Kostenoptimaler Ausbau der Erneuerbaren Energien in Deutschland Vorstellung einer Studie im Auftrag von Agora Energiewende Berlin 29.5.213 Christoph Maurer SEITE 29.5.213
Aufgabenstellung Zentrale Fragestellung > Wie wirken sich verschiedene Strategien / Varianten des EE-Ausbaus in Deutschland auf die Kosten des Stromversorgungssystems aus? > Dimensionen verschiedener EE-Ausbaustrategien» Technologiemix (Wind Onshore vs. Wind Offshore vs. PV)» Großräumige/ regionale Verteilung (z. B. Wind im Norden vs. Wind im Süden)» Kleinräumige/ lokale Verteilung (z. B. mehr PV-Dachanlagen statt Freiflächen)» Explizit kein Bestandteil einer Ausbaustrategie: gesamte Menge an EE-Erzeugung in TWh» Umsetzungsgeschwindigkeit des Netzausbaus stellt erhebliche Unsicherheit dar mögliche Rückwirkungen sind geeignet zu berücksichtigen > Durch Wahl der Ausbaustrategie beeinflusste Kosten» Variable Kosten der konventionellen Erzeugung durch veränderten Kraftwerkseinsatz» Investitionskosten in zusätzliche EE-Anlagen durch andere inst. Kapazitäten» Kosten des erforderlichen Netzausbaus im Übertragungsnetz bzw. Kosten nicht integrierbarer EE-Erzeugung, falls sich Netzausbau verzögert» Kosten des erforderlichen Netzausbaus im Verteilnetz > Ziel ist eine vergleichende Kostenbewertung verschiedener Ausbaustrategien als Basis für Empfehlungen zu einem zukünftig optimierten EE-Ausbau SEITE 1 29.5.213
Szenariendefinition Fünf Szenarien in zwei Dimensionen und ein Sensitivitätsszenario Basisszenario (mit verzögertem Netzausbau) Unterschiede im Ausbau der EE Unterschiedliche Geschwindigkeit des Ausbaus im Übertragungsnetz Verbrauchsnahe Erzeugung bei verzögertem Netzausbau Verbrauchsnahe Erzeugung bei schnellem Netzausbau Beste Standorte bei verzögertem Netzausbau Beste Standorte bei schnellem Netzausbau PV-Battery- Breakthrough bei schnellem Netzausbau > Betrachtungen erfolgen für zwei Zeitpunkte: 223 und 233 SEITE 2 29.5.213
Szenariendefinition Annahmen zur Wind- und PV-Erzeugung in den Szenarien (233) TWh 4 3 2 1 Ausgangspunkt 14 67 19 Basisszenario Realistische Optimierung > Fokus auf Wind Onshore (kostengünstigste Technologie) > Mindestausbau von PV und Wind Offshore Optimierte Ausbaupfade 37 74 25 verbrauchsnahe Erzeugung 57 54 25 beste Standorte Wind Onshore Photovoltaik Wind Offshore > Basisszenario entspricht Annahmen des Szenario B des Netzentwicklungsplans > Gesamte EE-Erzeugung bleibt über Szenarien unverändert > Angenommene Entwicklung bis 223 in den Relationen gleich SEITE 3 29.5.213
Szenariendefinition Verteilung der Windanlagen an Land (233) Basisszenario (66 GW in 233) Verbrauchsnahe Erzeugung (89 GW in 233) Beste Standorte (85 GW in 233) Indikative geografische Darstellungen anhand der Übertragungsnetzknoten, nicht maßstabsgetreu Basiszenario Zusätzlicher Ausbau SEITE 4 29.5.213
Szenariendefinition Verteilung der PV-Anlagen (233) Basisszenario (65 GW in 233) Verbrauchsnahe Erzeugung (73 GW in 233) Beste Standorte (52 GW in 233) Indikative geografische Darstellungen anhand der Übertragungsnetzknoten, nicht maßstabsgetreu Basiszenario Zusätzlicher Ausbau SEITE 5 29.5.213
Betrachtungsjahr 233 Kostendifferenzen zwischen den Szenarien (233, in Mio. /a) Bas. Verbrauchsnah Beste Standorte EE-Ausbaupfad Verz. 83.7-2.78-2.78-3.66-3.66 Annahmen zum Netzausbau 7-25 7-48 2-13 37-13 -25 28 Jährliche Gesamtsystemkosten im Basisszenario Resultierende Einsparung EE-Ausbau inkl. Offshore-Netz Verteilnetz Residuale Erzeugung Übertragungsnetz SEITE 6 29.5.213
