. Neubauten wurden jedoch über angekündigte Projekte hinaus nicht angenommen. Erzeugungskapazitäten In allen Szenarien werden EE-Kapazitäten ausgebaut und Gas- und Kohlekapazitäten stillgelegt Erzeugungskapazitäten, GW (netto) BAU 223 BAU 5 GW 223 BAU 9 GW Kernenergie Braunkohle Steinkohle Erdgas Biomasse Sonstige Wasser Wind auf See Wind an Land Solar Quellen: Bundesnetzagentur, Abbildung 2: Entwicklung der Erzeugungskapazitäten 7

8 Im übrigen Kapazitätsmix verlassen die verbliebenen GW Kernenergie bis 223 das System. Parallel dazu sinkt die Steinkohlekapazität von 25 GW auf 2 GW (-17%); alle diese Schließungen wurden bereits durch die Kraftwerksbetreiber angekündigt. Im Gegenzug legen Erneuerbare um 33 GW zu (+29%), was den Ausbaupfaden des EEG 217 plus den im Koalitionsvertrag vorgesehenen Sonderausschreibungen entspricht. Davon entfallen 18 GW auf zusätzliche Solarenergie, 12 GW auf Windenergie an Land und etwas weniger als 3 GW auf Wind auf See. Einzig die Erzeugungskapazitäten von Biomasse und Biogas sinken leicht, da mehr Leistung aus der EEG-Förderung fällt als neu zugebaut wird. Netto steigen die Kapazitäten im deutschen Strommarkt im BAU-Szenario bis 223 um 14 GW auf 224 GW Erzeugungsmix Während die Gaskapazitäten bis 223 fallen, steigt die Auslastung der verbliebenen Gaskraftwerke in allen Szenarien so stark, dass trotz geringerer Kapazitäten mehr Strom aus Gas erzeugt wird als noch 217. Im BAU-Szenario steigt die Gasverstromung um 3 TWh (+4%) von 84 TWh im Jahr 217 auf insgesamt 87 TWh im Jahr 223. Die höhere Auslastung der Gaskraftwerke erfolgt vor allem zur Deckung der Spitzenlast, wenn gleichzeitig die Erzeugung Erneuerbarer Energien nicht ausreicht, um die Nachfrage zu decken. Gleichzeitig entfallen bis 223 rund 72 TWh an Stromerzeugung aus Kernenergie. Die Braunkohleverstromung sinkt um 6 TWh (-4%) auf 13 TWh. Im Gegenzug steigt die Stromerzeugung aus Steinkohle von 85 TWh auf 1 TWh (+19%). Trotz des Erzeugungsrückgangs bleibt ein Stromhandelsüberschuss von 25TWh bestehen. Dieser fällt allerdings um 59% geringer aus als in 217 (55 TWh). Aufgrund des geförderten Ausbaus im Rahmen des EEG vergrößern die Erneuerbaren Energieträger ihren Anteil am Strommix in allen Szenarien von 34%, bzw. 28 TWh im Jahr 217 auf 43%, bzw. 258 TWh bis 223. Der größte absolute Zuwachs erfolgt bei der Stromerzeugung aus Windkraftanlagen an Land, die von 88 TWh im Jahr 217 um 23 TWh (+26%) auf 111 TWh Erzeugung steigt. Sie wird dicht gefolgt von der Photovoltaik mit 18 TWh Erzeugungszuwachs (+44%) ausgehend von 4 TWh im Jahr 217. Prozentual gesehen steigt die Stromerzeugung aus Windkraft auf See stärksten: um gut 15 TWh (+79%) gegenüber 18 TWh im Jahr 217. Durch den zusätzlichen Rückgang der Erzeugung aus Braunkohlekraftwerken in den Schließungsszenarien verstärken sich die bereits vorhandenen Trends hin zu einer stärkeren Auslastung insbesondere von Steinkohlekraftwerken sowie zu einem geringeren Teil von Gaskraftwerken. Dies ergibt sich durch die Funktionsweise der Merit Order: der Kraftwerkseinsatz erfolgt, vereinfacht gesprochen, nach den kurzfristigen Grenzkosten. Diese sind bei intermittierenden Erneuerbaren am niedrigsten, gefolgt von Kernenergie-, Braun- und Steinkohlekraftwerken. Erst dann folgen in der Merit Order Gaskraftwerke, deren Ausleistung daher steigt, wenn Kraftwerke, deren Grenzkosten niedriger sind, den Markt verlassen. 8

