Viele Optionen für das künftige Stromsystem mit ähnlichen Kosten

Den Modellrechnungen nach gibt es verschiedene Möglichkeiten, fluktuierende Stromerzeuger und Flexibilitätstechnologien zu kombinieren, die alle eine sichere Versorgung gewährleisten und zu relativ ähnlichen Stromgestehungskosten führen.
Je klimafreundlicher das System, desto höher die Kosten: 90 Prozent CO₂-Minderung statt 80 Prozent gegenüber 1990 würden demnach Mehrkosten von bis zu 15 Prozent bedeuten und eine völlig CO₂-freie Stromversorgung noch einmal um bis zu 30 Prozent teurer. Hierbei seien allerdings keine Kosten für CO₂-Ausstoß enthalten. Je nach Höhe des CO₂-Preises würden die Mehrkosten für den umfangreicheren Klimaschutz geringer ausfallen oder sogar bis auf null sinken.

Ausgleichsbedarf bei hohen Anteilen von Wind- und Solarenergie

Bei einem Anteil von etwa 90 Prozent Windenergie und Photovoltaik am Stromverbrauch bestehe in etwa der Hälfte der Zeit ein Bedarf an zusätzlicher Stromerzeugung, während in der anderen Hälfte der Zeit überschüssiger Strom eingespeichert, in andere Energieträger umgewandelt (Power-to-Heat, Power-to-Gas) oder abgeregelt werden müsse.
Art und Umfang der benötigten Flexibilitätstechnologien würden durch Extremsituationen wie die „mehrwöchige Dunkelflaute“ bestimmt.

Kopplung von Strom-, Wärme-, Verkehrs- und Industriesektor

Für den ganzjährigen Wärmebedarf der Industrie stellten Power-to-Heat, der flexible Betrieb von Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen (KWK) und Demand-Side-Management (DSM) robuste und kostengünstige Flexibilitätsoptionen dar.
Zusätzliche Potenziale lägen in den Bereichen Heizwärmeversorgung und der über die Verwertung von Überschussstrom hinausgehenden Stromnutzung für die Erzeugung von Kraftstoffen und Einsatzstoffen für die Industrie. Die in der Studie angewandte Methodik beschränke sich jedoch auf überschüssige Strommengen.

Demand-Side-Management (DSM)-Potenzial von mehr als 65 Gigawatt

Für das Jahr 2050 sehen die Forscher ein Potenzial von insgesamt mehr als 65 Gigawatt an flexiblen Lasten, die über mehrere Stunden verschoben werden können. Es setze sich zusammen aus Photovoltaik-Batteriesystemen, Batterien in Elektrofahrzeugen, häuslichen Wärmeanwendungen, der Steuerung von Haushaltsgeräten und Maßnahmen in der Industrie. Gelinge es diese DSM-Potenziale zu erschließen, seien weitere Kurzzeitspeicher wie Pump- und Druckluftspeicherkraftwerke nicht unbedingt notwendig.

Langzeitspeicher und flexible Erzeugung

Der Nettostrombedarf beträgt in den untersuchten Szenarien zwischen 400 und 800 Terawattstunden pro Jahr. Der Anteil von Windenergie und Photovoltaik liegt bei 45 bis 95 Prozent.
Zur Überbrückung längerer Dunkelflauten sei der Einsatz flexibler Kraftwerke (Gasturbinen- sowie GuD-Kraftwerke) erforderlich. Diese könnten je nach Klimaschutzziel mit aus Strom erzeugtem Wasserstoff oder Methan (Langzeitspeicher), Biogas oder Erdgas betrieben werden.
Braunkohle mit CCS, geothermische und solarthermische Kraftwerke benötigten aufgrund ihrer Kostenstruktur eine hohe Auslastung und seien daher für Stromsysteme mit mehr als 90 Prozent fluktuierender Erzeugung aus Erneuerbaren Energien ungeeignet. Zudem gebe es bei diesen Technologien weitere Unsicherheiten im Hinblick auf Akzeptanz, Kosten oder regulatorische Rahmenbedingungen.

Umstellung der Stromerzeugung auf Erneuerbare Energien erfordert Flexibilität

Ausgangspunkt der Analyse ist die Feststellung, dass Windenergie (Onshore) und Photovoltaik die günstigsten Stromgestehungskosten und das größte Ausbaupotenzial haben. Sie stünden daher in allen Klimaschutzszenarien im Zentrum der Stromversorgung. Die fluktuierende Erzeugung aus Wind- und Solarenergie erfordere wiederum, das gesamte Stromversorgungssystem flexibler zu machen. Bei der Nutzung von Flexibilitätsoptionen gebe es große Gestaltungsspielräume. Zu den in Frage kommenden Technologien zählen die Autoren:

• Flexible Stromerzeugungsanlagen (Erdgas- und Kohlekraftwerke, Biomassekraftwerke und Biogasanlagen, solarthermische und geothermische Kraftwerke),
• Speicher (Pumpspeicherkraftwerke, Batterien, chemische Energieträger),
• Verschiebbare Lasten (Demand-Side-Management).

Offene Fragen beträfen zum Beispiel den möglichen Ausschluss bestimmter Technologien wie die Abscheidung und Lagerung von CO₂ (CCS), die Auswirkungen dezentraler oder zentraler Versorgungslösungen und die Verfügbarkeit von Rohstoffen.

Rahmenannahmen und Eckdaten der Szenarien

Die Modellrechnungen sind auf Deutschland begrenzt, eine mögliche Bereitstellung von Flexibilität durch Nachbarländer wird nicht betrachtet. Die Untersuchungen fokussieren weitgehend auf das Stromsystem. Die Einbeziehung von Stromanwendungen im Wärme- und Verkehrssektor erfolgt nur indirekt durch die Berücksichtigung von Szenarien mit einer erhöhten Stromnachfrage. Die Flexibilität durch Elektrofahrzeugbatterien wird unter dem Aspekt des Demand-Side-Managements berücksichtigt.
Die Erzeugung von Kraftstoffen und Einsatzstoffen für die Industrie mithilfe von Strom wird nur unter dem Aspekt der Verwertung von Überschussstrom aus Erneuerbaren Energien betrachtet.

Zentrale Herausforderung: kosteneffiziente Systemtransformation

Die Autoren sehen die ökonomisch effiziente Ausgestaltung des für die Zielerreichung 2050 notwendigen Entwicklungspfads unter Berücksichtigung der Transformationskosten als zentrale Herausforderung.