ANALYSE UND DARSTELLUNG DER KLIMAWIRKSAMKEIT DER ELEKTROMOBILITÄT IN ZUKÜNFTIGEN STROMVERSORGUNGSSZENARIEN

F RAUNHOF ER -INSTITUT FÜR WINDENE RGIE UND ENERGIESYST EMTECHNIK ANALYSE UND DARSTELLUNG DER KLIMAWIRKSAMKEIT DER ELEKTROMOBILITÄT IN ZUKÜNFTIGEN STROMVERSORGUNGSSZENARIEN Szenariensimulation, Analyse und Darstellung Ableitung von optimalen strukturellen Entwicklungspfaden für den Verkehrs- und Wärmesektor

ANALYSE UND DARSTELLUNG DER KLIMAWIRKSAMKEIT DER ELEKTROMOBILITÄT IN ZUKÜNFTIGEN STROMVERSORGUNGSSZENARIEN Endbericht Norman Gerhardt (Projektleiter, ) Christoph Richts, Ann-Katrin Gerlach, Rainer Schwinn, Angela Scholz, Tobias Trost, Fabian Sandau () Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik () Institutsteil Kassel Auftraggeber: Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, Bau und Reaktorsicherheit Förderkennzeichen: 16EM116 Förderprogramm Erneuerbar Mobil Juli 215

Inhalt Abbildungs- und Tabellenverzeichnis... 2 1 Einleitung... 4 2 Ziel und Methodik... 5 2.1 Ziel... 5 2.2 Methodik und Modelle... 5 2.2.1 Grundsätzliche Methodik... 5 2.2.2 Simulation der EE-Stromerzeugung... 6 2.2.3 Kraftwerkseinsatzplanung... 8 3 Szenariorahmen und Eingangsdaten... 1 3.1 Zielszenario 25... 1 3.2 Szenario E-Mobilität von Heute bis 25... 12 3.2.1 Mengengerüst E-Mobilität... 12 3.2.2 Flexibilitätsparameter E-Mobilität... 14 3.3 Pfadentwicklung des Stromversorgungssystems... 15 3.3.1 EE-Ausbau und Stromverbrauch Deutschland / Europa... 15 3.3.2 Stromnetz Europa... 17 3.3.3 Kraftwerkspark Deutschland / Europa... 17 4 Elektromobilität im Jahr 225... 18 4.1 Europa... 18 4.2 Deutschland Zielszenario - nur private Ladeinfrastruktur (Fokus flexibel Nachtladen)... 18 5 Elektromobilität im Jahr 235... 21 5.1 Europa... 21 5.2 Deutschland Szenarienvergleich... 21 5.2.1 Zielszenario... 22 5.2.2 Szenario mit reduziertem EE-Ausbau... 24 6 Elektromobilität im Jahr 25... 26 6.1 Europa... 26 6.2 Deutschland Szenarienvergleich Ladeinfrastruktur Plus (Fokus Tag- und Nachtladen)... 26 6.2.1 Zielszenario... 27 6.2.2 Szenario mit reduziertem EE-Ausbau... 29 7 Schlussfolgerungen... 31 Literaturverzeichnis... 32 1 34

Abbildungs- und Tabellenverzeichnis Abbildungs- Tabellenverzeichnis und Abbildung 1-1: Effizienzfaktor Elektromobilität gegenüber fossilen Technologien... 4 Abbildung 2-1: Aufbau des Modells zur Simulation der Einspeisung von Windenergie und Photovoltaik... 7 Abbildung 2-2: Schematische Darstellung der Kraftwerkseinsatzplanung... 9 Abbildung 3-1: Treibhausgasemissionen Deutschland... 1 Abbildung 3-2: Energiebilanz Erzeugung (positiv) und Verbrauch (negativ) der europäischen Länder im Zielszenario 25... 11 Abbildung 3-3: Energiebilanz Erzeugung und Verbrauch Deutschland im Zielszenario 25... 11 Abbildung 3-4: Installierte Erzeugungsleistung im Zielszenario 25... 11 Abbildung 3-5: Maximal abgerufene Verbrauchsleistung im Zielszenario 25... 12 Abbildung 3-6: Marktanteile von Heizsystemen in den verschiedenen Wärmemärkten im Zielszenario 25... 12 Abbildung 3-7: Neuzulassungen nach Antriebskonzepten im Basisszenario... 13 Abbildung 3-8: Entwicklung Endenergieverbrauch 21 25 sowie Fahrleistung (Pkw/LNF) bzw. Verkehrsleistung (SNF) nach Antriebskonzepten in 25... 14 Abbildung 3-9: Entwicklung installierter EE-Leistungen in Deutschland... 16 Abbildung 4-1: Energieträger und EE-Anteil im europäischen Strommarkt 225... 18 Abbildung 4-2: Klimawirksamkeit Elektromobilität 225 auf Basis Stundenbilanz... 19 Abbildung 4-3: Verbrauch und Lastdeckung 2 Beispielwochen 225... 2 Abbildung 5-1: Energieträger und EE-Anteil im europäischen Strommarkt 235... 21 Abbildung 5-2: Klimawirksamkeit Elektromobilität 235 Zielszenario auf Basis Stundenbilanz... 23 Abbildung 5-3: Verbrauch und Lastdeckung 2 Beispielwochen 235 Zielszenario private Ladeinfrastruktur... 23 Abbildung 5-4: Verbrauch und Lastdeckung 2 Beispielwochen 235 Zielszenario Ladeinfrastruktur Plus... 24 Abbildung 5-5: Klimawirksamkeit Elektromobilität 235 EE-Reduziert auf Basis Stundenbilanz... 25 Abbildung 5-6: Verbrauch und Lastdeckung 2 Beispielwochen 235 EE-Reduziert... 25 Abbildung 6-1: Energieträger und EE-Anteil im europäischen Strommarkt 25... 26 Abbildung 6-2: Klimawirksamkeit Elektromobilität 25 Zielszenario auf Basis Stundenbilanz... 27 Abbildung 6-3: Verbrauch und Lastdeckung 2 Beispielwochen 25 Zielszenario... 28 Abbildung 6-4: Mittleres Ladeprofil eins Tagesverlaufs E-Pkw 25 links ungeregelt rechts DSM... 28 Abbildung 6-5: mittlere Tagesgänge im Schwerverkehr... 29 Abbildung 6-6: Klimawirksamkeit Elektromobilität 25 EE-Reduziert auf Basis Stundenbilanz... 29 Abbildung 6-7: Verbrauch und Lastdeckung 2 Beispielwochen 25 EE-Reduziert... 3 2 34

Abbildungs- Tabellenverzeichnis und Tabelle 3-1: Entwicklung der Personenverkehrsleistungen 21-25... 13 Tabelle 3-2: Entwicklung der Güterverkehrsleistungen 21-25... 13 Tabelle 3-3: Fahrleistung Pkw und LNF nach Antriebstechnologie in 25 [Mrd. Fzg-km]... 13 Tabelle 3-4: Verkehrsleistung SNF nach Antriebstechnologie in 25 [Mrd. t-km]... 13 Tabelle 3-5: Endenergieverbrauch differenziert für Elektromobilität [TWh]... 14 Tabelle 3-6: Unterteilung Tag- und Nachtstunden... 14 Tabelle 3-7: Unterstellte Ladeinfrastruktur... 15 Tabelle 3-8: Stromverbrauch Deutschland herkömmliche und neue Verbraucher... 17 Tabelle 4-1: Klimawirksamkeit Elektromobilität 225 auf Basis Jahresbilanz... 19 Tabelle 5-1: Klimawirksamkeit Elektromobilität 235 auf Basis Jahresbilanz... 22 Tabelle 6-1: Klimawirksamkeit Elektromobilität 25 auf Basis Jahresbilanz... 27 3 34

1 Einleitung Einleitung Die Entwicklung der Elektromobilität wird von Kritikern immer noch skeptisch bewertet, da unterstellt wird die Energieeinsparungen im Verkehrsbereich würden durch die Mehremissionen für die Erzeugung des zusätzlichen Stromverbrauchs überkompensiert. Doch in Hinblick auf die dynamische Entwicklung im Ausbau von Windkraft und Photovoltaik in Deutschland wird auch der Strommix zunehmend CO 2- freier, erst Recht wenn man es über die gesamte Nutzungsdauer eines Fahrzeugs bilanziert. Windkraft und PV stellen die beiden tragenden Säulen der Erneuerbaren Energien da, weil sie ein sehr hohes technisches Ausbaupotenzial besitzen, zu vergleichsweise geringen Kosten zur Verfügung stehen und durch die Nutzung der hochexergetischen Energieform Strom zusätzliche Effizienzgewinne gehoben werden können. Langfristig wird die Stromerzeugung hauptsächlich auf EE Strom und Anteilen von stromoptimierten wärmeentkoppelten KWK Anlagen basieren. Diese sparen gegenüber der konventionellen Stromerzeugung deutliche Anteile an Primärenergie ein. Der Effizienzfaktor Elektromobilität gegenüber konventionellen Fahrzeugen beträgt ca. 4 (siehe Abbildung 1-1). Damit ergibt sich eine Gesamtprimärenergieeinsparung um einen Faktor von 4 (bei EE-Stromnutzung) bis 2,4 (bei KWK-Stromnutzung). Strom Verkehr Heute Morgen Abbildung 1-1: Effizienzfaktor Elektromobilität gegenüber fossilen Technologien *) Verluste Fernwärmenetz; **) Abwärmeverluste KWK-Kraftwerk Quelle: 215a Verbunden mit dieser grundsätzlichen klimapolitischen Sinnhaftigkeit und Notwendigkeit ist die Frage inwiefern die fluktuierende Einspeisecharakteristik bzw. inwiefern das EE- Einspeiseprofil für die E-Mobilität nutzbar ist, welche Rückwirkungen aus dem Ladeprofil für das Stromversorgungssystem und welche Anforderungen an die Flexibilität der Elektrofahrzeuge daraus resultieren und wie sich daraus eine optimale Integration in das Gesamtsystem ergeben kann. Dabei muss diese Frage an der zeitlichen Entwicklung von Heute bis 25 sowohl hinsichtlich der Durchdringung von Elektrofahrzeugen und dem EE-Ausbau gespiegelt werden. 4 34

