Stromhandelskapazitäten in Deutschland für das Zieljahr 2030
4.2 Methodisches Vorgehen
4.4.2 Sensitivitätsuntersuchung A
Im Rahmen der Sensitivitätsuntersuchung A wird der Einfluss höherer Netzausbaukosten im Randgebiet auf die resultierenden Handelskapazitäten gegenüber den Basisuntersuchungen quantifiziert. Neben höheren Kosten für den nationalen Netzausbau in den Randgebieten werden auch höhere Kosten für den grenzüberschreitenden Ausbau von Kuppelleitungen zugrunde gelegt.
Ziel der Sensitivitätsuntersuchungen ist eine Abschätzung des Einflusses einer Eingrenzung des Betrachtungsbereiches auf den in Abbildung 4.3 dargestellten Bereich. Die dadurch be-dingte Vernachlässigung von möglicherweise notwendigen Netzausbaumaßnahmen in außer-halb liegenden Marktgebieten führt tendenziell zu einer Kostenunterschätzung für Erhöhun-gen der Austauschkapazitäten in den Randgebieten des Betrachtungsbereichs.
5.1
Analog zu den Basisuntersuchungen wird die iterative Methodik bis zur Erreichung von Konvergenz angewendet. In der vorliegenden Sensitivitätsuntersuchung wurde die Konver-genz nach drei Iterationen erreicht.
4.4.2.1 Kostenannahmen für den grenzüberschreitenden Netzausbau
Die zugrundeliegenden Kostenannahmen für grenzüberschreitenden Netzausbau werden in den Sensitivitätsuntersuchungen A entsprechend der Beschreibung in Abschnitt A.1.5.3 ange-passt. Dies betrifft sowohl die Kostenannahmen für eine Kapazitätserhöhung von HGÜ-Verbindungen Richtung Nordeuropa als auch für interne NAM in den Randgebieten Westeu-ropa (Frankreich/Spanien) sowie SüdosteuWesteu-ropa.
Abbildung 4.23: Initiale Kostenannahmen und ermittelte Kosten für NTC-Erhöhungen in Sensitivität A (Szenario 1) [Mrd. €/GW]
Abbildung 4.23 zeigt einen Vergleich der initialen Kostenannahmen und der im Rahmen der Sensitivitätsuntersuchungen ermittelten Kosten für NTC-Erhöhungen. Weiterhin sind die Ergebnisse der Basisuntersuchungen zum Vergleich gegenübergestellt. Dargestellt sind ledig-lich Marktgebietsgrenzen, deren Kapazität in der europäischen Ausbausimulation erhöht wird.
Eine Bewertung der weiteren Markgebietsgrenzen findet in den Sensitivitätsuntersuchungen nicht statt.
Marktgebietsgrenze Basis Sensitivität A
Annahme Ergebnis
BE - FR 0,78 0,78 0,74
BE – UK 1,29 1,98 2,08
DE – AT 0,58 0,58 0,54
DE - DKW 0,91 0,91 0,89
DE – FR 0,96 0,96 0,91
DE – NO 1,18 1,76 1,81
DE – PL 1,22 1,22 1,39
DE – SE 1,13 1,66 1,54
NL – UK 1,36 2,12 1,84
Die initialen Kostenannahmen basieren auf den Ergebnissen der Basisuntersuchungen in der finalen Iteration, wobei die veränderten Kostenparameter der Sensitivität A berücksichtigt sind. Marktgebietsgrenzen mit veränderten Kostenannahmen in Sensitivitätsuntersuchung A sind in roter Schrift dargestellt. Dies betrifft in beiden Szenarien insbesondere die HGÜ-Anbindungen Richtung Nordeuropa.
Das Ergebnis der Sensitivitätsrechnung, das in der Abbildung 4.23 ganz rechts aufgeführt ist, zeigt mit wenigen Ausnahmen eine Bestätigung der initial angenommenen Kosten. In Szena-rio 1 resultieren nennenswerte Abweichungen für die Marktgebietsgrenzen Belgien – Verei-nigtes Königreich, Deutschland – Schweden und Niederlande – VereiVerei-nigtes Königreich.