Betrachtungsjahr 233 Jährliche Mehrkosten / Einsparungen beim EE-Zubau im Vergleich zum Basisszenario in 233 (in Mio. /a) Verbrauchsnahe Erzeugung Beste Standorte EE-Ausbaupfad Mehrkosten ggü. Basisszenario 3.23 73-6.74 2.5-1.36-4.79 Einsparungen ggü. Basisszenario Wind Onshore PV Wind Offshore inkl. Offshore Netz -2.78 Gesamt Wind Onshore PV -3.66 Wind Offshore inkl. Gesamt Offshore Netz SEITE 7 29.5.213
Betrachtungsjahr 233 Kostendifferenzen zwischen den Szenarien (233, in Mio. /a) Bas. Verbrauchsnah Beste Standorte EE-Ausbaupfad Verz. 83.7-2.78-2.78-3.66-3.66 Annahmen zum Netzausbau 7-25 7-48 2-13 37-13 -25 28 Jährliche Gesamtsystemkosten im Basisszenario Resultierende Einsparung EE-Ausbau inkl. Offshore-Netz Verteilnetz Residuale Erzeugung Übertragungsnetz SEITE 8 29.5.213
Betrachtungsjahr 233 Kostendifferenzen zwischen den Szenarien (233, in Mio. /a) Bas. Verbrauchsnah Beste Standorte EE-Ausbaupfad Verz. 83.7-2.78-2.78-3.66-3.66 Annahmen zum Netzausbau 7-25 7-48 2-13 37-13 -25 28 Jährliche Gesamtsystemkosten im Basisszenario Resultierende Einsparung EE-Ausbau inkl. Offshore-Netz Verteilnetz Residuale Erzeugung Übertragungsnetz SEITE 9 29.5.213
Betrachtungsjahr 233 Differenzen Stromerzeugungskosten verglichen mit Basisszen. (in Mio. /a) und notwendige Abregelung von Must-Run Erzeugung (in TWh/a) Jährliche Mehrkosten / Einsparungen in den var. Stromerzeugungskosten im Vergleich zum Basisszenario Notwendige Abregelung von Must-Run Erzeugung in Deutschland Mehrkosten ggü. Basisszenario Verbrauchsnahe Erzeugung Beste Standorte Verz. Verz. 37 EE-Ausbaupfad Annahmen zum Netzausbau Basis Verz. Verbrauchsnahe Erzeugung Beste Standorte Verz. Verz. 47,5 Einsparungen ggü. Basisszenario -25-25 -48 4,2 36,8 24,6 27,8 SEITE 1 29.5.213
Betrachtungsjahr 233 Kostendifferenzen zwischen den Szenarien (233, in Mio. /a) Bas. Verbrauchsnah Beste Standorte EE-Ausbaupfad Verz. 83.7-2.78-2.78-3.66-3.66 Annahmen zu Netzausbau 7-25 7-48 2-13 37-13 -25 28 Jährliche Gesamtsystemkosten im Basisszenario Resultierende Einsparung EE-Ausbau inkl. Offshore-Netz Verteilnetz Residuale Erzeugung Übertragungsnetz SEITE 11 29.5.213
Betrachtungsjahr 233 Differenz der jährlichen Gesamtsystemkosten in 233 Basis Verbrauchsnah Beste Standorte EE-Ausbaupfad Verz. 83,7 Annahmen zu Netzausbau -2,96-2,99-3,42 3 3,8 Mrd. EUR Einsparungen pro Jahr -3,76 SEITE 12 29.5.213
Betrachtungsjahr 223 Differenz der jährlichen Gesamtsystemkosten in 223 Basis Verbrauchsnah Beste Standorte EE-Ausbaupfad Verz. 8,8 Annahmen zu Netzausbau - 2,37-1,92-2,4-2,43 1,9 2,4 Mrd. EUR Einsparungen pro Jahr SEITE 13 29.5.213
Sensitivitätsszenario PV-Battery-Breakthrough Betrachtungsjahr 233 Erforderliche Kostendegression für ein typisches PV-Batterie-System bei Kostenvergleich bis 233 > Zentrale Fragestellung dieser Sensitivität: Welche Kostenentwicklung bei PV-Modulen und Batteriespeichern ist erforderlich, damit dieses Breakthrough -Szenario ein mit den anderen optimierten Szenarien vergleichbares Kostenniveau erreicht? 12. 1. 8. 6. - 8% 4. 2. 213 223 233 beispielhaftes PV+Batteriesystem für Eigenheim: PV-Modul (4 kw Aufdachanlage) Batteriespeicher (2 kw, 6 kwh) SEITE 14 29.5.213
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