2 Ziel und Methodik Ziel und Methodik 2.1 Ziel Das Ziel des Projektes ist die Analyse und Darstellung der Klimawirksamkeit der Elektromobilität in zukünftigen. Hierbei sollen aktuelle mittel- bis langfristige Szenarien der Stromversorgung Deutschlands unter Berücksichtigung der Einbindung in den europäischen Strommarkt simuliert und die Deckung der zusätzlichen Stromnachfrage aus Elektromobilität (BEV, PHEV und HO- Lkw) analysiert werden. Es soll eine Einordnung der technischen und klimapolitischen Fragen der Systemintegration von Elektromobilität in die generelle Entwicklung des Energieversorgungssystems erzielt werden. Wichtig ist hierbei die Abbildung aktueller anerkannter EE-Ausbauszenarien im Vergleich mit und ohne zusätzlichen EE-Ausbau für E-Mobilität. Hierbei werden die technisch/ökonomischen Flexibilitätspotenziale der E-Mobilität abgebildet (Lastmanagement und Abschaltung bzw. Kraftstoffantrieb bei elektrischen Versorgungsengpässen). Die Szenarien sind hinsichtlich EE-Abregelung, der CO 2-Emissionen des Kraftwerksparks und insbesondere der zeitlichen Dynamik des EE- Stromanteils und der CO 2-Bilanz in Hinblick auf die Lastdeckung der E-Mobilität zu analysieren und öffentlichkeitswirksam darzustellen. 2.2 Methodik und Modelle 2.2.1 Grundsätzliche Methodik Um die zukünftige Entwicklung des Energiesystems abzubilden wird einerseits auf etablierte Szenarien der europäischen Netzbetreiber zurückgegriffen. Diese sind Bestandteil des Netzentwicklungsplans Deutschland NEP [ÜNB 214] und der europäischen Szenarien SO&AF [ENTSO-E 214]. Sie beziehen sich aber lediglich auf den mittelfristigen Zeithorizont bis 235. Für das Jahr 25 als Zieljahr wird dagegen auf ein Szenario zurückgegriffen, welches mittels einer sektorübergreifenden Zubauoptimierungsrechnung zur kostenminimalen Einhaltung der europäischen Klimaziele im Rahmen des Projektes Interaktion EE-Strom, Wärme und Verkehr [ et al. 215b] vom selbst generiert wurde. Für ein historisches Wetterjahr in stündlicher Auflösung wird mittels einer EE- Einspeisesimulation und Kraftwerkseinsatzoptimierung bzw. Strommarktsimulation für die Szenariodaten das optimale Lademanagement der Elektromobilität bestimmt. Analysiert werden dabei 3 verschiedene Stützjahre (225, 235 und 25). Zudem wird mittels einer Sensitivität die Frage des Vorhandenseins einer öffentlichen oder Arbeitgeber-Ladeinfrastruktur mit der Nutzung im Lastmanagement bewertet. Diese Sensitivität erfolgt nur für das Jahr 235, da für die Markteinführungsphase (225) dies eher nicht vorausgesetzt werden kann und für langfristige Szenarien (25) diese Infrastruktur für eine effiziente Integration der Elektromobilität zwingend notwendig erscheint. Grundsätzlich wird immer ein ambitioniertes Szenario zur Marktentwicklung der Elektromobilität unterstellt. Es wird aber im Rahmen einer Sensitivität bewertet, inwiefern sich eine mangelnde Berücksichtigung des mittel- und langfristig ansteigenden zusätzlichen Fahrstromverbrauchs in den EE-Ausbauzielen der Bundesregierung also ein entsprechend des EE-Anteils am Strommix geringer EE- Ausbau auswirken würde. Es ergeben sich also folgende Varianten: 5 34

225 o 235 o o o 25 o o Zielszenario; nur private Ladeinfrastruktur Zielszenario; nur private Ladeinfrastruktur Zielszenario; Ladeinfrastruktur Plus EE-Reduziert; Ladeinfrastruktur Plus Zielszenario; Ladeinfrastruktur Plus EE-Reduziert; Ladeinfrastruktur Plus Ziel und Methodik Die Klimawirksamkeit wird für die verschieden Klassen der Elektromobilität anhand folgender Daten verglichen: Jahresbilanz unabhängig vom Profil des Fahrstrombezugs o Mittlerer EE-Anteil (nationale EE-Erzeugung abzüglich Abregelung bezogen auf den nationalen Stromverbrauch) o Mittlere CO 2-Bilanz des Strommixes (nationale CO 2-Emissionen zur Stromerzeugung abzüglich KWK-Wärmegutschrift bezogen auf den nationalen Stromverbrauch) Stündlich gewichtete Bilanzierung entsprechend des jeweiligen Fahrstrombezugs zu jedem Zeitpunkt o EE-Anteil des stündlichen Strommixes o CO 2 Bilanz des stündlichen Strommixes Allgemeine weitergehende Daten des Gesamtsystems o EE-Abregelung und Speicherverluste o Leistungsbedarf Wind, PV, Biomasse und konventioneller Kraftwerke Diese Definition führt dazu, dass bei einem Nettostromexport (225 und 235) Deutschland auf Basis des Stromhandels die nationale Klimawirksamkeit der Elektromobilität schlechter bewertet werden muss, da Import/Export grundsätzlich CO 2- frei und EE-frei zu werten ist. Im Falle eines Nettostromimportes (25) ist die Klimawirksamkeit wiederum besser zu bewerten. Für die Flexibilität der Elektromobilität werden folgende Optionen bewertet ungesteuertes Laden im Fall von BEV und PHEV (4% der Fahrzeuge) Lastverschiebung im Fall von BEV (6% der Fahrzeuge) Lastverschiebung und Lastabwurf im Fall von PHEV (6% der Fahrzeuge) Lastabwurf im Fall von HO-Lkw (1% der Fahrzeuge) Eine Rückspeisung aus Elektrofahrzeugen (V2G) wurde nicht berücksichtigt. 2.2.2 Simulation der EE-Stromerzeugung Die Abbildung der Einspeisung durch Erneuerbare Energien erfolgt mit Hilfe eines räumlich und zeitlich hochaufgelösten Modells des, welches bereits für diverse nationale Studien eingesetzt und im Rahmen der Arbeiten zum BMU-Projekt Roadmap Speicher auf Europa erweitert wurde. Basis für alle Simulationen der Erneuerbaren Energien bildet das Gitter des COSMO-EU-Modells des Deutschen Wetterdienstes mit einer räumlichen Auflösung von ca. 7 x 7 km² und COSMO-DE mit einer räumlichen Auflösung von 2,8 x 2,8 km². Ausgehend vom aktuellen Anlagenbestand auf Basis von EEG-Stammdaten, der Betreiber-Datenbasis etc. sowie verfügbarer Informationen für Europa, werden zunächst bereits errichtete EE-Anlagen berücksichtigt und für die Differenz zwischen Bestand und Szenarioannahmen bzw. Zielfunktion mithilfe einer Zubausimulation 6 34

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. Auf Grundlage der installierten Leistung der verschiedenen EE-Technologien pro Gitterfläche werden anhand der historischen Wetterdaten mithilfe physikalischer Modelle der Erneuerbaren Energien stündlich aufgelöste Zeitreihen der EE-Einspeisung erstellt. In der Wirtschaftlichkeitsbewertung wird je Standort zwischen verschiedenen Schwachwind- vs. Starkwindanlagentypen unterschieden. Das Modell der Photovoltaik berücksichtigt die Ausrichtung der Aufdachanlagen auf Basis einer statistischen Analyse bestehender Installationen während Freiflächenanlagen nach Süden mit optimalem Aufstellwinkel ausgerichtet sind. Ziel und Methodik Abbildung 2-1: Aufbau des Modells zur Simulation der Einspeisung von Windenergie und Photovoltaik Die Simulation der stündlichen Einspeisung der Laufwasserkraft wird auf Basis einer Aufstellung deutscher Wasserkraftanlagen mit einer Nennleistung, die größer ist als 1 MW, 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. Zur Abbildung der Laufwasserkraft in Resteuropa wurden vereinfachend langjährige Durchflusszeitreihen großer Flüsse mit den Kraftwerksstandorten verknüpft und mithilfe einer angenommenen Leistungskennlinie Einspeisezeitreihen der Laufwasserkraft abgebildet. Für die Simulation der Erzeugung aus Biomasse sowie EE-Gase (Deponie- und Klärgas) wird auf EEG-Stammdaten und GIS-Daten zur Flächennutzung zurückgegriffen. Dabei wird eine Differenzierung zur Aufteilung des Energieträgers Biogas in Vor-Ort- Verstromung und Biomethan-Einspeisung und Holz in Holzheizkraftwerke und Holzvergasung vorgenommen. Weitere Festlegungen sind der unterstellte Anteil von 7 34