9 Stromerzeugung Bei Schließungen von Braunkohle-KW zwischen 5 und 9 GW erwarten wir eine ausgeglichene Stromhandelsbilanz Strommix Deutschland, TWh (netto) BAU 223 BAU 5 GW 223 BAU 9 GW Kernenergie Braunkohle Steinkohle Sonstige Wasser Wind an Land Importe Erdgas Biomasse Wind auf See PV Quellen: AG Energiebilanzen, Agora Energiewende, ENTSO-E, Im Detail ergeben sich folgende Effekte: Abbildung 3: Entwicklung des Strommix - BAU 5 GW sieht einen Rückgang der Braunkohleverstromung um 36 TWh ggü. BAU, BAU 9 GW einen Rückgang um 59 TWh. - Diese Erzeugung wird einerseits durch Stromerzeugung aus Gaskraftwerken ersetzt: Sie steigt im Szenario BAU 5 GW um etwas mehr als 6 TWh auf 93 TWh und im Szenario BAU 9 GW um 12 TWh ggü. BAU. - Ein etwas größerer Teil des Braunkohlestroms wird jedoch durch Steinkohlekraftwerke ersetzt; die Steinkohleverstromung steigt in BAU 5 GW um 8 TWh ggü. BAU, in BAU 9GW um 13 TWh. Aufgrund der niedrigeren Emissionsintensität von Steinkohle- im Vergleich zu Braunkohlestrom führt dies dennoch zu geringeren Emissionen. - Die Stromexporte reduzieren sich im Szenario BAU 5 GW um 19 TWh gegenüber BAU, im Szenario BAU 9 GW um 34 TWh. Den größten Beitrag zum Ersatz der Braunkohle leisten damit Kraftwerke im Ausland, was dort zu zusätzlichen Emissionen führt. Da der marginale Kraftwerksmix in Deutschlands Nachbarländern jedoch primär aus Steinkohleund Gaskraftwerken besteht, ist dennoch eine Emissionsminderung zu erwarten. 9

10 4. Auslastung von Gaskraftwerken Auslastung der Gasflotte Die Auslastung von Gaskraftwerken steigt mit sinkender Kohlekapazität Modernes GuD GT 1 Historisch Auslastung der Gaskraftwerke (inkl. wärmebedingter Erzeugung), % Auslastung typischer Kraftwerke ohne Wärmeerzeugung, % BAU 223 BAU 223 BAU 218 YTD 5 GW 9 GW YTD 223 BAU 223 BAU 223 BAU 5 GW 9 GW 1 1 1) Betrieb primär am Regelenergiemarkt Quelle: Abbildung 4: Auslastung von Gaskraftwerken Derzeit sind Gaskraftwerke in Deutschland recht niedrig ausgelastet; gleichzeitig weisen sie mit durchschnittlich 382 gco2/kwh die niedrigsten spezifischen Emissionen der konventionellen Erzeugungstechnologien auf. Emissionsintensivere Braunkohle- (1.148 gco2/kwh) und Steinkohlekraftwerke (847 gco2/kwh) sind mit 78% bzw. 42% aufgrund ihrer niedrigeren Grenzkosten wesentlich besser ausgelastet. Wie schon auf der Erzeugungsseite deutlich wurde, steigt die Auslastung der vorhandenen Gaskraftwerke in allen Szenarien mit sinkender Kohlekapazität. Mit weniger Braunkohlekraftwerken im Markt kommen Gaskraftwerke daher in der Merit Order öfter zum Zuge. Hierdurch ergibt sich eine höhere Auslastung der Gaskraftwerke und im System eine Emissionseinsparung. Abbildung 4 zeigt die Auslastung der gesamten Gaskraftwerksflotte und exemplarischer Kraftwerke. Die größten Auslastungszuwächse sind bei Kraftwerken ohne Wärmeauskopplung zu