Durch die abweichenden Ausbaupfade im Erzeugungssystem im Vergleich zu den Basisunter-suchungen ergeben sich Veränderungen im Leistungsfluss im Übertragungsnetz. Diese Ver-änderungen im Leistungsfluss führen zum einen zu einer Veränderung der notwendigen Netz-ausbaumaßnahmen und zum anderen teilweise auch zu einer veränderten Zuordnung von Netzausbaumaßnahmen zu Marktgebietsgrenzen, wodurch im Ergebnis Kostenabweichungen resultieren.
Eine analoge Darstellung des Ergebnisses für Szenario 2 ist Abbildung 4.24 zu entnehmen. In Szenario 2 zeigt sich für alle untersuchten Marktgebietsgrenzen eine weitgehende Bestätigung der ursprünglichen Kostenannahmen.
Abbildung 4.24: Initiale Kostenannahmen und ermittelte Kosten für NTC-Erhöhungen in Sensitivität A (Szenario 2) [Mrd. €/GW]
Marktgebietsgrenze Basis Sensitivität A
Annahme Ergebnis
BE - FR 0,71 0,71 0,74
BE- UK 1,30 2,00 2,01
DE – FR 1,35 1,35 1,32
DE – NO 1,20 1,80 1,81
DE – SE 1,18 1,76 1,71
DE- DKW 0,67 0,67 0,59
4.4.2.2 Entwicklung der Handelskapazitäten
Die Entwicklung der Handelskapazitäten zeigt vergleichbare qualitative Effekte zu den Basis-untersuchungen auf (vgl. Abbildung 4.25). So kann ein maßgeblicher Zubau von Handelska-pazitäten zu den skandinavischen Ländern sowie nach Frankreich und Österreich beobachtet werden. In Folge der höheren Netzausbaukosten an den Grenzen zu Norwegen und Schweden ist ein geringerer Zubau an diesen Grenzen im Rahmen der Sensitivitätsuntersuchung zu verzeichnen. Um die die hydraulischen Speicher in Skandinavien weiterhin für den deutschen Markt zugänglich zu machen wird ein höherer Ausbau der Handelskapazitäten zu Dänemark-West, insbesondere in Szenario 2 (+4,1 GW), realisiert. Ein weiterer grenzüberschreitender Abtauscheffekt kann an der Grenze zu Österreich beobachtet werden. Während im Szenario 1 der Basisuntersuchungen kein Zubau der AT-Handelskapazitäten vorgenommen wurde, ist in der Sensitivitätsuntersuchung A ein Ausbau um 1,8 GW zu beobachten. Diese Kapazitätser-höhung ergibt zusammen mit der Veränderung der KapazitätserKapazitätser-höhung an der Grenze zu Dänemark-West im Vergleich zu der Basisuntersuchung rund 2 GW und entspricht damit dem Rückgang der Handelskapazität an der Grenze zu Norwegen (gegenüber der Basisuntersu-chung). Demnach kann die Schlussfolgerung gezogen werden, dass in Szenario 1 Österreich als Kompensation für den Rückgang der Handelskapazitäten nach Norwegen genutzt wird.
Eine detaillierte Auswertung der veränderten Handelskapazitäten zwischen Sensitivitätsunter-suchung A und der BasisunterSensitivitätsunter-suchung ist Abbildung 4.26 zu entnehmen.
Abbildung 4.25: Erweiterung der Handelskapazitäten (Delta) in der Sensi.A [GW]
In Abbildung 4.268 sind die Veränderungen bei den grenzüberschreitenden Handelskapazitä-ten für einen europäischen Betrachtungsbereich zwischen der Sensitivitätsuntersuchung A und den Basisuntersuchungen zusammengefasst. Hierbei geht hervor, dass im Rahmen der Sensi-tivitätsuntersuchung A insgesamt weniger Handelskapazitäten zugebaut werden. Während in Szenario 1 ausschließlich an der Grenze DE-AT maßgebliche Kapazitätserhöhungen gegen-über der Basisuntersuchung vorliegen, sind in Szenario 2 die Grenzen DE-DKW, DE-FR sowie SI-IT von diesem Effekt betroffen. Alle anderen Grenzen weisen entweder keine maß-geblichen Kapazitätssteigerungen auf oder unterliegen sogar niedrigeren Handelskapazitäten gegenüber der Basisuntersuchung. Insbesondere die Randgebiete EU-SO und UK/IE sind in Folge höherer Kosten von einem Rückgang der Handelskapazitäten gegenüber der Basisun-tersuchung betroffen.