Anlagen die flexibel (wärmeentkoppelten) oder wärmegeführt bzw. unflexibel betrieben werden und die Anlagenauslegung für einen flexiblen Betrieb. Ziel und Methodik Wärmelastgange des zugehörigen Wetterjahres werden auf Basis historischer Wetterdaten (Temperatur, Solarstrahlung), unterstellter Heizgrenztemperatur und unter Berücksichtigung von Strahlungsgewinnen generiert und mittels realer Lastgänge kalibriert. Sie bilden die Eingangsgröße für Heizwerke (Holz und Biomethan/fossile KWK) und Wärmepumpen (Differenzierung nach Sonde/Sole und Haustypen sowie Wärmenetze und Industrie). Ebenso wird der steigende Klimatisierungsbedarf in DE und EU unter Berücksichtigung der Freiheitsgrade des Lastmanagements erfasst. 2.2.3 Kraftwerkseinsatzplanung Der steigende Anteil der fluktuierenden EE-Einspeisung führt zu gravierenden Änderungen des konventionellen Kraftwerkseinsatzes und der Strommärkte. Hier kann auf verschiedene Energiesystem- und Strommarktmodelle und eine europäische Kraftwerksdatenbank zur blockscharfen Abbildung konventioneller Kraftwerke, KWK- Anlagen, Speicherwasser und Speicher zurückgegriffen werden [Abbildung 2-1]. Die sektorübergreifende Zubau- und Einsatzoptimierung steht im Mittelpunkt des Projektes Interaktion EE-Strom, Wärme und Verkehr [ et al. 215b] und stellt die Basis für das Zielszenario 25 Ladeinfrastruktur Plus dar. Hier werden zur Erreichung der Emissionsgrenze eines Klimaziels neben dem Anlageneinsatz (variable Betriebskosten) auch die Investitionsentscheidungen (fixe Betriebs- und Kapitalkosten) im Strom- und Wärmesektor optimiert, und mittels verschiedener Szenarien zur Entwicklung des Verkehrssektors das kostenminimale Energieversorgungssystem über alle Sektoren bestimmt (siehe Abbildung 2-2 links). Die Anlageneinsatzoptimierung Strommarkt ist zweistufig aufgebaut und es werden für ein vorgegebenes Szenario nur die variablen Betriebskosten minimiert (siehe Abbildung 2-2 rechts). Mittels einer vorgelagerten europäischen linearen Jahresplanung (Vernachlässigung von Teillastzuständen und Mindestzeiten) mit stündlicher Auflösung wird der Speicherfüllstand der saisonalen Speicherwasserkraftwerke (Skandinavien und Alpenraum) ermittelt und die Import-Export-Lastflüsse unter Berücksichtigung der Netto-Übertragungskapazitäten der Grenzkuppelstellen (NTC-Werte) bestimmt. Diese Zeitreihen dienen als Eingangswerte für die nachgelagerte gemischt-ganzzahliglineare Einsatzplanung (GGLP) der Nationalstaaten im Rahmen einer rollierenden Planung mit stündlicher Auflösung. Durch die periodische Überarbeitung einer 3 Tagesplanung und Konkretisierung der initialen Planung z.b. im täglichen Intervall, kann hierbei die Unsicherheit im Strommarkt realitätsnaher abgebildet werden. Als zusätzliche Randbedingung werden dabei die Regelleistungsvorhaltung und die Regelleistungsabrufwahrscheinlichkeit berücksichtigt. Zielfunktion ist dabei die Minimierung der variablen Kosten (Brennstoffkosten inkl. CO 2-Zertifikatekosten und Anfahrkosten) unter Berücksichtigung der technischen Restriktionen (Teillast, Mindestzeiten, Lastdeckung und Regelleistungsvorhaltung). Die volkswirtschaftliche Optimierung kann damit den grenzkostenbasierten Kraftwerkseinsatz, welcher in der Praxis über die Spotmärkte und Regelleistungsmärkte erfolgt, nachbilden. Der geografische Betrachtungsraum des Strommarktes bildet Europa abzgl. Balkan und Baltikum ab. 8 34

Sektorübergreifende Zubauund Einsatzoptimierung - Minimierung Vollkosten - Anlageneinsatzoptimierung Strommarkt (inkl. Schnittstellen zu Wärme u. Verkehr - Minimierung variabler Betriebskosten - Ziel und Methodik Europa/Deutschland Europa Deutschland LP Strom, Wärme, Verkehr CO 2 -Markt Wärmemarkt 1 Zieljahr inkl. Bestandsanlagen P inst [GW] Netze... CO 2 -Preis [ /t] LP Austauschkapazitäten zwischen Ländern Intern. Speicherwasser (saisonaler Speicher) Import/ Export Speicherfüllstand GGLP rollierende Planung Regelleistung Regionen- Netzmodell Prognosefehler Optimaler Technologiemix (inst. Leistungen, NTC) Energiemengengerüst (stündlicher Einsatz) CO 2 -Preis 876 h/a Modellierung EU-Kraftwerkseinsatz (VLS, Emissionen,..) Exporte/Importe Europaweite Ausgleichseffekte KW-Einsatz (VLS, Teillast, Start/Stopps,...) RL-Bereitstellung Netzengpässe Strompreise sektorübergreifendeflexibilität in allen Modellen Abbildung 2-2: Schematische Darstellung der Kraftwerkseinsatzplanung Die E-Mobilität wird dabei innerhalb der Kraftwerkseinsatzplanung berücksichtigt. Hierbei wird zwischen BEV, PHEV und HO-Lkw unterschieden, wobei letztere beiden als zusätzliche Flexibilität die Option haben bei Versorgungsengpässen auf einen chemischen Kraftstoff zurück zu greifen. Hierbei kann bewertet werden, inwiefern ein zusätzlicher Stromverbrauch aus der E-Mobilität nicht zwingend auch zu zusätzlichen Kraftwerkskapazitäten führt, sondern hierfür Back-up-Kraftwerke vermieden werden können. Berücksichtigt werden die Gesamtverkehrsleistung (Mrd. Pkm und Mrd. tkm), der elektrische Fahranteil an der Gesamtverkehrsleistung, die fahrzeugspezifische elektrische Laufleistung oder Batteriekapazität und die unterstellte tageszeitliche Ladeleistung und Ladedauer bzw. uhrzeit. Aus der Simulation von Einzelfahrzeugen auf Basis der MiD-Fahrprofile werden für eine aggregierte Simulation die technisch Ober- und Untergrenzen der Batteriebeladung von BEV und PHEV für jeden Zeitschritt berechnet. Die Höhe der Ladeleistung der aggregierten Simulation wird mittels einer vergleichenden Simulation auf Einzelfahrzeug-Basis kalibriert, um eine Überschätzung der Flexibilität durch die Aggregation zu vermeiden. Für die Abbildung der Elektromobilität in Europa kann auf das aktuelle Referenzszenario der EU-Kommission zur Entwicklung der Verkehrsleistung zurückgegriffen werden [EU 213]. 9 34

3 Szenariorahmen und Eingangsdaten Szenariorahmen Eingangsdaten und 3.1 Zielszenario 25 Basis für alle Szenarien bildet das Zielszenario 25 [ 215b] für Europa und Deutschland. Diese ist dadurch charakterisiert, dass auch die Emissionen außerhalb der Definition des Kyoto-Protokolls in Form des internationalen Verkehrsanteils bilanziert werden. Durch die Steigerung des Flugaufkommens, welches nicht elektrifizierbar ist, ergeben sich geringe zulässige Emissionen für Energieerzeugung. Des Weiteren wird der Einsatz von Biomasse auf 2 Mio. ha NaWaRo (Status Quo) begrenzt und keine Biomasseimporte zugelassen. Als kostenoptimal hat sich dabei die Fokussierung auf Biokraftstoffe inkl. der Biogas-Koppelprodukte gezeigt. Zudem wird das europäische Ziel einer Reduktion der THG-Emission um 8% CO 2äqu in Bezug auf 199 als übergeordnet gegenüber dem deutschen Ziel erachtet. Durch einen europäischen Lastenausgleich ergibt sich in der Kostenoptimierung dabei für Deutschland ein höheres THG-Ziel von -83% CO 2äqu und damit geringere zulässige Emissionen im Energiesektor einschließlich Straßenverkehr (siehe grauer Balken in Abbildung 3-1). In Summe resultiert aus diesen hohen Anforderungen ein im Vergleich zu anderen Klimaschutzszenarien [Öko-Institut / ISI 214] deutlich höherer Stromverbrauch. Das Ergebnis des kostenoptimalen europäischen Energieversorgungsszenarios 25 ist für die einzelnen Länder in Abbildung 3-2 und für Deutschland in Abbildung 3-3 dargestellt. Dies führt zu einer Steigerung des Nettostromverbrauchs inkl. Netzverluste von heute 557 TWh auf 793 TWh in 25. Auf der einen Seite werden Effizienzpotenziale in Höhe einer Reduktion von 25% beim herkömmlichen Verbrauch unterstellt. Jedoch steigt der Stromverbrauch im Wärmemarkt von heute 7 TWh auf 254 TWh. Im Verkehrsbereich steigt der Stromverbrauch von heute 17 TWh auf 131 TWh. Zudem resultieren aus der Optimierung 31 TWh Stromverbrauch für PtG. Die Erzeugung aus fluktuierenden EE Wind und PV beträgt 673 TWh. Dabei ist eine sehr hohe PV-Leistung von 2 GW PV wirtschaftlich. Abbildung 3-1: Treibhausgasemissionen Deutschland 1 34

