Die Einsparungen entstehen vor allem durch einen anderen Technologiemix bei den erneuerbaren Energien und eine veränderte räumliche Verteilung des Ausbaus. Auch Netzauslegung und dezentrale Flexibilitäten beeinflussen die Systemkosten. Das zeigt die Modellanalyse des Energiewirtschaftlichen Instituts an der Universität zu Köln (EWI) im Detail. Langfristig ist der kostenoptimierte Ausbaupfad mit einem stärkeren Fokus auf Windenergie an Land und Freiflächen-PV demnach günstiger als ein System, das stärker auf steuerbare Kraftwerke und Importe setzt.

EWI vergleicht drei Entwicklungspfade

Das EWI hat im Auftrag des Landesverbandes Erneuerbare Energien NRW (LEE NRW) drei Pfade für ein bis 2045 klimaneutrales Stromsystem untersucht. Als Referenz dient der derzeit vorgesehene Ausbaupfad für erneuerbare Energien (REF). Ein zweites Szenario reduziert die EE-Kapazitäten und setzt stärker auf steuerbare Kraftwerke und Importe (VAR). Im dritten Szenario optimiert das Modell Erzeugungs- und Netzausbau nach den angenommenen Systemkosten (OPT). Gegenüber dem Referenzpfad summieren sich die Einsparungen des optimierten Szenarios bis 2045 auf die eingangs genannten 70 Milliarden Euro.

Wind an Land und Freiflächen-PV senken Kosten langfristig

Kostenoptimierung bedeutet nicht in jedem Zeitraum einen möglichst schnellen Ausbau. Kurzfristig kann ein geringeres Ausbautempo Kosten sparen. Voraussetzung dafür ist allerdings der im Modell unterstellte verzögerte Anstieg der Stromnachfrage. Langfristig dreht sich das Verhältnis um. Ein dauerhaft geringerer EE-Ausbau verursacht höhere Kosten für steuerbare Erzeugung sowie Strom- und Wasserstoffimporte. 2045 liegt das optimierte Szenario um rund zwölf Milliarden Euro pro Jahr unter dem Szenario mit reduziertem EE-Ausbau.

Auch der Technologiemix verändert sich. Das Modell bevorzugt langfristig Windenergie an Land und Freiflächen-Photovoltaik. Das optimierte Szenario sieht bis 2045 rund 45 Gigawatt mehr Windenergie an Land und 24 Gigawatt weniger Offshore-Windenergie vor als das Referenzszenario. Bei der Photovoltaik fällt der Anteil der Freiflächenanlagen höher aus. Das EWI weist allerdings auf Modellgrenzen hin: Das Modell differenziert nicht zwischen den Verteilnetzausbaukosten von Dach- und Freiflächen-PV; Flächenkosten berücksichtigt es nicht.

Dezentrale Flexibilität dämpft den Kraftwerksbedarf

Ein weiterer Kostenhebel liegt bei Elektroautos, Wärmepumpen und Heimspeichern. Nutzt das System diese Flexibilitäten nicht systemdienlich, steigen die modellierten Systemkosten gegenüber dem Referenzszenario 2030 um etwa eine Milliarde Euro pro Jahr. Bis 2045 wächst diese Differenz auf rund neun Milliarden Euro jährlich. Gleichzeitig steigt der Bedarf an steuerbarer Kraftwerksleistung langfristig um bis zu 49 Gigawatt.

Auch die Auslegung neuer Wind- und Photovoltaikanlagen beeinflusst die Netzkosten. Das EWI nennt etwa die Kappung von Einspeisespitzen, die Überbauung von Netzanschlüssen sowie die Nutzung von Strom hinter dem Netzanschlusspunkt. Zudem kann eine andere räumliche Verteilung neuer EE-Anlagen den überregionalen Stromtransport verringern und so den Netzausbaubedarf senken. Ein gewisses Maß an Abregelung bleibt laut Modellierung langfristig dennoch kostenoptimal.

Als Handlungsoptionen nennt das EWI unter anderem räumlich differenzierte Anreize für neue EE-Anlagen, eine systemdienlichere Anlagenkonfiguration und bessere Voraussetzungen für die Nutzung dezentraler Flexibilitäten.

LEE NRW fordert Nachbesserungen am Netzpaket

Der LEE NRW leitet aus den Ergebnissen Kritik am vom Bundeskabinett beschlossenen Netzpaket ab. Der Verband fordert, energiepolitische Entscheidungen stärker an den Gesamtsystemkosten auszurichten. Zudem sollten Risiken des Netzausbaus nicht überwiegend auf Betreiber erneuerbarer Anlagen verlagert werden.

„Wer nur einzelne Kostenpositionen betrachtet, läuft Gefahr, das Gesamtsystem teurer zu machen”, sagt Hans-Josef Vogel, Vorstandsvorsitzender des LEE NRW. Maßgeblich seien nicht einzelne Gigawattzahlen oder Abregelungsmengen, sondern die volkswirtschaftlichen Gesamtkosten des neuen Stromsystems.

„Die entscheidende Frage ist nicht, wie wir kurzfristig Kostenpositionen minimieren”, sagt LEE-NRW-Geschäftsführer Christian Vossler. Für geringe Gesamtsystemkosten müssten Erzeugung, Netze, Speicher und Flexibilitäten langfristig optimal zusammenspielen.

EWI weist auf Grenzen der Modellierung hin

Die Kritik des LEE NRW am Netzpaket geht teilweise über die EWI-Modellierung hinaus. Insbesondere Redispatch untersucht das Gutachten nicht. Das EWI weist zudem darauf hin: Die Ergebnisse hängen von Annahmen etwa zur Stromnachfrage, zu Importmöglichkeiten und zum Wetterjahr ab. Eine vollständige Bewertung der Versorgungssicherheit kann die Modellierung deshalb nicht leisten. Die Analyse zeigt jedoch: Die Kosten des künftigen Stromsystems hängen nicht allein von der installierten EE-Leistung ab, sondern wesentlich von Technologiemix, Standortwahl, Netzauslegung und der Nutzung von Flexibilitäten.

Was die 70 Milliarden Euro bedeuten

Das Gutachten ist über die Webseite des LEE NRW am Ende der Pressemitteilung zu finden.

Das EWI hat im Auftrag des LEE NRW drei Pfade für ein klimaneutrales deutsches Stromsystem bis 2045 modelliert. Die ausgewiesene Einsparung von rund 70 Milliarden Euro bezeichnet die kumulierte Kostendifferenz des kostenoptimierten Pfads gegenüber dem Referenzpfad unter den im Gutachten dokumentierten Annahmen zu Stromnachfrage, Technologien, Brennstoff- und Importpreisen sowie dem zugrunde gelegten Wetterjahr. Die Ergebnisse sind keine vollständige Bewertung der Versorgungssicherheit; insbesondere Redispatch wird nicht betrachtet, bei den Verteilnetzausbaukosten differenziert das Modell zudem nicht zwischen Dach- und Freiflächen-PV.

Quelle: LEE NRW | www.solarserver.de © Solarthemen Media GmbH