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VGB PowerTech 3 l 2016 Bedarf und Auslastung konventioneller Kraftwerke

Autoren

Abstract

Future demand and capacity utilisation of conventional power plants in germany: a meta-study

Despite of the transition of the German energy system towards a renewable based energy sys-tem, conventional power plants will play a key role to guarantee the security of supply. Within a meta-analysis at the Institute for Energy Sys-tems of the TU Munich, the future need of flex-ible conventional power plants in Germany and the impact on capacity utilisation in the context of the boundary conditions were investigated. After 2020 most of the studies expect a need of additional conventional power plant capacities. Until 2050 the overall need of new capacities in the scenarios under investigation lies in the range of 0 to 53 GW. This wide range is a result of different assump-tions for example regarding the future develop-ment of the electricity consumption. In most studies, Germany becomes a large importer of electricity after 2020 due to a reduced competi-tiveness of the German power plant fleet. The capacity utilization of the conventional power plants in Germany reduces by 2050 to 2,000 to 4,000 full load hours (FLh) for lignite, 350 to 2,700 FLh for hard coal and 0 to 2,000 FLh for natural gas fired power plants. As a result of the assumption of rising prices of fuel and CO2-cer-tificates in the future as well as a falling capac-ity utilization, the electricity generation costs of conventional power plants become higher than of wind power and PV plants. l

Bedarf und Auslastung konventioneller Kraftwerke im Zuge der Energiewende: Eine MetastudieAlexander Buttler und Hartmut Spliethoff

Dipl.-Ing. Alexander ButtlerTU München, Lehrstuhl für Energiesysteme Garching b. München, GermanyProf.-Dr.-Ing. Hartmut SpliethoffTU München, Lehrstuhl für Energiesysteme Garching b. München ZAE Bayern Garching b. München, Germany

Einleitung

Das deutsche Energiesystem befindet sich in einem Umwandlungsprozess von einem auf konventionellen Großkraftwerken ba-sierenden Energiesystem hin zu einem (langfristig) auf dezentralen erneuerbaren Energiequellen basierenden Energiesys-tem. Den Zeitplan für diese Transformation hat die Bundesregierung in ihrem Energie-konzept 2010 [1] vorgelegt. Demnach soll im Stromsektor der Anteil der erneuerba-ren Energien am Bruttostromverbrauch auf mindestens 35 % bis 2020 gesteigert wer-den, sowie im weiteren Verlauf auf 50 % bis 2030, 65 % bis 2040 und mindestens 80 % bis 2050 erhöht werden. Mit einem Anteil der erneuerbaren Energien von 27,3 % im Jahr 2014 liegt Deutschland (im Stromsek-tor) auf einem sehr guten Weg und könnte das mittelfristige Ziel sogar übertreffen. Der aktuelle und zukünftige Ausbau der erneuerbaren Energien basiert dabei vor-wiegend auf der volatilen Erzeugung durch Windenergie- und Photovoltaik(PV)-Anla-gen. Im Zuge dessen werden konventionel-le Kraftwerke auch langfristig ein wichtiger Baustein im deutschen Energiesystem blei-ben. Ihre Aufgabe ist es die fluktuierende Erzeugung durch Wind- und PV-Anlagen auszugleichen und die Versorgungssicher- heit zu gewährleisten. Der zukünftige Bedarf und notwendige Zubau sowie die Auslastung konventioneller Kraftwerke ist der Untersuchungsgegenstand vieler Stu-dien. Im Rahmen der Metaanalyse „Kampf der Studien“ [2] wurden am Lehrstuhl für Energiesysteme der TU München ver-schiedene Studien, die die politische und wissenschaftliche Diskussion prägen, un-tersucht und gegenübergestellt. Zudem wurden die Ergebnisse der Studien in den Kontext der gewählten Rahmenbedingun-gen und der historischen Entwicklung ge-stellt, um einen Vergleich der Ergebnisse zu ermöglichen. Die zentralen Ergebnisse dieser Studie sollen im Folgenden vorge-stellt werden.

