Kritische Einordnung des Szenariorahmenentwurfs- Die richtigen Weichenstellungen für das Gelingen der Energiewende setzen - Netzausbau.de
←
→
Transkription von Seiteninhalten
Wenn Ihr Browser die Seite nicht korrekt rendert, bitte, lesen Sie den Inhalt der Seite unten
Kritische Einordnung des Szenariorahmenentwurfs – Die richtigen Weichenstellungen für das Gelingen der Energiewende setzen Dr. Matthias Stark, BEE Leiter Erneuerbare Energiesysteme Florian Widdel, BEE Referent für Digitalisierung, Sektorenkopplung und Energienetze
Vom NEP 2021 zum NEP 2023
• Die im Szenariorahmenentwurf der ÜNB getroffenen Annahmen
stellen in einigen Bereichen Verbesserungen gegenüber den
Annahmen im NEP 21 dar. In anderen Bereichen ist die Entwicklung
hingegen negativ.
• Problematisch: Annahmen zur Nachfrageseite basieren
größtenteils auf lediglich zwei Studien: LFS und KNDE.
• In den herangezogenen Studien fehlen häufig wichtige Aspekte der
Umsetzbarkeit (u.a. Betriebswirtschaftlichkeit, Stoffströme, usw.).
• Im Folgenden: Konzentration auf die wichtigsten Aspekte und
Einordnung der Kritik in die Erkenntnisse der BEE-
Strommarktdesignstudie
2
Fluktuierende EE-Stromerzeugung
Photovoltaik
• Neue Annahmen stellen eindeutige Verbesserung gegenüber NEP 21 – Zahlen dar
• Regionalisierung: PV-Ausbauannahmen in manchen Regionen wenig ambitioniert
• Wichtig: Nutzung des wesentliches Vorteils der EE: Lastnahe dezentrale Erzeugung
BEE-Strommarktdesignstudie zeigt bei ähnlichem Netzausbau wie NEP ca. 25 – 35% mehr EE-Integration
Wind Onshore / Offshore
• Neue Annahmen stellen eindeutige Verbesserung gegenüber NEP 21 – Zahlen dar
• Offshore: Ist es realistisch bis 2030 30 GW an Offshore anzuschließen?
• Onshore: ist einfacher zu realisieren, Annahmen am unteren Rand der Annahmen vieler Studien (Ariadne, BEE)
• Flächenausweisung: Es sind mindestens 2 % erforderlich
Szenariorahmenentwurf NEP 23 Strommarktdesignstudie
Bestand NEP 21 Reformszenario
2020 B 2040 A 2037 B 2037 C 2037 A 2045 B/C 2045 2030 2040 2050
Wind Offshore (GW) 7,8 40 40,8 44,3 45,3 63,3 70,8 20 40 57
Wind Onshore (GW) 54,4 89 100 115 130 125 150 95 147 195
PV (GW) 53,7 126 260 280 320 325 395 205 349 449
3
Die Rolle der Biomasse im Stromsystem
Biomasse
• Angenommener Rückbau der Biomasse-Kapazitäten ist nicht nachvollziehbar
• Durch stärkere Flexibilisierung (Überbauung) können Biomasseanlagen entscheidend zur Stabilisierung des
Stromsystems und zur Versorgungssicherheit beitragen
• Es geht hierbei nicht um eine Erhöhung der Stromproduktion. Auch der Biomasseverbrauch wird gleichgehalten
• Die Flexibilisierung des Biomasse-Parks steigert auch das Potential der EE-Bereitstellung von
Systemdienstleistungen zur Abschaltung von fossilen Kraftwerken
• Ein Herunterfahren der Biomasse-Kapazität bringt u.U. die Notwendigkeit eines gleich hohen Ausbaus an
Gaskraftwerkskapazität mit sich
• Hohe Dringlichkeit der Abschaltung von Bioenergie suggeriert, Umstellung der Gaskraftwerke auf H2 hingegen
nicht näher definiert
Bestand NEP 21 Szenariorahmenentwurf Strommarktdesignstudie Reformszenario
2020 B 2040 A 2037 B 2037 C 2037 A 2045 B/C 2045 2030 2040 2050
Biomasse (TWh) 26 24 15 15 15 6 6 50 50 50
Wasserkraft (GW) 5,3 5,6 5,3 5,3 5,3 5,3 5,3 5,3 5,3 5,3
4
Bereitstellung von Flexibilität I
Wärmepumpen:
• Neue Annahmen stellen eindeutige Verbesserung gegenüber NEP 21 – Zahlen dar
PtH (Fernwärme / Industrie):
• PtH bietet die Option als günstige und schnell steuerbare Flexibilität regional eingesetzt zu werden.