1.2 1. EE-Abregelung Netto-Import Müll-HWK, Klärgas Szenariorahmen Eingangsdaten und 8 GT GuD 6 KWK Erzeugung / Verbrauch [TWh] 4 2-2 -4-6 -8-1. -1.2 AUT BEL CHE CZE DEU DNK ESP FIN FRA GBR HUN ITA LUX IRL NLD NOR POL PRT SVK SVN SWE Geothermie Wasserkraft Wind-Offshore Wind-Onshore PV Netzverluste Netto-Export Speicherverluste Oberleitungs-Lkw E-Pkw Klimatisierung Wärmepumpen Power-to-Heat / Industrie-WP Power-to-Gas Herkömml. Verbrauch Abbildung 3-2: Energiebilanz Erzeugung (positiv) und Verbrauch (negativ) der europäischen Länder im Zielszenario 25 Klimatisierung Wärmepumpen Power-to-Heat / Industrie-WP 7 Power-to-Gas Herkömml. Verbrauch EE-Abregelung Müll-HWK, Klärgas GT GuD KWK Netto-Import Laufwasser Wind-Offshore Wind-Onshore PV Verbrauch [TWh] Erzeugung / Verbrauch [TWh] 8 6 1. 5 9 4 8 3 2 7 1 6 5 Erzeugung Verbraucher EE-Abregelung Netzverluste Müll-HWK, Klärgas Speicherverluste GT Oberleitungs-Lkw GuD E-Pkw KWK Klimatisierung Netto-Import Wärmepumpen Laufwasser Power-to-Heat / Industrie-WP Wind-Offshore Wind-Onshore Power-to-Gas PV Herkömml. Verbrauch EE-Abregelung Grundsätzlich steht in diesem Szenario einer sehr hohen installierten fluktuierenden EE- Leistung (Abbildung 3-4) eine hohe verbrauchsseitige Leistung und damit auch Flexibilität gegenüber (Abbildung 3-5). Wind und PV können damit effizient ins System integriert werden. Die notwendige EE-Abregelung beträgt 11 TWh und damit nur 2% der fluktuierenden Einspeisung. E-Pkw Klimatisierung Wärmepumpen Power-to-Heat / Industrie-WP Power-to-Gas Herkömml. Verbrauch Abbildung 3-3: Energiebilanz Erzeugung und Verbrauch Deutschland im Zielszenario 25 Abbildung 3-4: Installierte Erzeugungsleistung im Zielszenario 25 11 34

Szenariorahmen Eingangsdaten und Abbildung 3-5: Maximal abgerufene Verbrauchsleistung im Zielszenario 25 Der kostenoptimierte Wärmesektor im Bereich Gebäude (Haushalte und Gewerbe) wird von Wärmepumpen dominiert (dezentrale WP, Großwärmepumpen in Wärmenetzen ebenso wie der Industrieprozesswärmebereich unter 1 C). Zudem wird Strom in Elektrodenkesseln und Heizpatronen in Verbindung mit bivalenten KWK-Systemen eingesetzt. Die Bedeutung von Strom im Wärmemarkt wird anhand der Marktanteile der Heizsysteme in den verschiedenen Gebäudetypen in Abbildung 3-6 deutlich. Die Entwicklung des Verkehrssektors ist in Abschnitt 3.2.1 erläutert. Technologische Zusammensetzung der Wärmemärkte Wärmebedarf [TWh] 1% 9% 8% 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% % 12 1 8 6 4 2 EFH bis 1979 EFH MFH GHD EFH 1979-1994 EFH 1995-29 Neubau, KfW 55 Standard bis 25 MFH bis 1979 MFH 1979-1994 MFH 1995-29 Büroähnliche Betriebe Handel, Textil, Bekleidung, Spedition Beherbergung, Gaststätten, Heime Krankenhäuser, Schulen, Bäder Gaswärmepumpe* Brennstoffzelle* BHKW* Brennwertkessel* Brennwertkessel* + Solarthermie FW-KWK~ + Groß-WP FW-KWK*~ + Solarthermie FW-KWK*~ WP-Luft WP-Sole Müll-HKW Holzheizung Raumwärme Warmwasser * PtH ~ Spitzenlastkessel Technologische Zusammensetzung der Wärmemärkte Wärmebedarf [TWh] 1% 9% 8% 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% % 24 2 16 12 8 4 Industrie (inkl. GHD-PW) Industrie < 1 C Industrie < 5 C Industrie > 5 C Strom Monovalent Gas Monovalent Bio-Gas/-SNG Monovalent Heizkessel* Heizkessel* + Solarthermie KWK~ + Groß-WP KWK*~ + Solarthermie KWK*~ Groß-WP WP + Solarthermie Reststoffe-HKW Raumwärme Prozesswärme * PtH ~ Spitzenlastkessel Abbildung 3-6: Marktanteile von Heizsystemen in den verschiedenen Wärmemärkten im Zielszenario 25 Das Zielszenario 25 bietet auch die Basis für die Entwicklung des Pfades von Heute bis 25. Entsprechend werden auch für die Berechnung der Stützjahre 225 und 235 die notwendigen Entwicklungen im Strom, Wärme und Verkehrsbereich berücksichtigt um das Zielszenario 25 erreichen zu können. 3.2 Szenario E-Mobilität von Heute bis 25 3.2.1 Mengengerüst E-Mobilität Die Entwicklung des Verkehrssektors basiert aus Szenarienrechnungen des IFEU Institut für Energie- und Umweltforschung Heidelberg mit dem Modell TREMOD. Im Rahmen des Projektes Interaktion EE-Strom, Wärme und Verkehr wurde eine große Bandbreite von möglichen Technologieoptionen im Bereich Straßenverkehr untersucht und das kostenminimale Basisszenario als Ergebnis verwendet. Die Verkehrsleistungen des Referenzszenarios aus der Studie Energieszenarien für das Energiekonzept der Bundesregierung [Prognos, 21] wurden allen Varianten gleichermaßen zugrunde gelegt und an einigen Stellen durch eigene Annahmen 12 34

ergänzt. Dies betrifft zum einen den Verkehr mit Bussen und Straßen-, Stadt-,und U- Bahnen, deren Verkehrsleistung in der Rubrik ÖPNV nicht differenziert und nicht vollständig erfasst sind, zum anderen den Flugverkehr, bei dem im Referenzszenario der internationale Verkehr nur bis zur Landesgrenze (Territorialprinzip) erfasst wird. Szenariorahmen Eingangsdaten und in Mrd. Pkm 21 23 25 21-23 23-25 MIV 92 891 837-1% -6% BUS 83 1 95 21% -6% SSU-Bahnen 16 15 14-7% -7% Eisenbahn Nahverkehr 48 47 44-2% -6% Eisenbahn Fernverkehr 36 35 32-3% -9% Luftverkehr national 1 11 12 +5% 6% Luftverkehr international 183 39 376 +68% +22% Gesamt 1.279 1.48 1.41 +1% +% in Mrd. tkm 21 23 25 21-23 23-25 Straßengüterverkehr 442 638 757 +44% +19% Eisenbahnverkehr 11 165 21 +5% +27% Binnenschifffahrt 62 71 81 +14% +14% Luftverkehr 11 19 26 +74% +37% Gesamt 625 893 1.74 +43% +2% Tabelle 3-1: Entwicklung der Personenverkehrsleistungen 21-25 Quelle: IFEU in [ et al. 215b] nach [Prognos, 21] Tabelle 3-2: Entwicklung der Güterverkehrsleistungen 21-25 Quelle: IFEU in[ et al. 215b] nach [Prognos, 21] Aus der Interpretation der Ergebnisse der mit den Szenariovarianten gerechneten Optimierungen [ et al. 215b] wurde das Basisszenario ermittelt, welches einerseits auf dem HO-Lkw (Diesel-Hybrid ohne Batteriespeicher) und andererseits einer sehr hohen Durchdringung der Flotte mit Elektro-Pkw besteht, bei einem Übergang auf mit ausschließlich CNG/elektrisch angetriebenen PHEV- Fahrzeugen bis 25. Dabei werden bereits ab 24 keine reinen Verbrennerfahrzeuge (incl. Hybrid) mehr zugelassen. Millionen Fahrzeuge Neuzulassungen Pkw - Basisszenario" 3,5 3 2,5 2 1,5 1,5 21 215 22 225 23 235 24 245 25 BEV PHEV petrol/el PHEV Diesel/el PHEV CNG/el Hybrid-petrol/el Hybrid-diesel/el Hybrid-CNG/el Petrol Diesel 1 Fahrzeuge Neuzulassungen Lkw - "Basiszenario" 1 9 8 7 6 5 4 3 2 1 CNG 21 215 22 225 23 235 24 245 25 BEV PHEV Diesel/el HO Diesel/el Diesel Abbildung 3-7: Neuzulassungen nach Antriebskonzepten im Basisszenario Für dieses Zielszenario sind im folgenden Fahr- bzw. Verkehrsleistungen für 25 dargestellt und die Entwicklung des Endenergieverbrauchs im Straßenverkehr. Fahrzeugantrieb Elektrobetrieb Verbrennerbetrieb BEV CNG Diesel Benzin HEV- HEV- HEV- PHEV- CNG Diesel Benzin CNG PHEV- PHEV- Diesel Benzin 21 146 22 19 8 16 1 2 13 11 99 15 13 Tabelle 3-3: Fahrleistung Pkw und LNF nach Antriebstechnologie in 25 [Mrd. Fzg-km] Quelle: IFEU in [ et al. 215b] Fahrzeugantrieb BEV Diesel OH-Lkw PHEV-Diesel Elektrobetrieb 1 294 47 Verbrennerbetrieb 216 163 39 Tabelle 3-4: Verkehrsleistung SNF nach Antriebstechnologie in 25 [Mrd. t-km] Quelle: IFEU in [ et al. 215b] 13 34