Überblick der untersuchten Studien

Basierend auf den Kriterien Aktualität, Relevanz, und Vielfalt hinsichtlich Auf-traggeber (Bundesministerien, Industrie, Umweltverbände), Strategien (z.B. Car-bon Capture and Storage, Solarthermische Kraftwerke in Südeuropa und Nordafrika,

Wasserstofferzeugung für den Verkehrs-sektor) und Ausbauszenarien (Business-as-Usual, 80/90/100 % erneuerbare Energien bis 2050) wurden 10 Studien ausgewählt. Ein Überblick der ausgewählten Studien und Szenarien wird in Ta b e l l e 1 gege-ben. Im weiteren Verlauf werden die hier eingeführten Kurztitel, basierend auf dem Auftraggeber und dem Veröffentlichungs-jahr der Studie, verwendet. Die zentralen Studien für die politische Diskussion stellen die „Energieszenarien für ein Energiekon-zept der Bundesregierung“ durchgeführt von Prognos, EWI und GWS im Auftrag des Bundesministeriums für Wirtschaft und Technologie (BMWi) und die Leitstudie 2011 im Auftrag des Bundesministeriums für Umwelt, Natur und Reaktorsicherheit (BMU) dar. Die Energieszenarien bildeten eine Grundlage für das Energiekonzept 2010 der Bundesregierung. Aufgrund des im Jahr 2011 beschlossenen Ausstiegs aus der Kernenergie bis zum Jahr 2022 muss-ten die Stützjahre 2020 bis 2030 unter die-sen Voraussetzungen jedoch in den „Ener-gieszenarien 2011“ neu berechnet werden.

Vergleich der Rahmenbedingungen

Zur Einordnung der Ergebnisse von Studi-en müssen diese immer im Zusammenhang mit den Annahmen interpretiert werden. Im Folgenden werden die Annahmen zum Ausbau der erneuerbaren Energien, der Bruttostromnachfrage und der Preisent-wicklung von Brennstoffen und CO2-Zer-tifkaten vorgestellt.

Ausbau der erneuerbaren EnergienEin zentraler Baustein des Energiekon-zepts der Bundesregierung zur Reduk tion der Treibhausgasemissionen stellt der Aus-bau der erneuerbaren Energien dar. Im Energiekonzept 2010 wird ein Anteil der erneuerbaren Energien am Bruttostrom-verbrauch von mindestens 35 % bis 2020, 50 % bis 2030, 65 % bis 2040 und 80 % bis 2050 angestrebt [1]. In der EEG-Reform 2014 [14] wurde zudem ein Ausbaukorri-dor von 40 bis 45 % im Jahr 2025 und 55 bis 60 % im Jahr 2035 festgelegt. Mit ei-nem Anteil von 27,3 % im Jahr 2014 liegt der EE-Anteil im Stromsektor über der mit-telfristigen Zieltrajektorie (B i l d 1 ). Mit Ausnahme des WWF(2009)-CCS Szenarios (Reduktion der Treibhausgasemissionen

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Bedarf und Auslastung konventioneller Kraftwerke VGB PowerTech 3 l 2016

durch CCS reduziert nötigen EE-Ausbau) und des BMWi(2014)-Trend Szenarios wer-den die im Energiekonzept als Mindestziele ausgegebenen Vorgaben in allen betrachte-ten Szenarien erreicht oder sogar deutlich überschritten. Die Bandbreite des EE-An-teils liegt im Jahr 2020 zwischen 33 und 47 % und im Jahr 2050 zwischen 79 und 90 %. Zudem wurden in der UBA(2010)-Stu-die und der SRU(2011)-Studie Szenarien mit 100 %-EE-Anteil für 2050 berechnet. Die installierte Leistung der erneuerbaren Energien steigt dabei durch einen starken Ausbau an Wind- und PV-Anlagen von 91 GW im Jahr 2014 auf 180-300 GW bis 2050 (Ausnahme WWF(2009) und BMWi(2011)

mit unter 120 GW an installierter EE-Leis-tung).

Entwicklung der Bruttostromnachfrage und des ImportsaldosDer Rückgang der Treibhausgasemissi-onen soll nach dem Energiekonzept der Bundesregierung durch eine Reduktion der Bruttostromnachfrage unterstützt werden. Im Energiekonzept wird dabei ein Rückgang des Bruttostromverbrauchs um 10 % gegenüber 2008 bis 2020 und um 25 % bis 2050 angestrebt. Dieses ehrgei-zige Ziel soll durch Effizienzmaßnahmen in allen Sektoren erreicht werden. Seit dem Jahr 2008 kann ein Rückgang des

Bruttostromverbrauchs beobachtet wer-den (B i l d 2 ). Deutlich zu sehen sind die Folgen der Wirtschaftskrise im Jahr 2009. Allerdings kommt es auch nach der Erho-lung der Wirtschaft in den Jahren 2010 bis 2015 zu einem kontinuierlichen Rück-gang des Bruttostromverbrauchs. Fraglich ist, in welchem Umfang dieser Rückgang auf Effizienzmaßnahmen zurückzufüh-ren ist. Der Nettostromverbrauch des In-dustriesektors nimmt seit 2009 wieder zu und lag im Jahr 2013 mit 228 TWh nur 8 TWh unter dem Vorkrisenwert von 2007 (basierend auf [15]). Im Jahr 2014 sank der Bruttostromverbrauch auf 576 TWh und damit fast 7 % gegenüber 2008. Der

Tab. 1. Übersicht der betrachteten Studien und Szenarien.