8 Hierbei werden ausschließlich Grenzen dargestellt, an denen eine Abweichung gegenüber der Basisuntersu-chung gegeben ist.
Abbildung 4.26: Veränderung der Handelskapazitäten in der Sensitivitätsuntersuchung A gegenüber der Basisuntersuchung [GW]
Abschließend wird in Abbildung 4.27 die Veränderung der gesamten Handelskapazitäten einzelner Länder für die Sensitivitätsuntersuchung A gegenüber der Basisuntersuchung darge-stellt. Wie in den vorherigen Ausführungen dargestellt wurde, sind an den deutschen Außen-grenzen Abtauscheffekte zu erkennen, die sich jedoch in Summe ausgleichen. Folglich gibt es bei der Betrachtung der gesamten deutschen Handelskapazität keine Veränderung gegenüber der Basisuntersuchung. In Folge höherer Netzausbaukosten in den Randgebieten des Betrach-tungsbereichs, insbesondere in Südost-Europa, Skandinavien und Britische Inseln, ist ein
-2.5 -2 -1.5 -1 -0.5 0 0.5 1 1.5 2
AT-EU-SO BE-UK/IE CH-FR CZ-SK DE-AT DE-DKW DE-FR DE-NO DE-SE FI-BM FR-UK/IE IT-EU-SO NL-UK/IE NL-NO NO-DKW NO-FI PL-BM PL-SE SE-FI SI-IT
-3 -2.5 -2 -1.5 -1 -0.5 0 0.5 1 1.5 2 GW
GW
Szenario 1
Szenario 2
maßgeblicher Rückgang der gesamten Handelskapazitäten über beide Szenarien hinweg zu beobachten.
Abbildung 4.27: Veränderung der gesamten Handelskapazität in der Sensitivitätsuntersu-chung A gegenüber der BasisuntersuSensitivitätsuntersu-chung [GW]
Abschließend erfolgt die Darstellung der beiden durch die Expertengruppe der Europäischen Kommission vorgeschlagenen Indikatoren [12], als Verhältnis der thermischen Übertragungs-fähigkeit der Kuppelleitungen zur installieren EE-Leistung bzw. zur Spitzenlast. Auf Grund-lage dieses Verhältnisses wird die Fähigkeit eines Marktgebiets zur Deckung der nationalen Nachfrage nach elektrischer Energie sowie die Möglichkeit zur grenzüberschreitenden Vertei-lung von EE-Strom bewertet. In diesem Zusammenhang wird Markgebieten mit einem Ver-hältnis unterhalb von 30 % ein Ausbau der grenzüberschreitenden Kuppelleitungen empfoh-len.
Im Folgenden werden die quantitativen Ergebnisse der Sensitivitätsuntersuchung A nach dem Kriterium der EU Expertengruppe ausgewertet. Dazu werden die im Netzmodell zugrunde gelegten thermischen Übertragungskapazitäten betrachtet. Da im Rahmen des Berichts der EU Expertengruppe auf die Berücksichtigung von (n-1)-Fällen nicht näher eingegangen wird, erfolgt eine Abschätzung nach der folgenden Methode: Zur Abschätzung der (n-1)-Sicherheit wird für jedes Marktgebiet die Kuppelleitung mit der größten Stromtragfähigkeit aus den nachfolgenden Betrachtungen ausgeschlossen. Dabei werden die Marktgebiete SE, NO, DKE, UK/IE, FI sowie BM mangels vollständiger Interkonnektoren zu den Randgebieten im Be-trachtungsbereich im Rahmen der Auswertung nicht näher betrachtet.