Endenergieverbrauch [TWh] 7 Strom Biokraftstoffe Erdgas Mineralöl 6 5 4 3 2 1 21 215 22 225 23 235 24 245 25 Anteil an Fahrleistung (Pkw/LNF in km) und Verkehrsleistung (SNF in tkm) 1% 9% 8% 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% % Benzin Diesel Erdgas PHEV (konv.) PHEV (Erdgas) PHEV (elek.) BEV HO-Lkw (konv.) HO-Lkw (elek.) Szenariorahmen Eingangsdaten und Abbildung 3-8: Entwicklung Endenergieverbrauch 21 25 sowie Fahrleistung (Pkw/LNF) bzw. Verkehrsleistung (SNF) nach Antriebskonzepten in 25 Für den Endenergieverbrauch stellt sich die Entwicklung differenziert für die Elektromobilität in den einzelnen Stützjahren wie folgt dar: Endenergieverbrauch 225 235 25 Pkw (elek.) Strom 8,2 28,4 63,7 Pkw (konv.) Benzin/Diesel - RangeExtender und 289,7 165,1 33,4 normale Verbrenner Pkw (Gas) CNG - RangeExtender und normale 39,3 66,7 63, Verbrenner Lkw (konv.) Diesel - RangeExtender und normale 142,1 116,6 85,4 Verbrenner Lkw (BEV/PHEV) Strom 3,4 7,4 12,2 Lkw (H) Strom 9,5 2,4 33,1 Tabelle 3-5: Endenergieverbrauch differenziert für Elektromobilität [TWh] Quelle: IFEU in [ et al. 215b] Dabei wird in der Simulation im Bereich Lkw keine Differenzierung zwischen BEV/PHEV und HO vorgenommen. Um die Komplexität zu reduzieren werden BEV- und PHEV-Lkw vereinfacht in ihrem Ladeverhalten und Flexibilität als HO-Lkw abgebildet. 3.2.2 Flexibilitätsparameter E-Mobilität Die Annahmen zur Ladeinfrastruktur der Elektromobilität basieren zum Großteil auf der Studie Potenziale der Elektromobilität bis 25 [EWI 21]. Wesentliche Charakteristiken sind das Anschlussverhältnis und die angenommene Ladeleistung. Bei der Variante private Ladeinfrastruktur wird vorrangiges Laden in den Nachstunden unterstellt, wohingegen in der Variante Ladeinfrastruktur Plus ebenfalls Laden in den Tagstunden möglich ist. Bei den Ladeleistungen wird zwischen normalem Laden mit 3,7 kw, schnellem Laden mit 43,5 kw und zukünftigen Laden mit 12 kw unterschieden. Die unterstellten Annahmen zur Ladeinfrastruktur in den Szenariojahren, differenziert nach den untersuchten Varianten, sind in Tabelle 3-6 und Tabelle 3-7 zusammengefasst. Montag bis Freitag Samstag Sonn-/Feiertag Tag 6:-19: 9:-19: 1:-19: Nacht 19:-6: 19:-9: 19:-1: Tabelle 3-6: Unterteilung Tagund Nachtstunden Quelle: [EWI 21] 14 34

225 235 25 Private Private Ladeinfrastruktur Ladeinfrastruktur Ladeinfrastruktur (Nachtladen) Ladeinfrastruktur (Nachtladen) Plus (Tag-/Nachtladen) Plus (Tag-/Nachtladen) Kein Netzanschluss 25,% 25,% 6,% / 25,% 5,% / 25,% 3,7 kw 72,5% 71,% 3,% / 71,% 29,5% / 64,5% 43,5 kw 2,5% 4,% 1,% / 4,% 2,% / 1,% 12 kw,%,%,% /,%,5% /,5% Szenariorahmen Eingangsdaten Tabelle 3-7: Unterstellte Ladeinfrastruktur Quelle: In Anlehnung an [EWI 21] und Grundsätzlich wird unterstellt, dass 6% der Pkw (BEV und PHEV) am Lastmanagement entsprechend der technischen Restriktionen teilnehmen und 4% entsprechend dem Bedarfsprofil ungesteuert laden. 3.3 Pfadentwicklung des Stromversorgungssystems Während die Rahmendaten für 25 auf eigenen Ergebnissen basieren, wurden für die Szenarien 225 und 235 vor allem öffentlich Szenarien der deutschen und europäischen Übertragungsnetzbetreiber genutzt und mittels eigener Annahmen/Anpassungen ein weitestgehend konsistenter Pfadübergang gewährleistet. 3.3.1 EE-Ausbau und Stromverbrauch Deutschland / Europa Grundsätzlich wurden für den EE-Ausbau die Szenariowerte zu Leistung übernommen. Die Stromerzeugung ergibt sich dabei aus eigenen Berechnungen zur EE-Einspeisung entsprechend Standort, Anlagenentwicklung und Wetterjahr. Für Europa basieren die Daten aus dem Scenario Outlook and Adequacy Forecast (SOAF) [ENTSO-E 214] und für Deutschland auf dem Netzentwicklungsplan (NEP) [ÜNB 214]. Szenariojahr 225 Europa: o EE-Ausbau: SOAF 213 23 Szenario B Dabei wurden die Angaben für 225 aus den Daten 22/3 interpoliert. o Stromverbräuche: SOAF 212 23 Szenario EU 22 NREAP Effizienz (da keine Angaben in SOAF 213 23) Wert für 225 (netto, inklusive Verbrauch für E-Mobilität und Netzverlust) Szenariojahr 235 Europa: o EE-Ausbau: SOAF 214 23 Szenario Vision 4 (ambitioniert) Dabei wurden die Angaben für 235 aus den Daten 23 extrapoliert o Stromverbräuche: SOAF 212 23 Szenario EU 22 NREAP Effizienz (da keine Angaben in SOAF 214 23) Wert für 235 (netto, inkl. inklusive Verbrauch für E-Mobilität Netzverlust) Grundsätzlich wird diese Vorgehensweise auch im NEP 215 zur Berücksichtigung des europäischen Rahmens für Netzberechnungen in Deutschland angewandt. Allerdings basiert der NEP auf SOAF 213 23 Szenario Vision 3 und nicht Vision 4. Dies bedeutet einen geringeren EE-Ausbau und geringeren PV-Anteil in Europa. Aufgrund der besseren Übertragbarkeit zum europäischen Szenario 25 wurde deshalb bewusst das ambitionierte Szenario für 235 verwendet. Für Deutschland basieren die Annahmen zum EE-Ausbau auf dem Szenariorahmen des NEP 215 Szenario B. Dabei ist aber zu berücksichtigen, dass der NEP von 225 bis 15 34

235 nur noch einen geringen Zubau von PV vorsieht (von 55,7 GW auf 6,7 GW). Im langfristigen Szenario setzt sich jedoch ein hoher PV-Anteil auch ökonomisch aus Gesamtsystemsicht durch. Entsprechend wurde die PV-Leistung für 235 in Abweichung zum NEP auf 1 GW festgesetzt. In Abbildung 3-9 ist die Entwicklung für das Zielszenario und des Defizitszenario bzw. für EE-Reduziert dargestellt. Szenariorahmen Eingangsdaten und Leistung [GW] 2 18 16 14 12 1 8 6 4 2 213 216 219 222 225 228 231 234 237 24 243 246 249 PV Onshore Offshore PV-Defizit Onshore-Defizit Offshore-Defizit Abbildung 3-9: Entwicklung installierter EE-Leistungen in Deutschland Im Bereich Biomasse wird einerseits nur ein beschränkter Zubau an neuen flexiblen Biogasanlagen entsprechend des EEG von,1 GW/a unterstellt. Die Bestandsanlagen Biogas werden immer weiter flexibilisiert. Anderseits ist entsprechend den Szenarioergebnissen für 25 Fokussierung von Biokraftstoffen, keine stromspezifische Nutzung vom Koppelprodukt Biogas im Strombereich, Holznutzung im Wärmebereich ein Rückbau von Bestands-Biomasseanlagen zur Stromerzeugung (Lebensdauer) unterstellt. Im Detail stellt sich dies wie folgt dar: Feste Biomasse (unflexibel): Rückbau bis 225 auf 8% bis 235 auf 5% der Erzeugung des Jahres 212 Biogas Bestand: Erzeugungsmenge sinkt auf 8% bis 225 (2,9 GW) und auf 6% bis 235 (3,4 GW); davon sind 1,3 GW (225) und 2,9 GW (235) flexibel (durchschnittlich 6 VLS in 225 und 4 VLS in 235) 25 keine NaWaRo-Biomasse zur explizierten Stromerzeugung 2 Mio.ha mit Fokus Biokraftstoffe Bezüglich des Stromverbrauchs wird das Ziel der Bundesregierung, eine Reduktion um 25% bis 25 zu erreichen, auf den herkömmlichen Stromverbrauch bezogen (ohne Industrie-Prozesswärmestrom). Hinzu kommen neue Stromverbrauchsanwendungen um in den Sektoren Wärme und Verkehr fossile Brennstoffe zu substituieren. Um die langfristigen Ziele 25 zu erreichen, ist dabei frühzeitig ein Ausbau von Wärmepumpen und Elektromobilität notwendig. Im Vergleich zum NEP ergibt sich dadurch in den Jahren 225 und 235 ein höherer Stromverbrauch. Aber der EE- Stromanteil liegt in der Größenordnung der Ziele der Bundesregierung von 45% (brutto, 225) bzw. 6% (brutto, 235). In Tabelle 3-8 ist die Zusammensetzung des Stromverbrauchs dargestellt. Dabei ist ein Teil des Verbrauchs (PtH, PtG) aber bereits Teil des Simulationsergebnisses. 16 34