Kurztitel Name der Studie Auftraggeber Bearbeitende Institute Szenarien Beschreibung Datum

WWF(2009) Modell Deutschland - Klimaschutz bis 2050: Vom Ziel her denken [3]

WWF Deutschland Prognos AG, Öko-InstitutInnovation ohne CCS Verstärkte Effizienz

und EE ohne CCSOkt 09

WWF (2009) CCS Innovation mit CCS Verstärkte Effizienz und EE mit CCS

BMWi(2011)

Energieszenarien für ein Energiekonzept der Bun-desregierung [4]/Ener-gieszenarien 2011 [5]

Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie (BMWi)

Prognos AG, EWI, GWS I A ( bis 2020 Sze-nario Ausstieg)

Unterschiedliche Annah-me der Laufzeitverlänge-rung der Kernenergie (I bis IV: 4-28 Jahre) und Nachrüstkosten (A/B)

August 2010 / Juli 2011

UBA (2010)

Energieziel 2050: 100 % Strom aus erneuer-baren Quellen [6]

Umweltbundesamt Fraunhofer IWES Regionenverbund 100 % EE in 2050 Jul 10

SRU (2011) 1.a Wege zu 100 % erneuerbaren Strom-versorgung [7]

Sachverständigenrat für Umweltfragen (SRU) DLR, Fraunhofer IWES

1.a Selbstversorgung, BSV 500 TWh

Jan 11SRU (2011) 2.2.a 2.2.a

Maximal 15 % Nettoimport aus DK/NO, 500 TWh

BMU (2012)

Langfristszenarien und Strategien für den Aus-bau der erneuerbaren Energien in Deutschland bei Berücksichtigung der Entwicklung in Europa und global [8]

Bundesminister für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU)

DLR , Fraunhofer IWES, IFNE 2011 A E- und H2-Kfz Mrz 12

RWE (2012)

Integration der erneuer-baren Energien in den deutsch-europäischen Strommarkt.[9]

RWE AG dena, IAEW RWTH Aachen

EE basierend auf BMU Leitszenario 2009 Aug 12

BMWi (2014) Trend Entwicklung der Ener-giemärkte – Energiere-ferenzprognose [10]

BMWi EWI, GWS, PrognosTrendszenario

Fortschreibung aktueller Trends im Bereich Politik u Jun 14

BMWi (2014) Ziel Zielszenario Einhaltung der Ziele des Energiekonzepts

BMU(2014) AMS

Klimaschutzs- zenarien 2050 [11] BMU Öko-Institut,

Fraunhofer ISI

AMS

Entwicklung basierend auf aktuellen Maß-nahmen, EE-Ausbau nach BMU-Leitstudie 2011 Sz. A

Aug 14BMU(2014) KS 80 KS 80

Zielszenario Energie-konzept mit 80 % EE in 2050,EE- Ausbau nach BMU-Leitstudie 2011 Sz. A

BMU(2014) KS 90 KS 90Zielszenario Energie-konzept mit 90 % EE in 2050

Agora (2014) Stromspeicher in der Energiewende [12] Agora Energiewende

FENES OTH Regens-burg, IAEW und ISEA RWTH Aachen, ef. Ruhr GmbH

Flexibel

Basierend auf NEP 2013 Sep 14 unflexibel

ÜNB NEP (2014)

Netzentwicklungsplan Strom 2014 - Zweiter Entwurf der Übertra-gungsnetzbetreiber [13]