• Bei richtiger Förderung können bspw. eine KWK-Anlagenflexibilisierung über Elektrodenkessel und
Windwärmesysteme bereits bis 2030 stark ausgebaut werden Annahmen aus BEE-Sicht zu gering
PV-Speicher:
• Annahmen sehr optimistisch:
• PV-Heimspeicher-Quote soll bis 2035 auf 100% steigen
• Speicherkapazität ggü. installierter Anlagenleistung
Bestand NEP 21 Szenariorahmenentwurf Strommarktdesignstudie Reformszenario
B 2040 A 2037 B 2037 C 2037 A 2045 B/C 2045 2030 2040 2050
Wärmepumpen (Haushalte / GHD) (Mio.) 1,1 6,5 7 9 11 12 16 7 16
Power to Heat (Fernwärme / Industrie) (GW) 0,8 7 5 10 10 7 14 25 30 38
Power to Gas (GW) 0,1 10,5 16 18 20 36 40 5 44 99
PV-Speicher (GW) 1,3 14,9 53,7 59,4 70,8 76,6 97,8 18,7 30,7 39,1
5
Bereitstellung von Flexibilität II
Elektrolyse / Wasserstoff
• Annahmen zur Elektrolyse insgesamt zu gering, insb. in 2045 / 2050
• Verhältnis Onsite- / Offsite-Elektrolyse
• Bei der Herstellung grünen Wasserstoffs sollten alle heimischen Potentiale genutzt werden
Interkonnektorenleistung
• Hoher Ausbau der Interkonnektorenleistung angenommen
• Die Realisierbarkeit einer massiven Erhöhung ist fraglich
• Der Ausbau sollte zudem nicht zu Lasten eines Ausbaus der inländischen Flexibilitäten / EE-Kapazitäten gehen
ansonsten Schaffung von Abhängigkeiten im Zusammenhang mit Versorgungssicherheit / Erreichung
Klimaziele
Rolle von Gaskraftwerken
• Durch einen unnötig starken Ausbau würde es zu einer Verdrängung grünen Stroms kommen
• Bei gleichbleibendem Einsatz, aber stärkerer Überbauung der Bioenergie (inkl. teilweisem Anschluss an
Gasspeicher) ist es möglich, im Jahr 2050 fast vollständig auf den Einsatz zusätzlicher H2-Gasturbinen (und
hierfür benötigter Infrastruktur) zu verzichten Reformszenario der BEE-Strommarktdesignstudie
6
Warum bedarf es einer Strommarktdesignstudie?
Viele der heutigen großen Studien zur Energiewende sind volkswirtschaftlich optimiert,
betrachten aber den betriebswirtschaftlichen Rahmen der Flexibilitäten bzw.
Erneuerbaren Energien hierzu kaum bzw. gar nicht.
7
Aufbau der BEE Strommarktdesignstudie
Basisszenario Reformszenario
Rahmen Rahmen
Fortschreibung des aktuellen Anpassung des regulatorischen
regulatorischen Rahmens Maßnahmen Rahmens mit den Maßnahmen
Ziel Ziel
Erkennen von fehlenden Nachweis der Effekte der
wirtschaftlichen Flexibilitäten getroffenen Maßnahmen auf die
und Ableitung von Maßnahmen Ergebnisse
Sensitivitätsbetrachtungen
Ziel
• Annahme einer leicht geringeren Flexibilitätsleistung (-15%) auf die
Studienergebnisse aufgrund natürlicher Effekte
• Untersuchung externer Effekt (Begrenzung der Elektrolyseleistung in
Deutschland auf 50 GW) auf die Studienergebnisse
8
Pfade zur Energiewende
Beispiel: BMWi Langfristszenarien
Unterschiedliche Pfade der Energiewende bedingen Ausbau Erneuerbare Energien in Bedarf an Flexibilitäten
Deutschland
unterschiedliche Rahmen.
Pfad: Klimazielerreichung über externe Pfade:
• EE-Ausbau in Deutschland begrenzt
• hoher Stromnettoimport gering hoch
gering hoch
• überdurchschnittlicher Netzausbau zum
Ausland (Grenzkuppelstellen)
• geringer wirtschaftlicher Rahmen für Erreichung der Klimaziele
Flexibilitäten in Deutschland
Netzausbau Netto Stromtransfer
Fazit
• Es besteht eine starke Abhängigkeit von
anderen Staaten zur Erreichung der eigenen
Grenzkuppel Importe Exporte
Klimaziele und der Versorgungssicherheit. Nationales
stellen Übertragungsnetz
Netzausbau im externen und internen Pfad ähnlich
9
Pfade zur Energiewende
Beispiel: BEE Strommarktdesign
Unterschiedliche Pfade der Energiewende bedingen Ausbau Erneuerbare Energien in Bedarf an Flexibilitäten
Deutschland
unterschiedliche Rahmen.
Pfad: Klimazielerreichung über interne Pfade
• EE-Ausbau in Deutschland hoch
gering
• Netzausbau stärker im Inland gering hoch hoch
• Stromnettoexport
• hoher wirtschaftlicher Rahmen für
Flexibilitäten in Deutschland Erreichung der Klimaziele
Netzausbau Netto Stromtransfer
Fazit
• Reduktion Importabhängigkeit
• hohes heimisches Wirtschaftspotential
• hoher Bedarf an Flexibilitäten in Deutschland Exporte
Grenzkuppel Nationales Importe
(Elektrolyseure, Speicher, PtH, usw.) stellen Übertragungsnetz
Netzausbau im externen und internen Pfad ähnlich
10Zentrale Ergebnisse der
BEE Strommarktdesignstudie aus Netzsicht
Die BEE-Strommarktdesignstudie belegt die national umsetzbare Energiewende
mit Steigerung der Wertschöpfung in Deutschland.