Jahr Ausbau EE- Flex- ibili- SUMME herk. Netto- Netzverluste WP dezentral Klima PtH PtG BEV PHEV HO- Lkw Szenariorahmen Eingangsdaten und tät verbrauch +Industrie 225 Basis - 584,7 533, 29,2, 5,2 2,2 15,2 235 Basis - 613,1 49,3 3,7 29, 6,,1, 17,8 6,8 32,5 235 Basis + 614,5 49,3 3,7 29, 6,,, 18,3 7,6 32,5 235 Reduktion + 614,4 49,3 3,7 29, 6,,, 18,3 7,6 32,5 25 Basis + 787,3 414,7 39,8 76,7 11,6 12,5 31,1 31,3 35,2 44,5 25 Reduktion + 723,4 414,7 39,8 75, 11, 72,4, 31,3 35,2 44,1 Tabelle 3-8: Stromverbrauch Deutschland herkömmliche und neue Verbraucher 3.3.2 Stromnetz Europa Es werden keine innerdeutschen Netzengpässe in der Simulation berücksichtigt, sondern Daten zur handelswirksamen Übertragungsleistung an den länderübergreifenden Kuppelstellen (NTC-Werte) in Europa. Ein verzögerter Netzausbau erscheint aus heutiger Sicht wahrscheinlich. Deshalb wurde eine Abweichung zum Netzausbau gegenüber NEP 215 vorgenommen [ÜNB 214]. Neben den Angaben im NEP, selbst für die deutsche Grenze, basieren die Daten zu den Sommer- und Winter-NTC-Werten zum Status Quo auf [ENTSO-E 211] und für die zukünftige Entwicklung auf [Consentec, IWES 212] Für die Annahme eines verzögerten Netzausbaus 235 wurde die Umsetzung der TYNDP-Ausbauprojekte (europäischer 1-Jahresplan Netze) bis 222/223 unterstellt, bzw. die veröffentlichten NTC-Werte von 225 für das Szenariojahr 235 unterstellt. Für die Annahme eines verzögerten Netzausbaus 225 wurde zwischen den aktuellen NTC-Werten und den Werten für das Stützjahr 235 (oben) interpoliert. Für die späteren Rechnungen im Projekt für 25 wird der Netzausbau gemäß NEP für das Jahr 235 also der veröffentlichten NTC-Werte von 235 bzw. die Umsetzung der Langfristprojekte im TYNDP (welche im europäischer 1- Jahresplan Netze über 222/223 hinaus gehen) unterstellt. 3.3.3 Kraftwerkspark Deutschland / Europa Die Entwicklung des Kraftwerksparks basiert auf der europäischen Kraftwerksdatenbank des zum Status Quo. Bestehende Kraftwerke werden entsprechend ihrer Lebensdauer zurückgebaut (Abgleich mit SOAF 213 23 Szenario B). KWK-Anlagen werden entsprechend der Lebensdauer ersetzt durch neue KWK-Anlagen wobei ein Brennstoffwechsel von Kohle zu Gas stattfindet. Zudem werden spezifische Neubauprojekte, wie Kernkraft in Großbritannien (Analog zum SOAF 213 23 Szenario B), berücksichtigt. Für 25 wird ein vollständiger Ausstieg aus der Kernenergie (Projektannahme [ et al. 215b]) und Kohleverstromung (auf Grund der hohen CO 2-Vermeidungskosten) unterstellt. Grundsätzlich wird eine europäische Betrachtung der Versorgungssicherheit und damit konservative Entwicklung des konventionellen Kraftwerkspark unterstellt, da gegenüber einer nationalen Betrachtung (wie im NEP) deutlich weniger Kraftwerksleistungen vorgehalten werden müssen. Entsprechend der Ergebnisse eines ersten Modelllaufes wird der Bedarf von neuen GuD-Kraftwerken in den einzelnen Ländern bestimmt. Der Zubau/Einsatz von Back-up-Kraftwerken (Gasturbinen) erfolgt modellendogen im Rahmen der Kraftwerkseinsatzsimulation. 17 34

4 Elektromobilität im Jahr 225 Elektromobilität im Jahr 225 4.1 Europa In Abbildung 4-1 ist das Marktergebnis entsprechend der getroffenen Annahmen für 225 dargestellt. Deutlich ist die heterogene Situation der EE-Anteile an der jeweiligen Stromerzeugung der einzelnen Länder. Deutschland ist Nettostromexporteur in Höhe von 21,5 TWh (im Vergleich 213/14 waren es ca. 34 TWh). Der netto EE-Anteil in Deutschland beträgt damit 5,% verbrauchsbezogen bzw. 48,4% erzeugungsbezogen. Das Ziel der Bundesregierung beträgt im Vergleich umgerechnet 48,% netto verbrauchsbezogen. Anteile der Energieträger an der Stromversorgung in 225 Biomasse Wasser Wind PV Geothermie Kohle Gas Uran 653 TWh 65 TWh 2 4 6 8 1 Anteil der EE an der Nettostromerzeugung (in %) Abbildung 4-1: Energieträger und EE-Anteil im europäischen Strommarkt 225 4.2 Deutschland Zielszenario - nur private Ladeinfrastruktur (Fokus flexibel Nachtladen) In Ergänzung zu dem in Tabelle 3-8 dargestellten Stromverbrauch ist in Tabelle 4-1 die Erzeugungsseite sowie CO 2-Bilanz dargestellt. Grundsätzlich treten 225 aus Strommarktsicht fast keine EE-Überschüsse auf, die nicht durch Stromexport oder die Flexibilisierungsmaßnahmen (Elektromobilität, flexibles Biogas) oder bestehen Pumpspeicher sowie die Flexibilität des konv. Kraftwerksparks vermieden werden könnten. Überschussverbraucher wie PtH kommen am Spotmarkt nicht zum Einsatz. Für den Stromverbrauch ergeben sich ein netto EE-Anteil von 5% und ein Strommix von 42 gco 2/kWh. Dies bedeutet eine deutliche Verbesserung gegenüber dem Stand heute von ca. 27% netto EE-Anteil bzw. 617 gco 2/kWh (213). 18 34

Strommix BEV unflexibel BEV flexibel PHEV unflexibel PHEV flexibel HO-Lkw Mittelwert E-Mobilität Jahr EE- Ausbau Flexibilitägungelung EE- Erzeu- EE- Abre- Speicherverluste EE- Anteil Nettoexport Konv. Kraftwerke CO2- Emissionen Strommix gco2/kwh netto TWH Kraftwerkspark Mio.tCO2 213 27% 617 225 Basis - 294,7, 2,5 5,% 21,5 314, 233 42,2 Elektromobilität im Jahr 225 Tabelle 4-1: Klimawirksamkeit Elektromobilität 225 auf Basis Jahresbilanz Neben der Jahresbilanz des Strommixes, welche generelle auf die gesamte Elektromobilität zu beziehen ist, können das konkrete Ladeverhalten und die Unterschiede zwischen den Fahrzeugklassen besser auf Basis einer stündlich gewichtete Bilanzierung des Fahrstromverbrauchs ermittelt werden. Dabei variiert der EE-Anteil deutlich mehr je nach Flexibilität und Ladeprofil als die Emissionen des Strommixes. Dies bedeutet, dass in Stunden hoher EE-Durchdringung die CO 2-Intensität der verbleibenden fossilen Stromerzeugung spezifisch höher ist. Dabei variiert der EE-Anteil zwischen 45% (PHEV unflexibel - -9% gegenüber der Jahresbilanz) und 67% (PHEV flexibel - + 34% gegenüber der Jahresbilanz). Die Emissionen des Strommixes variieren zwischen 432 gco 2/kWh (BEV unflexibel - +3% gegenüber der Jahresbilanz) und 398 gco 2/kWh (PHEV flexibel - -5% gegenüber der Jahresbilanz). Beim Oberleitungs-Lkw ist die Stundenbilanz beim EE-Anteil geringfügig schlechter (-2% EE-Anteil) und bei der CO 2-Bilanz geringfügig besser (-3% CO 2) als der mittlere Strommix. Grundsätzlich weist die E-Mobilität in Summe durch die Flexibilisierung eine leicht bessere Klimawirksamkeit auf als der mittlere deutsche Gesamtstromverbrauch (+4% EE-Anteil und -2% CO 2). Es ist also notwendig in einer Bilanzierung der Klimawirksamkeit auch das Ladeprofil der Elektromobilität zu berücksichtigen und nicht nur den mittleren Strommix zu unterstellen, um die Vorteilhaftigkeit dieser Verkehrsstrategie auch bewerten zu können. 1% 9% 8% 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% % 5 45 4 35 3 25 2 15 1 5 EE-Anteil gco2/kwh Jahr stündliches Profil Abbildung 4-2: Klimawirksamkeit Elektromobilität 225 auf Basis Stundenbilanz Die Systemzusammenhänge im Strommarkt werden anhand der folgenden Abbildung deutlich, welche beispielhaft für einen 2-Wochenausschnitt die EE-Einspeisung, die Ladeprofile der Elektromobilität, den europäischen Stromhandel und den Einsatz des hydro-thermischen Kraftwerksparks darstellt. Dabei wird zum einen deutlich, dass in 225 in diesem Szenariorahmen Braunkohle-Kraftwerke noch weitestgehend durchgängig am Markt betrieben werden können. Anderseits hilft die Flexibilität des europäischen Strommarktes auch hocheffizienten konv. KWK-Anlagen, welche auch 19 34

noch in Zeiten hoher EE-Einspeisung teilweise eingesetzt werden können und im Gegensatz zu Braunkohle geringe spezifische CO 2-Emissionen aufweisen. Elektromobilität im Jahr 225 Abbildung 4-3: Verbrauch und Lastdeckung 2 Beispielwochen 225 2 34

5 Elektromobilität im Jahr 235 Elektromobilität im Jahr 235 5.1 Europa Für die europäische Simulation 235 bildet das Szenario Zielszenario; Ladeinfrastruktur Plus den einheitlichen Rahmen für alle nachgelagerten Sensitivitätsrechnungen für Deutschland. In Abbildung 5-1 ist das Marktergebnis entsprechend der getroffenen Annahmen für 235 dargestellt. Deutlich ist auch weiterhin die heterogene Situation der EE-Anteile an der jeweiligen Stromerzeugung der einzelnen Länder. Deutschland hat seinen Nettostromexport auf 54,3 TWh gesteigert. Der netto EE-Anteil in Deutschland beträgt damit 67,3% verbrauchsbezogen bzw. 62,% erzeugungsbezogen. Das Ziel der Bundesregierung beträgt im Vergleich umgerechnet 62,9% netto verbrauchsbezogen. Anteile der Energieträger an der Stromversorgung in 235 Biomasse Wasser Wind PV Geothermie Kohle Gas Uran 671 TWh 67 TWh 2 4 6 8 1 Anteil der EE an der Nettostromerzeugung (in %) Abbildung 5-1: Energieträger und EE-Anteil im europäischen Strommarkt 235 5.2 Deutschland Szenarienvergleich In Ergänzung zu dem in Tabelle 3-8 dargestellten Stromverbrauch, ist in Tabelle 5-1 die Erzeugungsseite sowie CO 2-Bilanz dargestellt. Grundsätzlich treten 235 gegenüber 225 aus Strommarktsicht nur geringfügig mehr EE-Überschüsse auf, die aber durch Überschussverbraucher wie PtH verwendet werden. Der weitere EE-Ausbau wird neben dem Zuwachs der Elektromobilität vor allem durch den Anstieg des Stromexports oder weitergehende Flexibilisierungsmaßnahmen (geringer Zubau von Stromspeichern, Lastmanagement von dezentralen Wärmepumpen und Industrie-Großwärmepumpen) integriert werden könnten. 21 34