11 erwarten; die Auslastung der gesamten Gaskraftwerksflotte steigt naturgemäß weniger, da viele Gaskraftwerke durch die zu erbringende Wärmelast ohnehin besser ausgelastet sind. Konkret bedeutet dies im BAU-Szenario eine Steigerung der Auslastung eines modernen Gas- und Dampfkraftwerks ohne Wärmeauskopplung um fünf Prozentpunkte auf 28% im Jahr 223 im BAU-Szenario, getrieben durch den Kernenergieausstieg. Im Szenario BAU 5 GW steigt die Auslastung um weitere zehn Prozentpunkte auf 38% im Jahr 223. Das schnellere Kohleausstiegsszenario BAU 9 GW würde zu 45% Auslastung von GUDs ohne Wärmeauskopplung führen. Die Auslastung der Gasturbinen reagiert dagegen bis 223 wenig auf die Schließungen von Braunkohlekraftwerken; hauptsächlich deswegen, da zumeist Strom zu Preisen, die unter den Grenzkosten von Gasturbinen liegen, aus dem Ausland importiert werden kann. Über alle Gaskraftwerke fällt die Steigerung der Auslastung in den Schließungsszenarien geringer aus, da viele Gaskraftwerke bereits heute durch Wärmelieferverpflichtungen in Stunden laufen, in denen sie im Strommarkt allein nicht profitabel wären. Dadurch fällt der Anstieg durch das höhere Preisniveau im Strommarkt mit 1 ( 5 GW) bzw. 3 ( 9 GW) Prozentpunkten wesentlich geringer aus. 5. Weitere Systementwicklungen 5.1. Auswirkung auf Emissionen im deutschen Stromsektor Ohne weitere Maßnahmen fallen die Emissionen im deutschen Stromsektor trotz Kernenergieausstieg im BAU-Szenario bis 223 leicht, auf knapp 325 Millionen t CO2 (-2%), ausgehend von geschätzten 332 Mio. t im Jahr 217. Dies liegt vor allem an 6 GW bereits angekündigten Schließungen älterer Stein- und Braunkohlekraftwerke zwischen 217 und 223 und den Zubau weiterer Erneuerbarer. Die Schließung von zusätzlich 5 GW Braunkohlekraftwerken würde im Vergleich zu BAU zu etwas mehr als 32 Mio. t CO2-Einsparungen führen (-%). Eine Schließung von 9 GW über das BAU- Szenario hinaus, würde zu zusätzlichen CO2-Reduktionen von 58 Mio. t (-18%) gegenüber dem BAU-Szenario führen. Die Emissionen der Braunkohleverstromung fallen deutlich: um 12 Mio. t bereits im BAU gegenüber 217. Im Szenario BAU 5 GW fallen die Emissionen der Braunkohlekraftwerke um weitere 42 Mio. t, im Szenario BAU 9 GW um 74 Mio. t. Durch die zusätzlichen Emissionen anderer Kraftwerke, die die Stromerzeugung der Braunkohlekraftwerke im BAU-Szenario ersetzen, ist die systemweite Emissionsminderung in den Szenarien ist allerdings netto geringer. Im Szenario BAU 5 GW wird der gegenüber BAU wegfallende Braunkohlestrom durch zusätzliche Steinkohle- und Gasverstromung ersetzt. Damit steigen die Emissionen von Steinkohlekraftwerken um 7 Mio. t und die Emissionen von Gaskraftwerken um 2 Mio. t 11

