von der stromwende zur energiewende: langfristszenarien für … · 2018. 11. 7. · konvent i onel...
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0 | 29.09.2017SEITE
Christoph Maurer, Bernd Tersteegen (Consentec), Ben Pfluger (Fraunhofer ISI),
Bernd Franke (ifeu)
FGE-Tagung
29. September 2017
Von der Stromwende zur Energiewende: Langfristszenarien für
das deutsche Energiesystem
1 | 29.09.2017SEITE
Szenarioarchitektur
> Szenarien für ein Energiesystem, das die energie- und klimapolitischen Ziele
des Energiekonzepts der Bundesregierung umsetzen Horizont 2050
> Modellierung des gesamten Energiesystems (Strom, Wärme, Verkehr,
Industrie) und der Wechselwirkungen zwischen den Sektoren Fokus und
höchste Modellierungsgenauigkeit Strom (Erzeugung und Netze)
> Optimierungsansatz: Minimierung der Systemkosten unter Nebenbedingungen
(Versorgungssicherheit, Energiekonzept-Ziele), szenarioabhängige Variation
sonstiger Freiheitsgrade und Nebenbedingungen
Untersuchungsgegenstand und Ziel der Studie
Studie „Langfrist– und Klimaszenarien“ im Auftrag des BMWi
Projekt Langfristszenarien (CO2 -80%) Projekt Klimaszenarien
Referenzszenario
Basisszenario
Geringerer Ausbau Ü-Netze
Regionale EE-Verteilung
Restriktionsarmes Szenario
Alternativer EE-Mix
Ausbautempo EE-Strom
Extreme Wettersituationen
95%-Szenarien (u.a. PtG)
Dezentrales System
Geringeres Biomassepotenzial
Geringere europäische Ambitionen
2 | 29.09.2017SEITE
> Langfristszenarien sind weder Prognose über den Ablauf der
Energiewende, noch normative Leitszenarien
> Szenarien beschreiben aus heutiger Sicht kostengünstige Wege zur
Zielerreichung und zeigen Zusammenhänge auf
» Unsicherheiten und Innovationen können aber im Zeitablauf erhebliche
Veränderungen begründen
> Kostengünstige Umsetzung zwar für Erfolg der Energiewende wichtig, aber
nicht allein entscheidend andere Kriterien wie Akzeptanz, Industriepolitik etc.
Langfristszenarien sind kein Energiewendeplan
> Erkenntnisse v. a. auch aus Szenarienvergleich
> Ziel der Szenarienberechnung war die Optimierung von Systemkosten unter
unterschiedlichen Freiheitsgraden und Randbedingungen
» möglichst objektives Kriterium
» gleichzeitig Tendenz zu extremen Ergebnissen (z. B. Technologiemix)
> Wichtige Informationsgrundlage, um Kostenwirkungen politischer
Handlungsoptionen transparent bewerten zu können
Kostenoptimierungsansatz
Studie „Langfrist– und Klimaszenarien“ im Auftrag des BMWi
3 | 29.09.2017SEITE
Modellierungsansatz
Langfristszenarien für die Transformation des Energiesystems in Deutschland
Modellierung der stündlichen Lastgänge und des Lastmanagements
Modellierung der jährlichen Nachfrage
Aufbereitung der räumlich und zeitlich hochaufgelösten Potentiale
Optimierung des Zubaus an konventionellen Kraftwerken,
Erneuerbaren Energien, Stromspeichern und
Übertragungskapazitäten zwischen den Regionen
Kraftwerks-Einsatzmodellierung basierend auf stundenscharfer Markt-
simulation
Ermittlung des erforderlichen
Ausbaubedarfs basierend auf
Lastfluss- und
Netzsicherheitsanalysen
(Übertragungsnetz) und
Modellnetzanalysen (Verteilungsnetz)
Langfristszenarien für die Transformation des Energiesystems in Deutschland
Forecast(Nachfragemodellierung)