Die Speicherverluste erhöhen sich bei keinem Ausbau der öffentlichen Ladeinfrastruktur nur geringfügig, sie bleiben auf dem gleichen Niveau wie 225, wenn E-Mobilität durch öffentliche Ladeinfrastruktur flexibler lädt und reduzieren sich, wenn zu wenig erneuerbare Energien ausgebaut werden. Sie stellen also einen guten Indikator für die Flexibilitätsanforderung des Systems dar. Elektromobilität im Jahr 235 Für den Stromverbrauch ergeben sich ein netto EE-Anteil von 67% und ein Strommix von 288 gco 2/kWh. Dies bedeutet eine hohe Verbesserung gegenüber dem Stand heute von ca. 27% netto EE-Anteil bzw. 617 gco 2/kWh (213) und eine deutliche Steigerung gegenüber 235. Jahr EE- Flex- EE- EE- Speicher- EE- Netto- Konv. CO2- Strommix Ausbau ibili- Erzeu- Abre- verluste Anteil export Kraftwerke Emissionen gco2/kwh tät gung gelung netto TWH Kraftwerkspark Mio.tCO2 213 27% 617 235 Basis - 416,, 2,7 67,4% 54,3 254,2 167 287,4 235 Basis + 416,, 2,5 67,3% 54,3 255,2 168 287,9 235 Reduktion + 378,1, 1,9 61,2% 54,3 292,6 189 324, Tabelle 5-1: Klimawirksamkeit Elektromobilität 235 auf Basis Jahresbilanz 5.2.1 Zielszenario Auch 235 variiert der EE-Anteil mehr nach Flexibilität und Ladeprofil als die Emissionen des Strommixes. Doch ist diese Abweichung gegenüber 225 deutlich zurückgegangen. Dies bedeutet zwar immer noch, dass in Stunden hoher EE- Durchdringung die CO 2-Intensität der verbleibenden fossilen Stromerzeugung spezifisch höher ist, nur ist dieser Effekt für die Elektromobilität nicht mehr so groß. Dabei variiert der EE-Anteil zwischen 6% (PHEV unflexibel - -1% gegenüber der Jahresbilanz) und 89% (PHEV flexibel - + 33% gegenüber der Jahresbilanz). Die Emissionen des Strommixes variieren zwischen 36 gco 2/kWh (BEV unflexibel - +6% gegenüber der Jahresbilanz) und 213 gco 2/kWh (PHEV flexibel - -26% gegenüber der Jahresbilanz). Beim Oberleitungs-Lkw ist die Stundenbilanz beim EE-Anteil geringfügig schlechter (-2% EE-Anteil) und bei der CO 2-Bilanz geringfügig besser (-2% CO 2) als der mittlere Strommix. Grundsätzlich weist die E-Mobilität in Summe durch die Flexibilisierung eine bessere Klimawirksamkeit auf als der mittlere deutsche Gesamtstromverbrauch (+6% EE-Anteil und -7% CO 2) (Basis öffentliche Ladeinfrastruktur). 22 34

1% 9% 8% 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% % 5 45 4 35 3 25 2 15 1 5 EE-Anteil gco2/kwh Elektromobilität im Jahr 235 Strommix Jahr BEV unflexibel BEV flexibel BEV flexibel Ladeinfrastr.-Plus PHEV unflexibel PHEV flexibel stündliches Profil PHEV flexibel Ladeinfrastr.-Plus HO-Lkw Mittelwert E-Mobilität Abbildung 5-2: Klimawirksamkeit Elektromobilität 235 Zielszenario auf Basis Stundenbilanz Im Vergleich weist die E-Mobilität durch den Ausbau einer öffentlichen Ladeinfrastruktur und die damit verbundene höhere Flexibilität eine geringfügig verbessere Klimawirksamkeit auf (+6% statt +4% EE-Anteil und -7% statt -5% CO 2). Nur private Ladeinfrastruktur (Fokus Nachtladen) Die Systemzusammenhänge im Strommarkt werden anhand der folgenden Abbildung deutlich, welche beispielhaft für einen 2-Wochenausschnitt die EE-Einspeisung, die Ladeprofile der Elektromobilität, den europäischen Stromhandel und den Einsatz des hydro-thermischen Kraftwerksparks darstellt. Dabei wird zum einen deutlich, dass auch in 235 Braunkohle-Kraftwerke noch meist durchgängig am Markt betrieben werden können, aber auch in wenigen Stunden des Jahres sogar fast vollständig abgeschaltet werden müssen. Hocheffiziente konv. KWK-Anlagen sind weiterhin wichtig und auch hocheffiziente Erdgas-GuD-Kraftwerke werden in Spitzenlastzeiten eingesetzt. In Summe wächst dadurch die Bedeutung von Erdgas an der fossilen Erzeugung gegenüber 235. Neben dem höheren EE-Anteil wird auch dadurch der Strommix weniger CO 2-intensiv. Neben der Elektromobilität tragen neue flexible Verbraucher wie Wärmepumpen zur EE-Integration bei. Erzeugung und Strombedarf in Deutschland 235 - Meteo-Jahr 211, 31./32. Kalenderwoche GW 12 Last Erneuerbare Erzeugung Konventionelle Erzeugung 8 4 4 Residuallast RL - Im + Ex -4 BEV Laden PHEV Laden 1 HO-LKW 5 25-25 Mo Di Mi Do Fr Sa So Mo Di Mi Do Fr Sa So Wochentag Last + E-Mobilität Photovoltaik Wind Offshore Wind Onshore flexible Biomasse Biomasse Laufwasser PSW-Turbine Batteriespeicher Öl Gas GuD/GT Steinkohle BHKW Gas - KWK Steinkohle - KWK Braunkohle Wärmepumpen Klimatisierung Batteriespeicher PSW-Pumpe PtH Abregelung Abbildung 5-3: Verbrauch und Lastdeckung 2 Beispielwochen 235 Zielszenario private Ladeinfrastruktur 23 34

Ladeinfrastruktur Plus (Fokus Tag- und Nachtladen) Im Folgenden ist im Vergleich dazu die Situation bei einem Ausbau der öffentlichen Ladeinfrastruktur dargestellt. Die Rückwirkungen auf das Gesamtsystem erscheinen dabei relativ gering. Auch wenn die CO 2-Bilanz in Summe positiv ist, ist die Wirkung unterschiedlich. Erkennbar ist beispielsweise, dass dadurch unter Umständen auch Braunkohle länger am Markt laufen kann aber auch KWK auf höhere Auslastung kommt. Elektromobilität im Jahr 235 Erzeugung und Strombedarf in Deutschland 235 - Ladeinfrastruktur Plus, Meteo-Jahr 211, 31./32. Kalenderwoche GW 12 Last Erneuerbare Erzeugung Konventionelle Erzeugung 8 4 4-4 1 5 25-25 Mo Di Mi Do Fr Sa So Mo Di Mi Do Fr Sa So Wochentag Last + E-Mobilität Photovoltaik Wind Offshore Wind Onshore flexible Biomasse Biomasse Laufwasser Residuallast RL - Im + Ex BEV Laden PHEV Laden HO-LKW PSW-Turbine Batteriespeicher Öl Gas GuD/GT Steinkohle BHKW Gas - KWK Steinkohle - KWK Braunkohle Wärmepumpen Klimatisierung Batteriespeicher PSW-Pumpe PtH Abbildung 5-4: Verbrauch und Lastdeckung 2 Beispielwochen 235 Zielszenario Ladeinfrastruktur Plus 5.2.2 Szenario mit reduziertem EE-Ausbau Im Szenario mit reduzierten EE-Ausbau Ladeinfrastruktur Plus ist der EE-Anteil geringer (61% statt 67%) und die CO 2-Intensität des Strommixes höher (324 statt 288 gco 2/kWh). Es variiert der EE-Anteil zwischen 59% (PHEV unflexibel - -3% gegenüber der Jahresbilanz) und 76% (PHEV flexibel - + 24% gegenüber der Jahresbilanz). Die Emissionen des Strommixes variieren zwischen 317 gco 2/kWh (PHEV unflexibel - -2% gegenüber der Jahresbilanz) und 28 gco 2/kWh (PHEV flexibel - -13% gegenüber der Jahresbilanz). Beim Oberleitungs-Lkw ist die Stundenbilanz beim EE-Anteil geringfügig schlechter (-2% EE-Anteil) und bei der CO 2-Bilanz geringfügig besser (-3% CO 2) als der mittlere Strommix. Grundsätzlich weist die E-Mobilität auch hier in Summe durch die Flexibilisierung eine bessere Klimawirksamkeit auf als der mittlere deutsche Gesamtstromverbrauch (+5% EE-Anteil und -5% CO 2) (Basis öffentliche Ladeinfrastruktur). 24 34