12 gegenüber BAU. Bei einem schnellen Kohleausstieg steigen die Steinkohleemissionen um insgesamt 11 Mio. t gegenüber BAU, die der Gaskraftwerke um 4 Mio. t. Emissionen Die Schließung von 9 GW Braunkohlekraftwerken senkt die Emissionen des deutschen Stromsektors um 18% CO2-Emissionen des Stromsektors nach Brennstoff 1, Mio t CO % -18% BAU 223 BAU 5 GW 223 BAU 9 GW 1) Strom & Wärme Braunkohle Steinkohle Erdgas Sonstige Quelle: Abbildung 5: Entwicklung der Emissionen des Stromsektors 5.2. Auswirkung auf die Strompreise Durch den Atomausstieg verkürzt sich bis 223 die Merit Order unabhängig der Entwicklungen der Kohleverstromung. Das lässt die Preise bis 223 in allen Szenarien ansteigen. Im BAU liegen sie im Jahr 223 bei 46 EUR/MWh und damit 12 EUR/MWh höher als 217, allerdings nur 3 EUR/MWh höher als im bisherigen Jahresverlauf (Januar-Oktober) 218. Eine Schließung von 5 bzw. 9 GW an Braunkohlekraftwerkskapazitäten verkürzt die Merit Order weiter und führt zu einem Preisanstieg von 2 EUR/MWh (+5%) bzw. 4 EUR/MWh (+9%) gegenüber BAU. 12

13 Strompreise Die Börsenstrompreise steigen auch in BAU leicht ggü. 218, hauptsächlich durch den Atomausstieg Börsenstrompreise, DE (Baseload) 1, EUR/MWh (real 217) BAU 223 BAU 5 GW 223 BAU 9 GW 1) Januar-Oktober. Quellen: EPEX SPOT, Abbildung 6: Entwicklung der Börsenstrompreise 5.3. Auswirkung auf die Versorgungssicherheit Eine häufige Fragegestellung im Kontext der Kohleausstiegsdebatte ist die der Versorgungssicherheit: droht bei verringerter Kohleverstromung ein Blackout? Zur Beantwortung dieser Frage dienen oft Analysen der Leistungsbilanz: stehen genügend regelbare Erzeugungskapazitäten zur Verfügung, um die heimische Spitzenlast zu decken? Solche Betrachtungen sind aus zwei Gründen als sehr konservativ zu bewerten: zum einen ignorieren sie den Beitrag, den intermittierende Erneuerbare zur Versorgungssicherheit leisten können, zum anderen betrachten sie den deutschen Strommarkt als Insel, die in Knappheitssituationen nicht auf Erzeugungskapazitäten in Nachbarländern zurückgreifen kann. Daher beziehen wir in der vorliegenden Studie konservative Abschätzungen der Beiträge von Erneuerbaren und Interkonnektoren zur Versorgungssicherheit mit ein. Betrachtet wird auch hier das Jahr 223, da nach dem Abschluss des Kernenergieausstiegs eine größere Kapazitätsknappheit als in den vorangehenden Jahren erwartet werden kann. 13

14 Zum einen adjustieren wir die regelbare Leistung um die Erzeugung, die von Erneuerbaren zum Zeitpunkt der Spitzen-Residuallast erbracht wird. Die Spitzen-Residuallast ist definiert als die höchste Nachfrage nach Abzug der Erzeugung intermittierender Erneuerbarer Energieträger. Grundlage dieser Analyse sind 3 Wetterjahre, für die wir hypothetische Erzeugungsmuster mit den im Jahr 223 angenommen EE-Kapazitäten erstellt haben. Diese wiederum wurden mit dem simulierten Nachfragemuster im Jahr 223 kombiniert, um die Residuallast zu berechnen. Betrachtet werden die drei Stunden des Jahres mit der höchsten Residuallast, was die Zielgröße vieler Kapazitätsmechanismen ist. Es zeigt sich, dass insbesondere Windanlagen einen nicht zu vernachlässigenden Beitrag zur Versorgungssicherheit leisten: Windanlagen auf See tragen 5,4% ihrer installierten Leitung zur Deckung der Spitzenlast bei, Windanlagen an Land 3,5%. Die Verfügbarkeit von Mittelfrist-Speichertechnologien wie Redox-Flow-Batterien, die hier jedoch nicht unterstellt wurde, könnte diese Werte langfristig erhöhen. Versorgungssicherheit In allen Szenarien könnte inländische Erzeugung die Spitzenlast decken, wenn keine signifikanten Kapazitäten ausfallen Regelbare Leistung und Beiträge von Erneuerbaren und Interkonnektoren, GW (netto) Spitzenlast GW BAU Braunkohle Biomasse 1 Steinkohle Sonstige Erdgas Wasser 1 1) Bei durchschnittlicher Auslastung. 