INVERT(Wärmebedarf im
Gebäudesektor
ASTRA(Nachfragemodellierung im
Verkehrssektor)
eLoad(Lastgangmodellierung)
Enertile(Optimierung des Zubaus an konventionellen Kraftwerken, Erneuerbaren Energien,
Stromspeichern und Übertragungskapazitäten zwischen den Regionen)
Lastflussanalysen /
Modellnetzanalysen
Enertile(EE Potentialmodellierung)
HauptinputLegende
Feedback
OptEK – Einsatzsimulation
Langfristszenarien für die Transformation des Energiesystems in Deutschland
Modellierung der stündlichen Lastgänge und des Lastmanagements
Modellierung der jährlichen Nachfrage
Aufbereitung der räumlich und zeitlich hochaufgelösten Potentiale
Optimierung des Zubaus an konventionellen Kraftwerken,
Erneuerbaren Energien, Stromspeichern und
Übertragungskapazitäten zwischen den Regionen
Kraftwerks-Einsatzmodellierung basierend auf stundenscharfer Markt-
simulation
Ermittlung des erforderlichen
Ausbaubedarfs basierend auf
Lastfluss- und
Netzsicherheitsanalysen
(Übertragungsnetz) und
Modellnetzanalysen (Verteilungsnetz)
Langfristszenarien für die Transformation des Energiesystems in Deutschland
Forecast(Nachfragemodellierung)
INVERT(Wärmebedarf im
Gebäudesektor
ASTRA(Nachfragemodellierung im
Verkehrssektor)
eLoad(Lastgangmodellierung)
Enertile(Optimierung des Zubaus an konventionellen Kraftwerken, Erneuerbaren Energien,
Stromspeichern und Übertragungskapazitäten zwischen den Regionen)
Lastflussanalysen /
Modellnetzanalysen
Enertile(EE Potentialmodellierung)
HauptinputLegende
Feedback
OptEK – Einsatzsimulation
4 | 29.09.2017SEITE
> Starker Anstieg der thermischen Sanierungsrate (bis auf über 3%/a)
> Starker Anstieg von Wärmepumpen und Solarthermie
> Biomassepotenziale werden in anderen Sektoren genutzt
> Energieeffizienzsteigerung bei allen Verkehrsträgern
> Senkung Verkehrsleistung d. verkehrs- und steuerpolit. Maßnahmen
> Starke Nutzung von Strom, fokussierte Nutzung von Biokraftstoffen
Endenergieverbrauch in Deutschland
Basisszenario (80% THG-Minderung)
Entwicklung des Endenergieverbrauchs
Verkehr
Gebäude
(Wärme/Kälte)
0 200 400 600 800
2050
2010
[TWh]
Benzin Bio-Ethanol
Diesel Bio-Diesel
LPG CNG
Bio-Gas LNG
Bio-LNG Strom
Kerosin Biokerosin
0 200 400 600 800 1000
2050
2010
[TWh]
Kohle Heizöl
Erdgas Strom-WP
Strom-Hilfsen Strom-direkt
Fernwärme Nahwärme
Biomasse Umweltwärme
Solarthermie
-46%
-58%
5 | 29.09.2017SEITE
> Starker Anstieg der thermischen Sanierungsrate (bis auf über 3%/a)
> Starker Anstieg von Wärmepumpen und Solarthermie
> Biomassepotenziale werden in anderen Sektoren genutzt
> Energieeffizienzsteigerung bei allen Verkehrsträgern
> Senkung Verkehrsleistung d. verkehrs- und steuerpolit. Maßnahmen
> Starke Nutzung von Strom, fokussierte Nutzung von Biokraftstoffen
Endenergieverbrauch in Deutschland
Basisszenario (80% THG-Minderung)
Entwicklung des Endenergieverbrauchs
Verkehr
Gebäude
(Wärme/Kälte)
> Wesentliche Beiträge: Energieeffizienz + Umstellung auf biogene
Brennstoffe
> Rückgang Endenergienachfrage um 25%
» trotz kontinuierlichem Wachstum des Industriesektors
> Bereits sehr ambitionierter Pfad, bestimmte Prozesse schwer zu
dekarbonisieren CCS-Einsatz
> Rückgang der THG Emissionen um 75%
» dafür aber CO2-Abscheidung von 35Mt/a notwendig