1% 9% 8% 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% % 5 45 4 35 3 25 2 15 1 5 EE-Anteil gco2/kwh Elektromobilität im Jahr 235 Strommix Jahr BEV unflexibel BEV flexibel BEV flexibel Ladeinfrastr.-Plus PHEV unflexibel PHEV flexibel stündliches Profil PHEV flexibel Ladeinfrastr.-Plus HO-Lkw Mittelwert E-Mobilität Abbildung 5-5: Klimawirksamkeit Elektromobilität 235 EE- Reduziert auf Basis Stundenbilanz In der Beispielwoche ist zu erkennen, dass der verminderte EE-Ausbau auch geringere Anforderungen zu ihrer Integration stellt. So kann Braunkohle wieder fast durchgängig betrieben werden und Pumpspeicher kommen zu einem geringerem Einsatz. Erzeugung und Strombedarf in Deutschland 235 - EE reduziert (Ladeinfrastruktur Plus), Meteo-Jahr 211, 31./32. Kalenderwoche GW Last Last + E-Mobilität Photovoltaik 8 Wind Offshore Wind Onshore flexible Biomasse Biomasse 4 Laufwasser Erneuerbare Erzeugung 4-4 Residuallast RL - Im + Ex Konventionelle Erzeugung 1 BEV Laden PHEV Laden HO-LKW 5 25-25 Mo Di Mi Do Fr Sa So Mo Di Mi Do Fr Sa So Wochentag PSW-Turbine Batteriespeicher Öl Gas GuD/GT Steinkohle BHKW Gas - KWK Steinkohle - KWK Braunkohle Wärmepumpen Klimatisierung Batteriespeicher PSW-Pumpe Abbildung 5-6: Verbrauch und Lastdeckung 2 Beispielwochen 235 EE- Reduziert 25 34

6 Elektromobilität im Jahr 25 Elektromobilität im Jahr 25 6.1 Europa Für die europäische Simulation 25 bildet das Szenario Zielszenario; Ladeinfrastruktur Plus den einheitlichen Rahmen für alle nachgelagerten Sensitivitätsrechnungen für Deutschland. In Abbildung 6-1 ist das Marktergebnis entsprechend der getroffenen Annahmen für 25 dargestellt. Aufgrund der modellbedingten einheitlichen Gesamtsystemoptimierung zur Erreichung eines europäischen Klimaziels, unabhängig von selektiven nationalen Interessen, stellt sich auch ein einheitlicheres Bild bezüglich des EE-Anteils in den einzelnen Ländern dar. Deutschland ist Nettostromimporteurin Höhe von 2,2TWh (bzw. -2,2 TWh Nettostromexport). Der netto EE-Anteil in Deutschland beträgt damit 87,7% verbrauchsbezogen bzw. 9,1% erzeugungsbezogen. Das Ziel der Bundesregierung beträgt im Vergleich umgerechnet 82,5% netto verbrauchsbezogen. Diese Überdeckung basiert auf der hohen Bedeutung von Strom zur sektorübergreifenden Erreichung der Klimaschutzziele als Ergebnis des Projektes Interaktion EE-Strom, Wärme und Verkehr [ et al. 215b]. Anteile der Energieträger an der Stromversorgung in 25 Biomasse Wasser Wind PV Geothermie Kohle Gas Uran 994 TWh 99 TWh 2 4 6 8 1 Anteil der EE an der Nettostromerzeugung (in %) Abbildung 6-1: Energieträger und EE-Anteil im europäischen Strommarkt 25 6.2 Deutschland Szenarienvergleich Ladeinfrastruktur Plus (Fokus Tag- und Nachtladen) In Ergänzung zu dem in Tabelle 3-8 dargestellten Stromverbrauch ist in Tabelle 6-1 die Erzeugungsseite sowie CO 2-Bilanz dargestellt. 25 wird die Erzeugung in den meisten Stunden des Jahres vollständig von EE gedeckt. Entsprechend treten auch häufig EE- Überschüsse auf, die durch Überschussverbraucher wie PtH und PtG verwendet 26 34

werden. Zudem ist durch das Lastmanagement neuer Stromverbraucher wie der Elektromobilität, Wärmepumpen und Klimatisierung die notwendige EE-Abregelung relativ gering. Elektromobilität im Jahr 25 Für den Stromverbrauch ergeben sich ein netto EE-Anteil von 88% und ein Strommix von nur noch 17 gco 2/kWh. Damit ist die Stromerzeugung weitestgehend CO 2-frei. Jahr EE- Ausbau Flexibilitägungelung EE- Erzeu- EE- Abre- Speicherverluste EE- Anteil Nettoexport Konv. Kraftwerke CO2- Emissionen Strommix gco2/kwh netto TWH Kraftwerkspark Mio.tCO2 213 27% 617 25 Basis + 77,6 11,3 5,6 87,7% -2,2 76,5 13 17,3 25 Reduktion + 588,9, 2,9 81,% -2,2 117,2 29 42,8 Tabelle 6-1: Klimawirksamkeit Elektromobilität 25 auf Basis Jahresbilanz 6.2.1 Zielszenario 25 variiert der EE-Anteil sogar je nach Flexibilität und Ladeprofil weniger als die Emissionen des Strommixes. Doch ist dieser Unterschied beim Strommix in Hinblick auf das grundsätzlich sehr niedrige Niveau absolut nicht so hoch. Dabei variiert der EE-Anteil zwischen 81% (PHEV unflexibel - -8% gegenüber der Jahresbilanz) und >1% (BEV flexibel - + 23% gegenüber der Jahresbilanz). Die Emissionen des Strommixes variieren zwischen 19 gco 2/kWh (PHEV unflexibel - +1% gegenüber der Jahresbilanz) und 5 gco 2/kWh (BEV flexibel - -67% gegenüber der Jahresbilanz). Beim Oberleitungs-Lkw ist die Stundenbilanz beim EE-Anteil (-4% EE- Anteil) und bei der CO 2-Bilanz (+1% CO 2) geringfügig schlechter als der mittlere Strommix. Grundsätzlich weist die E-Mobilität in Summe durch die Flexibilisierung eine bessere Klimawirksamkeit auf als der mittlere deutsche Gesamtstromverbrauch (+5% EE-Anteil und -22% CO 2) (Basis öffentliche Ladeinfrastruktur). 1% 5 9% 8% 7% 6% 5% 4% 3% 2% 45 4 35 3 25 2 15 1 EE-Anteil gco2/kwh 1% % Strommix Jahr BEV unflexibel BEV flexibel PHEV unflexibel PHEV flexibel stündliches Profil HO-Lkw Mittelwert E-Mobilität 5 Abbildung 6-2: Klimawirksamkeit Elektromobilität 25 Zielszenario auf Basis Stundenbilanz In folgender Beispielwochenabbildung wird der Unterschied zwischen Zeiten mit EE- Überspeisung (Einsatz vom PtH und PtG) und Zeiten mit reduzierter EE-Einspeisung (Gas-KWK und Gas-GuD-Kondensationskraftwerke) sichtbar. Deutlich ist vor allem das Ladeverhalten der Elektromobilität. In den Defizit-Zeiten können hybride Fahrzeuge wie 27 34

der HO-Lkw auf den Verbrennungsmotor zurückgreifen und müssen keinen zusätzlichen Strom beziehen. Dadurch müssen für diese Technologie nicht extra Kraftwerke zugebaut werden. Der zusätzliche Stromverbrauch führt also nicht zu einer Erhöhung der Jahreshöchstlast. Für einen Stromverbrauch von 44,6TWh/a beim HO- Lkw ist dies eine theoretische Höchstlast von bis zu 9 GW welche nicht abgerufen wird und entsprechend Kraftwerkskapazitäten vermeidet. Beim PHEV würden 6% der Fahrzeuge mit einem Stromverbrauch von 21,6 TWh, wenn sie ungeregelt laden würden, die Höchstlast um bis zu 8,2 GW erhöhen. In Summe besteht in diesem Szenario ein Stromverbrauch von 66,2 TWh in hybriden flexiblen Fahrzeugen und durch die Flexibilisierung kann der Bau von Gaskraftwerken in Höhe von bis zu 17,2 vermieden werden. In den Stunden mit hoher EE-Einspeisung oder im mittleren Lastbereich wirkt dagegen das Lastmanagement der Elektromobilität zur EE-Integration. Elektromobilität im Jahr 25 Erzeugung und Strombedarf in Deutschland 25 - Ladeinfrastruktur Plus, Meteo-Jahr 26, 5./6. Kalenderwoche GW Last Erneuerbare Erzeugung Konventionelle Erzeugung 16 12 8 4-5 -1 5 25 5 2-2 -5-8 Mo Di Mi Do Fr Sa So Mo Di Mi Do Fr Sa So Wochentag Last + E-Mobilität Photovoltaik Wind Offshore Wind Onshore Biomasse Laufwasser Residuallast RL - Im + Ex BEV Laden PHEV Laden HO-LKW PSW-Turbine Batteriespeicher Gas GuD/GT BHKW Gas - KWK Wärmepumpen Klimatisierung Batteriespeicher PSW-Pumpe PtH PtG Abregelung Abbildung 6-3: Verbrauch und Lastdeckung 2 Beispielwochen 25 Zielszenario Die Bedeutung der öffentlichen Ladeinfrastruktur und die damit verbunden Fähigkeit auch tagsüber bei hoher PV-Einspeisung diesen EE-Strom aufzunehmen wird deutlich, wenn man das Ladeprofil eines mittleren Tagesverlaufs mit und ohne Lastmanagement vergleicht. Abbildung 6-4: Mittleres Ladeprofil eins Tagesverlaufs E-Pkw 25 links ungeregelt rechts DSM Quelle: [ et al. 215b] Aber auch für die Oberleitungs-Lkw ist das Verbrauchsprofil stark tageslastig und damit gut mit der PV-Einspeisung integriert. In Summe weist die E-Mobilität eine hohe Korrelation mit der Photovoltaik auf. 28 34