2) 2 GW. 223 BAU 5 GW Nachfrageflexibilitäten 2 Wind auf See Wind an Land 223 BAU 9 GW Solar Interkonnektoren Anteiliger Beitrag der installierten Leistung zur Deckung der Spitzen- Residuallast: Wind auf See: 5,4% Wind and Land: 3,5% Solar:,1% Interkonnektoren: % Quelle: Abbildung 7: Deckung der Spitzenlast Der Beitrag von Interkonnektoren ist naturgemäß komplexer zu quantifizieren: Betrachtungen historischer Muster führen hier in die Irre, da der deutsche Strommarkt in den vergangenen Jahren von Überkapazitäten geprägt war, was dazu führte, dass selbst in Stunden, in denen die Last in 14

15 Deutschland vergleichsweise hoch war, Deutschland Strom in Nachbarländer exportierte, da das deutsche Preisniveau immer noch relativ niedrig war. Es ist zu erwarten, dass sich dies in den nächsten Jahren ändert: einerseits werden in Deutschland selbst im BAU-Szenario erhebliche Erzeugungskapazitäten stillgelegt, andererseits aber mehrere Nachbarländer Deutschlands Kapazitätsmechanismen einführen bzw. eingeführt haben, die dort zu einem geringeren Rückgang der regelbaren Leistung führen. Als konservative Schätzung nehmen wir an, dass % der 223 angenommenen Interkonnektorenkapazitäten von 25 GW, also 2,5 GW, zur Deckung der Spitzen- Residuallast zur Verfügung stehen 2. Im Ergebnis zeigt sich, dass die regelbare Leistung und die zu erwartende Erzeugung Erneuerbarer Energien unter Normalbedingungen in allen Szenarien ausreichen, um die typische Spitzenlast von GW zu decken. Die Interkonnektoren stünden als zusätzliche Absicherung für Ausfälle von Kraftwerken bereit. Die Möglichkeit, dass die regelbare Leistung im Strommarkt unter die Spitzenlast fällt, ist dabei kein Marktversagen, sondern Bestandteil des Strommarkt 2.: ohne Kapazitätsmechanismus, der Kraftwerke allein für ihre Verfügbarkeit vergütet, ist es möglich, dass die Kapazitäten, die im europäischen Verbundnetz die letzten Lastspitzen decken, nicht in Deutschland, sondern in Ländern mit Kapazitätsmechanismen, wie Frankreich oder Polen, gebaut werden. Wichtig ist außerdem, zu betonen, dass eine Unterdeckung der Spitzen-Residuallast mit regelbarer Erzeugungsleistung in In- oder Ausland nicht zwangsläufig zum Lastabwurf bzw. Stromausfall führt: nicht betrachtet in dieser Analyse wurden die Kraftwerke der Netzreserve (derzeit 6,6 GW) sowie der zum Winter 219/2 einzuführenden Kapazitätsreserve (bis zu 2 GW). Diese könnten zum Einsatz kommen, wenn am Strommarkt eine Unterdeckung herrscht, um einen Stromausfall zu verhindern. Dies ist auf Grundlage der vorliegenden Analyse nicht zu erwarten, stellt jedoch eine zusätzliche Absicherung dar Auswirkung auf Stromflüsse durch den Nord-Süd- Netzengpass Eine weitere relevante Metrik ist die Frage der Auslastung der Übertragungsnetze in