11Exogene und Endogene
Flexibilitätsleistungen
Basisszenario Reformszenario
Aufgrund der Modellexogen Vorgabe der stärkeren Flexibilisierung der Bioenergie* im Reformszenario kann der
Bedarf an zusätzlichen H2-Gasturbinen im Reformszenario auf 0,1 GW reduziert werden.
Beide Szenarien sind geprägt durch ein hohes aktivierbares Flexibilitätspotential. Im Bereich der Elektrolyse können
fast 100 GW bis 2050 betriebswirtschaftlich entstehen und den H2-Bedarf somit vollkommen heimisch decken.
* Hierbei bleibt die erzeugte Jahresenergiemenge der Bioenergie auf gleichem Niveau. 12Steuerbare Leistung für die Versorgungssicherheit
Kontext zu anderen Studien
• Verglichen z.B. mit den Langfristszenarien des BMWI
(TN Strom) kommen beide Studien auf ungefähr die
gleiche benötigte steuerbare Leistung.
• Der wesentliche Unterschied ist, dass innerhalb der
BEE Strommarktdesignstudie die sinnvolle
Einbeziehung von Bioenergie und Batteriespeicher
zur Sicherstellung der Versorgungssicherheit realisiert
wird.
H2-Gaskraftwerke werden im Reformszenario
potentiell nicht benötigt
13Netzausbau und Integration Erneuerbarer Energien
im Vergleich zu anderen Studien
Vergleich 2030 mit dem Netzentwicklungsplan Vergleich 2050 mit dem BMWI Langfristszenario
BEE Studie BEE Studie
• Deutlich mehr EE (+25 bis 35%) • Deutlich mehr EE (+214 GW)
• Geringere Grenzkuppelstellen (-54 GW)
Netzausbau ist in ähnlicher • Deutlich mehr Elektrolyseure (+62 GW)
Größenordnung wie im
Netzentwicklungsplan 2019 notwendig. Netzausbau ist in ähnlicher
Größenordnung wie im BMWi
Langfristszenario TN Strom notwendig.
Die BEE-Strommarktdesignstudie zeigt eine bessere Integrationsfähigkeit Erneuerbarer Energien.
Dies unterstreicht den aus Akzeptanzsicht sinnvollen Einsatz verbrauchsnaher
dezentraler Erneuerbarer Energien.
14Netzbetriebskosten im Vergleich
Vergleich der aktuellen Kosten aus 2020 mit den Netzbetriebskosten des Jahres 2030
• Verglichen mit den heutigen Kosten für die Netz- und Systemsicherheitsmaßnahmen aus dem Jahr 2020 können
in beiden Szenarien zwischen 72% bis 82% eingespart werden.
Vergleich Basisszenario vs. Reformszenario im Jahr 2050
• Im Jahr 2050 liegen im Reformszenario die Netzbetriebskosten um 32% niedriger als im Basisszenario
Keine Elektrolyseure in Süddeutschland.
Erweiterung der Freiheitsgrade in der Netzbetriebsführung (u.a. Einbindung von Verbrauchern).
o Vermeidung ansonsten vergleichsmäßig teurer Veränderung der Einspeisung durch Erzeugungsanlagen.
o Gleichzeitige Erhöhung der Nutzbarkeit Erneuerbarer Energieeinspeisung.
Die positiven Effekte des Reformszenarios unterstreichen den volkswirtschaftlichen
Nutzen der getroffenen Maßnahmen.
15Besondere Herausforderungen bei gleichzeitigen
Schalthandlungen
Herausforderung gleichzeitiger Schalthandlungen
• Im Falle von marktgetriebenen gleichzeitigen
Schalthandlungen (u.a. über den §51 EEG 2021)
kommt es zu Herausforderungen im Stromnetz.
Hintergrund
• Während der Markt nur in einer ¼ stündlichen
Bilanz den Ausgleich zwischen Einspeisung und
Ausspeisung sicherstellt, muss dies im
Netzbetrieb im sekündlichen Rahmen geschehen.
• Somit kann es trotz marktlich ausgeglichener
Situation zu starken Netzproblemen kommen.
• Bereits ein kurzzeitiger Netto-Leistungsabfall von Der §51 EEG 2021 verursacht somit nicht nur
6 GW könnte zu massiven Netzproblemen bis hin betriebswirtschaftliche, sondern auch potentiell
zu frequenzabhängigen Lastabwürfen führen. netzkritische Probleme.
16Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit! Bundesverband Erneuerbare Energie e. V. German Renewable Energy Federation EUREF-Campus 16 10829 Berlin Tel 030 27581700 Fax 030 27581 7020 E-Mail info@bee-ev.de www.bee-ev.de
Sie können auch lesen