» entspricht ca. 50% der Brutto-Emissionen
Industrie
6 | 29.09.2017SEITE
> Energieeffizienz und Stromdirektnutzung begrenzen Stromnachfrage
> Gesamtnachfrage zunächst sinkend, dann wieder steigend
Entwicklung der Stromnachfrage in Deutschland
Basisszenario (80% THG-Minderung)
Stromsystem: Erzeugung und Nachfrage
0
100
200
300
400
500
600
700
2010 2020 2030 2040 2050
Bru
ttostr
om
nverb
rauch [
TW
h] Kraftwerkseigenverbrauch*
Netzverluste*
Speicherverluste*
CCS: Industrie
Power-to-Heat Nah-/ Fernwärme*
Power-to-Heat Industrie*
Wärmepumpen
Oberleitungs-LKW
Elektromobilität
Klass. Nettostromverbrauch
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-200
-100
0
100
200
300
400
500
600
700
2013 2020 2030 2040 2050
Nett
os
tro
me
rze
ug
un
g in
TW
h
Ex-/Importe
Andere EE
Biomasse
Solarthermie
Photovoltaik
Wind-Offshore
Wind-Onshore
Biomasse KWK
Gas KWK
Kohle KWK
Andere Konventionelle
Erdgas
Steinkohle
Braunkohle
Kernenergie
> fast vollständiger Phase-Out fossiler Stromerzeugung KWK als
Brückentechnologie
> Wind Onshore als dominierende Technologie
> Ausbau von Photovoltaik v. a. durch Aufnahmefähigkeit System begrenzt
Stromerzeugung in Europa und Deutschland
Basisszenario (80% THG-Minderung)
Stromsystem: Erzeugung und Nachfrage
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
5000
2013 2020 2030 2040 2050
Nett
os
tro
me
rze
ug
un
g in
TW
h
Europa Deutschland
CO2-Preis 2050
100 EUR/t
8 | 29.09.2017SEITE
Beispielhafter Flexibilitätseinsatz Sommerwoche 2050
Basisszenario (80% THG-Minderung)
Stromsystem: Erzeugung und Nachfrage
9 | 29.09.2017SEITE
> Signifikanter Anstieg an allen Grenzen
> Kosteneffiziente Dekarbonisierung in Europa führt u. a. zu
» Nettoimporten Deutschlands wegen günstigerer Potenziale im Ausland
» Transiten günstigen EE-Stroms u.a. aus Skandinavien über DE
Entwicklung des Stromaußenhandels 2020 und 2050
Basisszenario (80% THG-Minderung)
Stromsystem: Stromaußenhandel
10 | 29.09.2017SEITE
> Insbesondere in Nord-Süd-Richtung erhebliche Überlastungen, die
weiteren Netzausbau erfordern
Belastungssituation Übertragungsnetz (nach Realisierung EnLAG und
BBPlG)
Basisszenario (80% THG-Minderung)
Stromsystem: Netze
2030 2040 2050
11 | 29.09.2017SEITE
Netzausbau Verteilernetz
Netzausbau (Zubau/Verstärkung) Übertragungsnetz
Basisszenario (80% THG-Minderung)
Stromsystem: Netze
0
4.000
8.000
12.000
16.000
Str
om
kre
is-
kil
om
ete
r
endogener NA
exogener NA
bis
2020
2020-
2030
2030-
2040
2040-
2050
Investitionsvolumen insges.
67 Mrd. EUR
(Vollverkabelung DC,
20% Verkabelung AC)
Anstieg der annuitätischen
Netzkosten um ca. 3,5 Mrd
EUR/a
90%
100%
110%
120%
130%
140%
2013 2020 2030 2040 2050
An
nu
itäti
sch
e
Netz
ko
ste
n Anstieg der
annuitätischen
Netzkosten um
ca. 5 Mrd EUR/a
12 | 29.09.2017SEITE
Änderungen im Erzeugungssystem gegenüber Basisszenario erheblich
> Dennoch erheblicher Netzausbau angenommen
» In Deutschland EnLAG und BBPlG
» Im Ausland TYNDP-Projekte mit hoher Realisierungswahrscheinlichkeit
> Darüber hinaus weitgehender Verzicht auf Übertragungsnetzausbau
» lokale Verstärkungsmaßnahmen bleiben zugelassen
Ist Zielerreichung auch bei deutlich geringerem
Übertragungsnetzausbau möglich und zu welchem Preis?
