Dezentrale Energieversorgung versus Netzausbau

Projektpartner
Technische Universität München, Lehrstuhl für Erneuerbare und Nachhaltige Energiesysteme, Prof. Dr. Thomas Hamacher

Fragestellung und Ziele

Die Studie wird im Rahmen eines Vertrags mit der IHK für München und Oberbayern bearbeitet, in dem unabhängige, wissenschaftlich fundierte volkwirtschaftliche Beratung erfolgt. Details

Die Studie untersucht die Frage, wie die Stromversorgung Bayerns nach der Stilllegung der beiden letzten in Betrieb befindlichen Kernkraftwerke zu bewerkstelligen ist, wenn sich der Netzausbau weiter verzögert oder ganz darauf verzichtet würde.

Methodische Vorgehensweise

• Literaturanalysen vorhandener Studien und Untersuchungen zur Entwickung des Energieverbrauchs in Bayern unter verschiedenen energiepolitischen Rahmenbedingungen.
• Auswertung von amtlichen Statistiken und Energieverbrauchsprognosen
• Expertengespräche mit Experten aus Energiewirtschaftlicher Forschung, Unternehmen und Verbänden der Energiewirtschaft und der Übertragungsnetzbetreiber.
• Berechungen der Auswirkungen eines Verzichts auf einen weiteren Netzausbau auf die Strompreise mit dem ifo Strommarktmodell EU-REGEN.

Datenquellen

• Daten des Bayerischen Landesamtes für Statistik über die Bruttostromerzeugung in Bayern
• Statistiken der Bundesnetzagentur über Kraftwerke und Übertragungsnetze
• Netzentwicklungspläne der Übertragungsnetzbetreiber
• Energieprognosen der Forschungsstelle für Energiewirtschaft e.V. München und der Technischen Universität München, Lehrstuhl für Erneuerbare und Nachhaltige Energiesysteme.

Ergebnisse

Bis zum Jahr 2025 baut sich in der Energieversorgung Bayerns eine Kapazitätslücke von rund 4,5 Gigawatt Leistung auf. Dieser Mehrbedarf kann zunächst durch Stromimporte, den Ausbau der dezentralen Stromerzeugung und netzstabilisierende Maßnahmen gedeckt werden, was allerdings hohe laufende Kosten verursacht. Bei einer weiteren Verzögerung oder einem Verzicht auf den Netzausbau in Gestalt der beiden geplanten Hochspannungsgleichstromübertragungsleitungen mit jeweils 2 GW Kapazität müsste die  bis 2025 entstehende Kapazitätslücke dauerhaft durch Stromimporte sowie verstärkte dezentrale Stromversorgung geschlossen werden. In Folge würden erhöhte Kosten für Maßnahmen zur Netzstabilisierung entstehen. Ein Verzicht auf den Netzausbau würde zu einem erhöhten politischen Druck in Richtung der Einführung von zwei Preiszonen in Deutschland führen. Nach den Modellrechnungen liegt die Preisdifferenz zwischen Süddeutschland und Norddeutschland in diesem Fall im Jahr 2025 bei 2 €/MWh, und steigt bis zum Jahr 2050 auf 5 €/MWh bzw. 5,7%. 

Teil 2: Szenarien für die bayerische Stromversorgung bis 2040

In der im März 2020 vorgelegten Studie wurden verschiedene Zukunftsszenarien der bayerischen Stromversorgung bis 2040 untersucht und bewertet:

• Höherer Anteil an erneuerbarenr Energien, insb. Photovoltaik, („EE“-Szenario),
• Zubau von zentralen Gaskraftwerken,
• Forcierung von dezentralen KWK-Anlagen.

Auch eine mögliche Verzögerung des innerdeutschen Netzausbaus sowie ein stärkerer Ausbau der europäischen Grenzkuppelstellen wurden mit betrachtet. Die Studie zeigt, dass sich die Leistungssicherheit in Bayern durch den Ausstieg aus der Kern- und Kohlekraft in jedem Fall verschlechtert. Besonders in windarmen Abend- und Nachtstunden muss immer mehr Strom nach Bayern importiert werden. Das „EE“- Szenario führt im Vergleich zu den geringsten Stromimporten und zu den niedrigsten Großhandelsstrompreisen. Der größte strompreissenkende Effekt stellt sich bei höheren Kapazitäten der Grenzkuppelstellen zum europäischen Stromnetz ein.

Die Studie bestätigt auch erneut die Notwendigkeit, die Höchstspannungsnetze zügig auszubauen. Über die HGÜ-Leitungen kann sowohl mehr CO2- freier Strom aus Offshore-Windanlagen in Bayern genutzt, als auch mehr Solarstrom aus Bayern nach Norddeutschland geleitet werden. Auch der Erhalt der Strompreiszone erfordert einen entsprechenden Netzausbau auf der Höchstspannungsebene.“