Nord-Süd- Richtung. Der vermehrte Ausbau der Windenergie an Land und auf See im Norden Deutschlands, das Abschalten der zumeist im Süden befindlichen Atomkraftwerke sowie der schleppende Netzausbau werden die ohnehin bestehenden Netzengpässe weiter verstärken. Wie wirkt sich die mögliche Schließung von Braunkohlekraftwerken auf diese Problematik aus? 2 Als Vergleichsgröße: im britischen Kapazitätsmarkt wurden in der diesjährigen Ausschreibungsrunde für die Interkonnektoren zum europäischen Festland Beiträge zur Deckung der Spitzenlast von 59-85% angenommen. 15

16 Netzlast zwischen Nord und Süd Die Schließung von Braunkohlekraftwerken im Norden senkt die Stromflüsse von Nord nach Süd Geschätzte Netzlast zwischen Nord- und Süddeutschland 1, höchste Stunden, GW 21 2,5 223 BAU 223 BAU 5 GW 223 BAU 9 GW ,3 19, Ø höchste Stunden, GW 223 BAU 223 BAU 5 GW 223 BAU 9 GW 19 GW 18 GW 17 GW Stunden 1) Erwartete Wirkstromflüsse vor Redispatch aus Norddeutschland nach Süddeutschland (Bayern, Baden-Württemberg, Saarland, Rheinland-Pfalz). Quelle: Abbildung 8: Netzlast Nord-/Süddeutschland Abbildung 7 zeigt, dass eine Schließung von Braunkohlekraftwerken, die alle in den nördlichen Bundesländern gelegen sind, zu einer Entlastung der Übertragungsnetze in der Nord-Süd-Achse führt. Wegen ihrer Lage und ihrer inflexiblen Fahrweise tragen auch Braunkohlekraftwerke zu den Netzengpässen bei. Sie fahren zu Zeiten hoher Windstromerzeugung selten vollkommen herunter und speisen damit Strom in das Netz ein, der auch im Süden nachgefragt wird. Dadurch führt die Verringerung der Braunkohlekapazitäten tendenziell zu einer geringeren Netzlast in den Stunden höchster Netzauslastung. Abbildung 8 zeigt dies beispielhaft anhand der Stunden mit den höchsten Stromflüssen zwischen Nord- und Süddeutschland. Während in den Stunden der stärksten Auslastung im BAU-Szenario durchschnittlich 19 GW von Norden nach Süden fließen würden, sind es im Szenario BAU 5 GW lediglich 18 GW und im Szenario BAU 9 GW Szenario etwa 17 GW. Die Übertragungslastspitze im BAU-Szenario beträgt rund 2.5 GW. Im Szenario BAU 5 GW verringert sich dieser Wert auf 19.3 GW, sowie auf 19 GW im Szenario BAU 9 GW. Es kann davon ausgegangen werden, dass sich in diesen Stunden der Redispatch-Bedarf entsprechend verringert. 16

17 Publikation Erstellt durch Projektleiter November 218 Johanna Schiele Linus Beer Hanns Koenig AURORA ENERGY RESEARCH ist ein Energiemarktmodellierungs- und -beratungsunternehmen mit Fokus auf die deutschen, europäischen und globalen Energiemärkte. Unsere Analysen unterstützen langfristige strategische Entscheidungen unserer Klienten, darunter die meisten großen deutschen und europäischen Energieversorgungsunternehmen. Unsere Überzeugung ist, dass stringente Modellierung, basierend auf robuster Methodik und detaillierten Daten, tiefgreifende Einblicke in mittel- und langfristige Marktentwicklungen bieten kann. Wir kombinieren innovative Modelle mit einem tiefgreifenden Verständnis von Energie- und Finanzmärkten, um verlässliche, unabhängige Beratung zu bieten. wurde Anfang 213 von Dieter Helm, Cameron