Szenario „geringerer ÜbertragungsNetzAusbau“
-150
-100
-50
0
50
100
150
2020 2030 2040 2050
Änderu
ng S
trom
erz
eugung
geN
A -
Basis
[T
Wh]
Ex-/Importe
Photovoltaik
Wind-Onshore
Gas KWK
Erdgas
CO2-Preis 2050
150 EUR/t
13 | 29.09.2017SEITE
> Insgesamt deutlich mehr installierte EE-Leistung
> Verschiebung von Wind nach Süden, PV nach Norden
Regionale Verteilung Erzeugung
Systemeffekte
Szenario „geringerer Übertragungsnetzausbau“
Basisszenario - 2050 geNA-Szenario - 2050 PV
Wind an Land
Wind auf See
≙ 3,5 GW
≙ 1 GW
14 | 29.09.2017SEITE
> Signifikante Reduktion v. a. der Nord-Süd-Belastung
Belastung im Übertragungsnetz vor endogenen
Netzausbaumaßnahmen
Effekte im Übertragungsnetz
Szenario „geringerer Übertragungsnetzausbau“
15 | 29.09.2017SEITE
> Rückgang Übertragungsnetzkosten wird durch höhere
Verteilernetzkosten für Anschluss zus. EE nahezu kompensiert
> Gleichzeitig deutlicher Anstieg sonstiger Systemkosten
Vergleich mit Kosten des Basisszenarios
Systemkosten
Szenario „geringerer Übertragungsnetzausbau“
-4
-2
0
2
4
6
8
10
12
14
2020 2030 2040 2050
ann.
Koste
n d
er
Str
om
vers
org
ung
geN
A −
Basis
[M
rd.
EU
R/a
]
Endenergienachfrage [TWh]
Verteilungsnetz
Übertragungsnetz
Speicher
Biomasse
Photovoltaik
Wind-Onshore
Erdgas
Braunkohle
Steinkohle
Kernenergie
16 | 29.09.2017SEITE
> Nicht nur in Deutschland, sondern in Europa für kosteneffiziente Umsetzung hohes Maß an
Koordination und Kooperation notwendig
> Vernetzung (im Stromsystem, aber z. B. auch P2H) effizienteste Flexibilitätsoption
» Management von Dargebotsschwankungen insb. über europ. Austausch zumindest bei
80%-Ziel effizienter als neue Speicher o.ä.
» schließt Notwendigkeit von Backup für Extremsituationen nicht aus
> Fossile KWK (v. a. Erdgas) kann eine Rolle als Brückentechnologie haben
> Starker Ausbau insbesondere von Onshore-Wind zur Zielerreichung kosteneffizient
» dabei gute Standorte + Netzausbau effizienter als Standortverlagerung
> Effizienter Ü-Netzausbau geht deutlich über BBPlG hinaus
» erheblicher Netzausbau auch im Ausland
» Ziele allerdings auch mit dem gegenüber geringerem Ausbau erreichbar aber deutliche
Effekte für Stromsystem und deutlich höhere Systemkosten
> Investitionsvolumen in V-Netzen sogar höher als in Ü-Netzen, dort aber wg. Akzeptanz und
Systemrückwirkungen größere Herausforderungen
Stromsystem
> Bereits 80%-Ziel sehr ambitioniert koordiniertes Zusammenwirken von Gesellschaft und
Wirtschaft erforderlich
> Energieeffizienz wichtiger Beitrag zur Zielerreichung
> Gerade in Industrie grundlegender Wandel (und ggf. CCS-Einsatz) erforderlich
Gesamtes Energiesystem
Erste Schlussfolgerungen
17 | 29.09.2017SEITE
Consentec GmbH
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