Entwicklung des Erzeugungssystems

Die Entwicklung des Elektrizitätsversorgungssystems unterliegt starken Wechselwirkungen zwischen Markt und Netz. In diesem Zusammenhang wird bei der Ermittlung der zukünftigen Handelskapazitäten auch die Zusammensetzung der nationalen Erzeugungssysteme modellen-dogen bestimmt. Im Folgenden wird die Entwicklung auf der resultierenden Kraftwerks- und Speicherkapazitäten für beide Szenarien vorgestellt.

Im Rahmen der Ausbausimulation werden die kostenminimalen Erzeugungskapazitäten be-stimmt, die zur Erfüllung der Versorgungsaufgabe unter Berücksichtigung grenzüberschrei-tender Austauschleistungen benötigt werden. Dabei gehen neben der Anforderung zur Bereit-stellung von Regelreserve und Deckung der elektrischen Nachfrage auch regulatorische und klimapolitische Rahmenbedingungen in die Untersuchungen ein. So werden bspw. politische Beschlüsse zu einem Kernenergieausstieg oder die klimapolitischen Ziele für den Ausbau erneuerbarer Energien als exogene Vorgabe im Rahmen der Simulationen angesetzt. Gegen diese technischen und regulatorischen Rahmenbedingungen erfolgt eine gesamtwirtschaftliche Optimierung, bei der die kostenminimale Entwicklung konventioneller Erzeugungskapazitä-ten ermittelt wird.

Die Entwicklung der nationalen Erzeugungssysteme ist in Abbildung 4.18 (Szenario 1) und Abbildung 4.19 (Szenario 2) für eine Auswahl von Marktgebieten zusammengefasst. Für alle betrachteten Marktgebiete ist ein signifikanter Anstieg in den installierten Erzeugungskapazi-täten zu erkennen, der überwiegend auf den Zubau von Anlagen auf Basis erneuerbarer Ener-gien zurückzuführen ist. Gleichzeitig ist ein Rückgang konventioneller, thermischer Kraft-werkstechnologien (insbesondere in Deutschland) zu verzeichnen. Dieser ist einerseits durch die Altersstruktur des bestehenden Kraftwerksparks und andererseits durch politische Be-schlüsse zum Ausstieg aus einzelnen Primärenergieträgern bedingt. Um die nationale Versor-gungsaufgabe vor dem Hintergrund eines regenerativ geprägten System auch künftig zu erfül-len, sind die Marktgebiete künftig vermehrt auf grenzüberschreitende Im- und Exporte ange-wiesen (vgl. Kapitel 0).

Abbildung 4.18: Entwicklung des Erzeugungssystems im Szenario 1 der Basisuntersuchung

Abbildung 4.19: Entwicklung des Erzeugungssystems im Szenario 2 der Basisuntersuchung

0 50 100 150 200 250

2015 2020 2025 2030 2015 2020 2025 2030 2015 2020 2025 2030 2015 2020 2025 2030 2015 2020 2025 2030 2015 2020 2025 2030 2015 2020 2025 2030 2015 2020 2025 2030 2015 2020 2025 2030 2015 2020 2025 2030

DE FR IT UK/IE BE NL CH AT SE NO

Kernkraftwerk Braunkohlekraftwerk Steinkohlekraftwerk GuD (Gas)

Gaskraftwerk Gasturbine (Gas) KWK - Dezentral GuD (Öl)

Ölkraftwerk Gasturbine (Öl) Biomasse Laufwasser

PV Wind(onshore) Wind(offshore) Pumpspeicherkraftwerk

Speicherkraftwerk

GW

0 50 100 150 200 250

2015 2020 2025 2030 2015 2020 2025 2030 2015 2020 2025 2030 2015 2020 2025 2030 2015 2020 2025 2030 2015 2020 2025 2030 2015 2020 2025 2030 2015 2020 2025 2030 2015 2020 2025 2030 2015 2020 2025 2030

DE FR IT UK/IE BE NL CH AT SE NO

Kernkraftwerk Braunkohlekraftwerk Steinkohlekraftwerk GuD (Gas)

Gaskraftwerk Gasturbine (Gas) KWK - Dezentral GuD (Öl)

ölkraftwerk Gasturbine (Öl) Biomasse Laufwasser

PV Wind(onshore) Wind(offshore) Pumpspeicherkraftwerk

Speicherkraftwerk

GW

Um eine detaillierte Auswertung der Veränderungen im Erzeugungssystem vorzunehmen, werden im Folgenden modellendogene Zu- und Abbauten diskutiert. Dazu werden ausschließ-lich die Bestandsänderungen aufgezeigt, die durch techno-ökonomische Aspekte begründet werden. Hiervon sind politisch-regulatorische Bestandsänderungen (bspw. EE-Zubau) sowie Stilllegungen, die ausschließlich durch die technische Lebensdauer von Kraftwerken bedingt werden, ausgeschlossen, da diese keinen Freiheitsgrad im Rahmen der Optimierung darstel-len. Letztere gehen vielmehr als exogene Vorgabe in die Modellierung ein.