0
Die Ergebnisse für Szenario 1 und 2 sind Abbildung 4.28 und Abbildung 4.29 zu entnehmen.
Die Mindestanforderung von 30 % wird, wie auch in der Basisuntersuchung, in allen Markt-gebieten (bis auf Spanien und Süd-Ost-Europa) erfüllt. Während die Spitzenlast in Deutsch-land 2030 in beiden Szenarien als gleich angenommen wird, ist ein Anstieg der thermischen Übertragungskapazität um 8 GW in Szenario 2 gegenüber Szenario 1 zu verzeichnen. Folglich fällt das Verhältnis der thermischen Übertragungskapazität bezogen auf die Spitzenlast in Szenario 2 höher aus. Weiterhin wird in Szenario 2 eine um 15,5 GW höhere installierte EE-Leistung verortet, während die thermische Übertragungskapazität um lediglich 8 GW höher ausfällt. Folglich wird in Szenario 2 ein niedrigeres Verhältnis der thermischen Übertra-gungskapazität bezogen auf die installierte EE-Leistung beobachtet.
Abbildung 4.28: Kriterium zur Bewertung des Stromverbunds nach Definition der EU Exper-tengruppe, Szenario 1, Sensitivitätsuntersuchung A, [%]
37.5
Startnetz Sensitivitätsuntersuchung A (Szen.1) Thermische Übertragungskapazität bezogen auf Spitzenlast [%]
Deutschland +37%
Startnetz Sensitivitätsuntersuchung A (Szen.1) Thermische Übertragungskapazität bezogen auf inst. EE-Leistung [%]
Deutschland +21%
Abbildung 4.29: Kriterium zur Bewertung des Stromverbunds nach Definition der EU Expertengruppe, Szenario 2, Sensitivitätsuntersuchung A, [%]
Weiterführende Auswertungen zur Entwicklung der Handelskapazitäten sind dem Anhang (Abbildung 5.33 - Abbildung 5.38) zu entnehmen.
4.4.2.3 Entwicklung des Erzeugungssystems
Im Folgenden wird die Entwicklung des Erzeugungssystems in der Sensitivitätsuntersu-chung A vorgestellt, um die Wechselwirkungen zwischen Markt und Netz aufzuzeigen. Dabei wird der Fokus auf die Veränderungen gegenüber den Basisrechnungen gelegt. Um die Aus-wirkungen höherer Netzausbaukosten auf den Kraftwerkspark zu quantifizieren ist in Abbil-dung 4.30 (Szenario 1) und AbbilAbbil-dung 4.31 (Szenario 2) der absolute Unterschied der instal-lierten Kraftwerkskapazitäten zwischen der Sensitivitätsuntersuchung A und der Basisunter-suchung für das Szenario A dargestellt. Die resultierenden Unterschiede ergeben sich über
37.5
Startnetz Sensitivitätsuntersuchung A (Szen.2) Thermische Übertragungskapazität bezogen auf Spitzenlast [%]
Deutschland +47%
Startnetz Sensitivitätsuntersuchung A (Szen.2) Thermische Übertragungskapazität bezogen auf inst. EE-Leistung [%]
Deutschland +18%
Unterschiede in den Zubau- und vorzeitigen Stilllegungsentscheidungen der jeweiligen Unter-suchung.