ÜNB: TransnetBW, 50Hertz, Amprion, Tennet

k.A. B 2024 mittlerer Anstieg EE Nov 14

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Rückgang im Jahr 2014 ist auf eine schwa-che Konjunktur der energieintensiven In-dustrie sowie Effizienzmaßnahmen und eine milde Witterung, die sich insbeson-dere auf die privaten Haushalte auswirk-te, zurückzuführen [16]. Die zukünftige Entwicklung der Bruttostromnachfrage hat große Auswirkungen auf den Bedarf an erneuerbaren Energien zur Reduktion der Treibhausgasemissionen. Während ein Rückgang des Kraftwerkseigenverbrauchs durch die geringere Jahresarbeit der konventionellen Kraftwerke und potentielle Effizienzsteigerung in allen Sektoren zu ei-nem Rückgang der Bruttostrom nachfrage führen, wirken dem neue Verbraucher (Power-to-X, Wärmepumpen, E-Kfz) und eine Zunahme der Speicherverluste (hö-herer Speicherbedarf) entgegen. Zudem nimmt der spezifische Kraftwerkseigen-verbrauch durch den flexibleren Betrieb mit häufigem Teillastbetrieb (schlechterer Wirkungsgrad) und An- und Abfahren zu. Als Folge dessen ergeben sich grundsätz-lich zwei Trends bei der angenommenen Entwicklung des Stromverbrauchs:

– Rückgang des Bruttostromver-brauchs: WWF(2009), BMWi(2011), BMWi(2014) Ziel

– Nahezu konstanter Bruttostromver-brauch (langfristig): RWE(2012), BMU(2012), UBA(2010), ÜNB NEP(2014), BMWi(2014) Trend, BMU(2014) AMS/KS80/KS90

Zusätzlich zu dem Bruttostromverbrauch ist in Bild 2 auch die Entwicklung des Im-portsaldos nach Deutschland aufgetragen. Dieses wird in den Simulationen basierend auf dem angenommen deutschen und eu-ropäischen Kraftwerkspark berechnet.

Im Gegensatz zum historischen Verlauf mit hohen Exporten von bis zu 35,6 TWh (6 % des Brutto-Inlandsstromverbrauchs) im Jahr 2014 ergeben sich in den meis-ten Szenarien hohe Importsalden nach Deutschland. Die Ursache hierfür liegt zum

einen in dem Ausstieg aus der Kernkraft, einem Rückgang der Braunkohle-Strom-erzeugung sowie einem angenommenen kostenoptimalen Ausbau der erneuerbaren Energien in Europa (z.B. Wind in Großbri-tannien, PV in Spanien). Insgesamt ver-liert der deutsche Kraftwerkspark somit an Wettbewerbsfähigkeit im Vergleich zu den europäischen Nachbarländern. Ausnahmen stellen die Trendszenarien BMWi(2014) Trend und ÜNB NEP (2014) dar, die ein zum Teil sehr hohes Export-saldo sehen. In den Studien ergeben sich ansonsten Importsalden von EE-Strom zwischen 16 und 123 TWh bis 2050. Dies entspricht bis zu 23 % des Bruttostrom-verbrauchs. Diese Importe tragen in den Studien damit maßgeblich zum Anteil der

erneuerbaren Energien und zu der Strom-versorgung in Deutschland bei.

Entwicklung der Brennstoff- und CO2-ZertifikatspreiseBei der Entwicklung der Brennstoffpreise gehen alle Studien von einer zukünftigen Preissteigerung mit unterschiedlicher Dy-namik für Steinkohle und Erdgas aus (sie-he B i l d 3 ). Bei Erdgas wird ein Anstieg des Grenzübergangspreises von aktuell 5,4 €/GJ (Ho) auf 6,7 bis 17,6 €/GJ an-genommen. Bei Steinkohle nehmen die Grenzübergangspreise von aktuell 2,4 €/GJ (Hu) auf 2,5 €/GJ bis 9 €/GJ zu. Bei Braun-kohle wird in der Regel ein konstant blei-bender Preis angenommen. Eine Ausnah-me stellt die BMU(2014)-Studie dar. Diese sieht steigende Vollkosten, bedingt durch die niedrigere Auslastung der Tagebaue.Für die CO2-Zertifkatspreise als Steue-rungsinstrument der Treibhausgasemissi-onen wird von einer starken Zunahme der Preise ausgegangen. Mittelfristig bewegen sich die Annahmen im Jahr 2020 zwischen 10 und 30 €/t CO2. Danach zeichnen sich zwei Preispfade aus. Ein „niedriger“ Preis-pfad mit Werten im Jahr 2050 zwischen 42 und 56 €/t CO2 und ein „mittlerer“ Preispfad mit Zertifikatskosten im Jahr 2050 von um die 75 €/t CO2. Eine Ausnah-me stellt die Studie „Klimaschutzszenario 2050“ im Auftrag des BMU (BMU 2014) dar. Der Fokus dieser Studie liegt auf der Analyse des Reduktionspotentials von Treibhausgasemissionen in den einzelnen Sektoren und den dafür notwendigen Maß-nahmen. Als Ergebnis kommt diese Studie zu deutlich höheren notwendigen CO2-Zertifikatspreisen von 130 €/t CO2 bis zum Jahr 2050 zur Erreichung des Ziels einer