In Abbildung 4.20 (Szenario 1) und Abbildung 4.21 (Szenario 2) sind die modellendogenen Bestandsveränderungen für eine Auswahl an Marktgebieten bis 2030 dargestellt. Für beide Szenarien ist zu erkennen, dass das heutige Erzeugungssystem maßgeblich durch Überkapazi-täten bestimmt wird. In der überwiegenden Zahl an Marktgebieten werden vorzeitige Stillle-gungen⁶ thermischer Kraftwerkskapazitäten aufgrund verminderter Betriebsstunden beobach-tet. Bei genauerer Analyse der Volllaststunden in den Ländern Deutschland, Frankreich und Italien wird ersichtlich, dass der Rückbau von Überkapazitäten die Volllaststunden der ver-bleibenden Erzeugungsanlagen, und damit deren Wirtschaftlichkeit, steigert.

Ein Zubau konventioneller Erzeugungstechnologien wird ausschließlich in schwächer ange-bundenen Regionen des räumlichen Betrachtungsbereichs beobachtet. So werden in Szena-rio 1 auf den Britischen Inseln insgesamt 13,7 GW (in 2020) an thermischen Erzeugungska-pazitäten zugebaut. Darüber hinaus ergibt sich ein Zubau von Steinkohlekraftwerken in Spa-nien⁷ in Höhe von 7,5 GW (in 2020) und 5,8 GW (in 2030). Weitere Zubauten thermischer Kraftwerkskapazitäten ergeben sich für den Zeitraum nach dem Jahr 2030. Aufgrund des zeitlichen Betrachtungshorizonts werden Veränderungen im Erzeugungssystem nach 2030 an dieser Stelle nicht näher betrachtet.

6 In der Optimierung wird das resultierende europäische Erzeugungssystem auf die erforderliche Größe zur Deckung der Versorgungsaufgabe reduziert. Darüber hinaus werden grenzüberschreitende Kapazitätsmärkte in den Marktgebieten FR, IT sowie UK/IE berücksichtigt.

7 Aus Gründen der Übersichtlichkeit wird auf eine grafische Darstellung Spaniens an dieser Stelle verzichtet.

Stattdessen wird der Fokus auf die Anrainerstaaten von Deutschland sowie IT und UK/IE gelegt.

Abbildung 4.20: Modellendogene Zu- und Abbauentscheidungen [GW], Szenario 1

Die qualitativen Veränderungen des thermischen Erzeugungssystems in Szenario 2 sind ver-gleichbar mit denen aus Szenario 1. Die maßgeblichen Unterschiede beschränken sich über-wiegend auf die Höhe der Kapazitätsveränderungen. Eine Ausnahme hiervon stellt der Ab-tausch der Erzeugungstechnologien auf den Britischen Inseln dar. Infolge des höheren EE-Anteils in Szenario 2 werden die Steinkohlekapazitäten aus Szenario 1 durch flexible Gastur-binen substituiert (vgl. Abbildung 4.21).

-25 -20 -15 -10 -5 0 5 10 15

2015 2020 2025 2030 2015 2020 2025 2030 2015 2020 2025 2030 2015 2020 2025 2030 2015 2020 2025 2030 2015 2020 2025 2030 2015 2020 2025 2030 2015 2020 2025 2030 2015 2020 2025 2030 2015 2020 2025 2030

DE FR IT UK/IE BE NL CH AT SE NO

Steinkohlekraftwerk GuD (gas-gefeuert) Gaskraftwerk

Gasturbine (gas-gefeuert) GuD (oel-gefeuert) Oelkraftwerk Gasturbine (oel-gefeuert)

GW

0 2500 5000

2015 2020 2015 2020 2015 2020

DE FR IT

Volllaststunden

Abbildung 4.21: Modellendogene Zu- und Abbauentscheidungen [GW], Szenario 2

Unter Berücksichtigung der Veränderungen im deutschen Erzeugungssystem übernimmt Deutschland im Jahre 2030 die Rolle eines Nettoimporteurs. Während in Szenario 1 insge-samt 66 TWh/a elektrische Energie importiert werden, steigt der Nettoimport in Szenario 2 auf 95 TWh/a. Die maßgeblichen Handelspartner Deutschlands sind hierbei Norwegen, Schweden, Frankreich und Österreich. Eine Aufschlüsselung der jährlich umgesetzten Aus-tauschenergiemengen an den deutschen Außengrenzen ist Abbildung 4.22 zu entnehmen.

-25 -20 -15 -10 -5 0 5 10 15

2015 2020 2025 2030 2015 2020 2025 2030 2015 2020 2025 2030 2015 2020 2025 2030 2015 2020 2025 2030 2015 2020 2025 2030 2015 2020 2025 2030 2015 2020 2025 2030 2015 2020 2025 2030 2015 2020 2025 2030

DE FR IT UK/IE BE NL CH AT SE NO

Steinkohlekraftwerk GuD (gas-gefeuert) Gaskraftwerk

Gasturbine (gas-gefeuert) GuD (oel-gefeuert) Oelkraftwerk Gasturbine (oel-gefeuert)

0 2500 5000

2015 2020 2015 2020 2015 2020

DE FR IT

Volllaststunden GW

Abbildung 4.22: Handelssaldo und Handelsbilanzen von Deutschland, 2030, Basisuntersu-chung [TWh/a]

Weiterführende Auswertungen zur Entwicklung der Erzeugungssysteme sind dem Anhang (Abbildung 5.27 - Abbildung 5.32) zu entnehmen.