Hepburn und Colin Mayer gegründet, drei Professoren der Universität Oxford, die seit Jahrzehnten Unternehmen und politische Entscheidungsträger beraten. ALLGEMEINER HAFTUNGSAUSSCHLUSS Dieses Dokument wird Ihnen in der vorliegenden Form nur zur Information bereitgestellt und GmbH ( Aurora ), seine Geschäftsführer, Mitarbeiter, Vertreter oder verbundene Unternehmen (zusammen nachfolgend als seine Partner bezeichnet), gibt hinsichtlich der Richtigkeit, Verlässlichkeit oder Vollständigkeit weder ausdrücklich noch stillschweigend eine Zusicherung oder Gewährleistung ab. Aurora und seine Partner übernehmen keine Verantwortung und keine Haftung für jedweden Schaden, der aus der Nutzung dieses Dokuments entsteht. Dieses Dokument darf für keinen Zweck herangezogen oder als Grundlage verwendet oder als Ersatz für Ihre eigenen Untersuchungen und fundierten Beurteilungen verwendet werden. Die in diesem Dokument enthaltenen Informationen spiegeln unsere Überzeugungen, Annahmen, Absichten und Erwartungen zum Zeitpunkt des Verfassens dieses Dokuments wider; Änderungen sind vorbehalten. Aurora übernimmt keine Verpflichtung zur Aktualisierung dieser Informationen und beabsichtigt keine solche Aktualisierung. ZUKUNFTSGERICHTETE AUSSAGEN Dieses Dokument enthält zukunftsgerichtete Aussagen und Informationen, die Auroras aktuelle Einschätzung hinsichtlich zukünftiger Ereignisse und finanzieller Ergebnisse widerspiegeln. Wörter wie glauben, erwarten, planen, können, werden, würden, könnten, sollten, voraussehen, schätzen, prognostizieren, beabsichtigen, oder Prognose bzw. Varianten dieser Wörter oder anderer ähnlicher Ausdrücke werden eingesetzt, um zukunftsgerichtete Aussagen und Informationen als solche zu kennzeichnen. Tatsächlich eintretende Ergebnisse können sich, da sie bekannten oder unbekannten Risiken und Unsicherheiten unterliegen, von den Erwartungen, die in diesen zukunftsgerichteten Aussagen formuliert oder impliziert sind, wesentlich abweichen. Zu bekannten Risiken und Unsicherheiten gehören unter anderem: vertragliche Risiken, die Bonität von Kunden, die Leistung von Lieferanten und die Verwaltung von Anlagen und Personal; Risiken im Zusammenhang mit finanziellen Faktoren wie der Volatilität von Wechselkursen, der Erhöhung von Zinssätzen, Beschränkungen in Bezug auf den Kapitalzugang sowie Schwankungen auf den globalen Finanzmärkten; mit inländischen und ausländischen staatlichen Vorschriften verbundene Risiken einschließlich Exportkontrollen und wirtschaftlichen Sanktionen und weitere Risiken wie z. B. Rechtsstreitigkeiten. Die oben genannte Liste ist nicht abschließend. URHEBERRECHT Dieses Dokument und sein Inhalt (unter anderem der Text, die Abbildungen, Grafiken und Illustrationen) ist urheberrechtlich geschütztes Eigentum von Aurora. Kein Teil dieses Dokuments darf ohne vorherige schriftliche Genehmigung von Aurora kopiert, vervielfältigt, verteilt oder in irgendeiner Art und Weise kommerziell genutzt werden. Ltd. 2-3 Cambridge Terrace, Oxford, OX1 1TP United Kingdom contact@auroraer.com GmbH Dresdener Str. 15, 999 Berlin Deutschland auroraer.com 17