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Ziel Energiekonzept 2010

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BMU (2012)

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WWF (2009) CCS

WWF (2009)

SRU (2011) 1.a

SRU (2011) 2.2.a

UBA (2010)

ÜNB (2014) NEP-B

BMWi (2014) Trend

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Bild 1. Anteil der erneuerbaren Energien am Bruttostromverbrauch.

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Bruttostromverbrauch 1990 bis 2014Ziele EnergiekonzeptRWE dena (2012)BMU (2012)BMWi (2011)WWF CCS (2009)WWF (2009)SRU l.a (2011)SRU 2.2 a (2011)UBA (2010)ÜNB NEP-A/B/C (2014)BMWi (2014) TrendBMWi (2014) ZielBMU(2014) AMSBMU(2014) KS80BMU(2014) KS90Agora (2014)

1990-2014BMWi (2014) TrendBMWi (2014) ZielBMWi (2011)RWE (2012)

Importsaldo Gesamt:

Referenzjahr 2008 2014: -7 %576 TWh/a

2020:-10 %

2050:-25 %

Bild 2. Entwicklung des Bruttostromverbrauchs und des Imports von Strom aus erneuerbaren Energiequellen.

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80-prozentigen Reduktion der Treibhaus-gasemissionen gegenüber 1990 und 200 €/t CO2 für eine Reduktion um 90 %.

Bedarf und Auslastung der konventionellen Kraftwerke

Die zukünftige Entwicklung des konventi-onellen Kraftwerkparks ist zum einen vor-gegeben durch die gegebene Infrastruktur in Deutschland und die daraus resultieren-de Sterbelinie aufgrund der technischen Lebensdauer der Anlagen und der geplan-ten Abschaltung der Kernkraftwerke bis 2022. Zum anderen kann es als Folge des hohen Zubaus an erneuerbaren Energien zu einem wirtschaftlich bedingten Kraft-werksrückbau kommen. Auf der anderen Seite ist ein Zubau von konventionellen Kraftwerken zur Sicherstellung der Ver-sorgung notwendig. Im Folgenden werden die Ergebnisse der untersuchten Studien zur installierten Leistung der konventi-onellen Kraftwerke mit der Sterbelinie des aktuellen Kraftwerkparks verglichen. Die Sterbelinie wurde basierend auf der Kraftwerksliste der Bundesnetzagentur [20] erstellt. Hierbei wurde zum einen von einer Lebensdauer von 50 Jahren für Dampfkraftwerke und 40 Jahren von GuD-Kraftwerken ausgegangen. In einer konservativeren Betrachtung wurde die technische Lebensdauer um 10 Jahre ver-ringert. Der daraus ermittelte Zubau bzw.

Rückbau entspricht unter Umständen nicht den Angaben in den Studien aufgrund an-derer Annahmen hinsichtlich der Lebens-dauer. Dieses Vorgehen gewährt jedoch eine gemeinsame Basis für den Vergleich der Studien. Zusätzlich zu den Angaben der Kraftwerksliste 2015 wurden die Veröf-fentlichungen der Bundesnetzagentur zum mittelfristig erwarteten Zu- und Rückbau von Kraftwerken [19] berücksichtigt.

BraunkohleAlle betrachteten Szenarien gehen von ei-nem Rückgang der installierten Leistung von Braunkohlekraftwerken mit unter-schiedlicher Dynamik aus (B i l d 4 ). Für das Stützjahr 2020 liegt die Bandbreite der installierten Leistung zwischen 13 GW (BMU2012 und RWE2012) und 22 GW (BMWi2014 Trend). Bis zum Jahr 2050