In Abbildung 4.30 sind die Veränderungen des Szenario 1 aufgeführt. Die Auswirkungen der höheren Netzausbaukosten auf das deutsche Erzeugungssystem ergeben eine höhere installier-te Leistung in Deutschland von rund 2 GW (ab 2020). In Folge der geringeren Handelskapazi-täten nach Skandinavien (vgl. Kapitel 0), wird auf vorzeitige Stilllegungen von Überkapazitä-ten in der Sensitivitätsuntersuchung A verzichtet, sodass die betroffenen Kraftwerkskapazitä-ten im System verbleiben. Ein Zubau von KraftwerkskapazitäKraftwerkskapazitä-ten findet in Deutschland, wie auch in der Basisuntersuchung, nicht statt. Analog werden bis 2030 in Frankreich keine Er-weiterungen der Kraftwerkskapazitäten vorgenommen. Allerdings kommt es bei den vorzeiti-gen Stilllegunvorzeiti-gen zu einem Abtausch zwischen Steinkohlekraftwerken und ölbefeuerten Gasturbinen. So werden in der Sensitivitätsuntersuchung A, aufgrund der stärkeren Kopplung an Deutschland, weniger Steinkohlekraftwerke vorgehalten und stattdessen flexiblere ölbe-feuerte Gasturbinen im System erhalten. Die Unterschiede in den Kraftwerkskapazitäten in Italien werden durch verzögerte und insgesamt geringere vorzeitige Stilllegungen begründet.
Im Rahmen dieser Sensitivitätsuntersuchung werden insbesondere auf Randgebiete wie UK/IE höhere Netzausbaukosten aufgeschlagen, was sich in einem höheren Zubau von Kraftwerkskapazitäten wiederspiegelt. So kann ein größerer Zubau von Steinkohlekraftwer-ken um 2 GW und gasbefeuerten Gasturbinen um 2,4 GW gegenüber der der Basisuntersu-chung beobachtet werden. Gleichzeitig werden in 2030 2 GW gasbefeuerte GuD-Kapazitäten vorzeitig stillgelegt.
Abbildung 4.30: Delta der installierten Kraftwerkskapazitäten gegenüber der Basisuntersuchung, Szenario 1
Die qualitativen Veränderungen des Szenario 2 (Abbildung 4.31) entsprechen den Verände-rungen in Szenario 1. So werden die Unterschiede in Deutschland und Italien durch geringere vorzeitige Stilllegungen von Kraftwerkskapazitäten in der Sensitivitätsuntersuchung begrün-det. Zusätzlich wird auf den Britischen Inseln ein höherer Zubau von Steinkohlekraftwerken und gasbefeuerten Gasturbinen verzeichnet. Abschließend sind die höheren GuD-Kapazitäten in Belgien und den Niederlanden zu nennen, die wiederum durch das erhalten von Überkapa-zitäten begründet werden. Demnach wird die Schlussfolgerung gezogen, dass höhere Netz-ausbaukosten zum einen den Netzausbau und zum anderen den Rückbau von Überkapazitäten hemmen.
-2 -1 0 1 2 3 4 5
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) Gaskraftwerk Gasturbine (Gas) Ölkraftwerk Gasturbine (Öl)
GW
Abbildung 4.31: Delta der installierten Kraftwerkskapazitäten gegenüber der Basisuntersu-chung, Szenario 2
Abschließend werden die resultierenden Handelsbilanzen für Deutschland in Abbildung 4.32 zusammengefasst. In Hinblick auf das gesamtdeutsche Handelssaldo wird in keinem der Szenarien eine Veränderung zur Basisuntersuchung beobachtet. Vielmehr werden Verschie-bungen der grenzüberschreitenden Leistungsaustausche zwischen den einzelnen Grenzen beobachtet. Während die Importe aus Norwegen abnehmen, ist eine Zunahme von Importen aus Schweden, Dänemark-West und Österreich zu verzeichnen. Zusätzlich wird ein Anstieg der Exporte nach Frankreich beobachtet. Damit verbleibt Deutschland auch in der Sensitivi-tätsuntersuchung A Nettoimporteur.
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DE FR IT UK/IE BE NL CH AT SE NO
Steinkohlekraftwerk GuD (Gas) Gaskraftwerk Gasturbine (Gas) Ölkraftwerk Gasturbine (Öl)
GW
Abbildung 4.32: Handelssaldo und Handelsbilanzen von Deutschland, 2030, Sensitivitätsun-tersuchung A [TWh/a]
Weiterführende Auswertungen zur Entwicklung der Erzeugungssysteme sind dem Anhang (Abbildung 5.39 - Abbildung 5.44) zu entnehmen.