atw - International Journal for Nuclear Power | 2.2024

Did you know?
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Zukunft des deutschen Strommarktes –
Studie von e.venture
Bereits im April 2023 veröffentlichte die energiewirtschaftliche Beratungsgesellschaft e.venture consulting die Analyse „Zukunft
des deutschen Strommarktes“ in dem dieser preis- und mengenmäßig unter der Bedingung einer 100- prozentigen
bilanziellen Bedarfsdeckung mit erneuerbaren Energien sowie einem aufgrund Dekarbonisierungspolitiken deutlich
gestiegenen Strombedarf modelliert wird. Die Analyse soll Auskunft geben zu Bedarfsdeckung, Versorgungsicherheit und
Marktmechanismen im deutschen Strommarkt des Jahres 2040.
Bedarfsdeckung
Der Strombedarf steigt in dem Szenario bis 2040 deutlich an,
von 564 TWh in 2021 auf 942 TWh in 2040. Es wird dabei
angenommen, dass es 10 Millionen Wärmepumpenheizungen,
35 Millionen Elektrofahrzeuge sowie 70 Gigawatt installierte
Kapazität an Elektrolyseuren in Deutschland gibt. Zur vollständigen
bilanziellen Deckung dieses Bedarfs durch erneuerbare
Energien wird insgesamt eine installierte Kapazität von 570 GW
Erneuerbaren erforderlich sein, statt 158 GW Ende vergangenen
Jahres. Die Jahreshöchstlast wird von 86 GW auf 146 GW steigen.
Versorgungssicherheit
Der hohe Anteil volatiler Energien führt zu sehr hohen
Schwankungen zwischen Über- und Unterproduktion von
Strom. Vor Nutzung von Flexibilitäten und Speichern ergibt sich
ein kumuliertes Defizit von 233 TWh und kumulierte Überschüsse
von 219 TWh, wobei in 5.000 Stunden Defizite und in
3.760 Stunden Überschüsse auftreten. Diese Effekte werden
durch Flexibilitätsmaßnahmen und Speicher abgemildert. Ein
entsprechend geregelter Einsatz von regelbaren EE-Anlagen
wie Biomasseanlagen, Laufwasserkraftwerken und erneuerbaren
Abfall kraftwerken kann die Defizitmenge um 38 TWh und
die Defizitstunden um 360 reduzieren. Flexibilität beim Verbrauch
in Form einer in der Analyse angenommenen Verschiebung
von 50 Prozent der Ladevorgänge von Elektrofahrzeugen
um 5 Stunden und dem Einsatz von 60 Prozent der Wärmepumpen
um 12 Stunden, kann die Defizitmenge um 15 TWh, die
Stunden um 290 senken. Der Einsatz von Speichern in Form
von 200 GWh Batteriespeicherkapazität und 66 GWh Pumpspeicherkapazität
statt heute rund 40 GWh reduziert die
Defizitmenge noch einmal um 36 TWh, die Stunden um 790.
Zugleich führen die 70 GW Elektrolyseure – davon 50 GW
flexibel einsetzbar – zu einer Verringerung der Überschussproduktion
um 120 TWh bzw. der Überschussstunden um 1.560.
Die genannten Optionen zusammen ergeben eine Reduktion
der Stromdefizitmenge um 90 TWh und eine Absenkung der
Zahl der Defizitstunden von 5.000 auf rund 3.000. Unter
zusätzlicher Berücksichtigung von industriellen Lastabschaltungen
bis zu 13 GW sowie Importen von 25 GW ergibt sich ein
Bedarf an 75 GW Kapazität an flexiblen Kraftwerken, die übers
Jahr 140 TWh Strom erzeugen müssen und von denen ein Teil
oder ggf. alle an insgesamt 3.600 Stunden zum Einsatz kommen
würden. Die durchschnittliche Einsatzdauer eines solchen
Kraftwerks läge bei 1.800 Stunden pro Jahr. Auf der Überschussseite
müssen letztlich in insgesamt 1.600 Stunden bis zu 170 GW
an Wind- und Solarstromproduktion abgeregelt werden, mit
einer nicht stattfindenden Stromerzeugung von 70 TWh.
Eine Sensitivitätsanalyse zur Frage des Ausbaus von erneuerbaren
Energien über die 100-prozentige bilanzielle Bedarfsdeckung
hinaus ergibt im Rahmen der Analyse, dass sich das
Spitzenlastdefizit auch durch 50 Prozent mehr EE-Kapazität
nur von 120 GW auf 117 GW verringern würde. Da dabei aber die
Defizitstrommenge um 95 TWh reduziert würde, reduzierten
sich die durchschnittlichen Einsatzzeiten der flexiblen Kraftwerke
von 1.800 auf 600 Stunden pro Jahr. Allerdings würden
der erforderliche Ausbau der Erneuerbaren, die Erzeugungsüberschüsse
sowie der notwendige Netzausbau sich stark
erhöhen, so dass der Grenznutzen eines weiteren Zubaus
von Erneuerbaren über 100 Prozent bilanzielle Bedarfsdeckung
hinaus schnell gegen Null ginge.
Investitionen und Strommarkt
Die Gesamtinvestitionen zur Erreichung eines solchen Systems
bis 2040 werden mit 800 Milliarden Euro angegeben (Aufteilung
siehe Grafik). Trotz der starken Schwankungen geht die
Analyse davon aus, dass ein Energy-Only-Markt in Verbindung
mit Flexibilitäts- und Kapazitätsanreizen einen geeigneten
Rahmen für den Strommarkt bildet. Allerdings würden die
Preise stark schwanken: in den 1.600 Stunden mit Abregelung
von EE-Anlage läge dieser bei 0 Euro/MWh, in den 3.550 Stunden,
in denen EE preissetzend wären, läge er durchschnittlich bei
4 Euro/MWh. In den 3.230 Stunden in denen die flexiblen (H2)-
Kraftwerke preissetzend wären, läge der Preis bei 222 Euro/
MWh und die Knappheitspreise, die in 360 Stunden aufträten,
lägen durchschnittlich bei 680 Euro pro MWh. In der Summe
ergibt sich ein Baseload-Preis von 120 Euro/MWh und ein
Durchschnittserlös von 82 Euro/MWh für volatile Erneuerbare,
was aus Sicht der Autoren einen ausreichenden Investitionsanreiz
setzt, so dass keine weiteren Förderungen erforderlich
wären. In der Summe werden für die kommenden 15 Jahre
Großhandelsstrompreise erwartet, die zweieinhalbfach so
hoch sind wie vor der Krise.
Investitionen ins deutsche Stromsystem bis 2040
in Milliarden Euro
99
Wind offshore
126
Wind onshore
202
PV
Stromerzeugung
62
Gas Neubau
50
Elektrolyse
18
Batterien
200
Übertragungsnetz
5
Gas Umrüstung
Verteilnetz
Quelle: Zukunft des deutschen Strommarktes, e.venture consulting, April 2023
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Vol. 69 (2024)