nimmt die Leistung in den Szenarien auf 0 bis 11 GW ab. Der Vergleich mit der auf Basis der Kraftwerksliste 2015 erstellten Sterbelinie zeigt, dass es bei einer an-genommenen technischen Lebensdauer von 50 Jahren nur in den Szenarien von BMWi(2014) und WWF(2009) CCS zu ei-nem Zubau bzw. Retrofit von Kraftwerks-kapazitäten kommen würde. BMWi(2014) macht keine Angaben zum Zubau. Basie-rend auf den vorliegenden Auswertungen mit einer technischen Lebensdauer von 50 Jahren beträgt die Leistungsdifferenz zu der Sterbelinie jedoch bis zu 5,5 GW in den Szenarien Ziel und Trend. Die WWF-Studie gibt einen Braunkohle-Kraftwerksneu-bau im Zeitraum 2008-2050 von 5,3 GW im Szenario ohne CCS und 15,3 GW im Szenario mit CCS an. In der RWE(2012)-Studie wird ein geringfügiger Neubau von

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1990 bis 2014Zubau (BNetzA 2015)BMWi (2011)SRU (2011) 1.aÜNB (2014) NEP-B

Sterbelinie (40 Jahre)RWE (2012)WWF (2009) CCSSRU (2011) 2.2.aBMWi (2014) Trend

CCS WWF CCS (2009)

CCS BMWi (2011)

Sterbelinie (5O Jahre)BMU (2012)WWF (2009)UBA (2010)BMWi (2014) Ziel

Bild 5. Installierte Leistung und Auslastung von Steinkohle-Kraftwerken: Historischer Verlauf und Entwicklung in den Szenarien bis 2050.

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2005 2015 2025 2035 2045

RWE (2012)BMU (2012) Preispfad BWWF (2009) - /CCSAgora (2014)BMU (2014) KS80Historische Werte (Jahresmittel)

BMU (2012) Preispfad ABMWi (2011)BMWi (2014) Trend/ZielBMU (2014) AMSBMU (2014) KS90

Bild 3. Historischer Verlauf (Datenbasis [15,17,18]) und Annahmen der zukünf-tigen Preispfade für Erdgas, Steinkohle und CO2-Zertifkate.

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1990 bis 2014RWE (2012)WWF (2009) CCSSRU (2011) 2.2.aBMWi (2014) Trend

Sterbelinie (40 Jahre)BMU (2012)WWF (2009)UBA (2010)BMWi (2014) Ziel

Sterbelinie (5O Jahre)BMWi (2011)SRU (2011) 1.aÜNB (2014) NEP-B

CCS BMWi (2011)CCS WWF CCS (2009)

Bild 4. Installierte Leistung und Auslastung von Braunkohle-Kraftwerken: Historischer Verlauf und Entwicklung in den Szenarien bis 2050.

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Braunkohlekraftwerken in der Höhe von 0,7 GW zwischen 2020 und 2030 angege-ben. Zudem ergibt sich ein wirtschaftlich bedingter Rückbau von älteren Braunkoh-lekraftwerken von 0,6 GW im Zeitraum 2020-2050. Auffallend ist die geringe in-stallierte Leistung in der BMU Leitstudie 2011 (BMU2012) und der auf einer älte-ren Version der Leitstudie aufbauenden RWE(2012)-Studie. Diese liegen mit einer installierten Leistung von 13,3 GW im Jahr 2020 deutlich unter dem Wert der Sterbe-linien von 18-20 GW.CCS wird in den älteren Studien BMWi (2011) und WWF(2009) mittelfristig als technisch ausgereift gesehen. In der BMWi(2011)-Studie wird CCS für Braun-kohle ab 2040 in geringem Maße (0,6 GW in 2050) eingesetzt. In der WWF(2009)-Studie kommt CCS ab 2030 zum Einsatz, mit einer Leistung von 10 GW in 2050. Im Gegensatz dazu gehen neuere Studi-en davon aus, dass CCS aufgrund einer mangelnden öffentlichen Akzeptanz auch langfristig in Deutschland (zumindest im Stromsektor) nicht zum Einsatz kommen wird. Die Auswirkungen von CCS zeigen sich vor allem in der Auslastung der Kraft-werke. Diese liegt mit durchschnittlich 6.000 bis 7.000 VLS für die CCS-Kraftwer-ke im Bereich der heutigen Auslastung der Braunkohlekraftwerke. Im Gegensatz dazu gehen, mit Ausnahme der Trendszenarien ÜNB NEP(2014) und BMWi(2014) Trend, alle Studien von einer stark sinkenden Auslastung aus. Im Stützjahr 2040 beträgt die durchschnittliche Auslastung zwischen 2.400 bis 4.700 VLS.

SteinkohleFür Steinkohle gehen ebenfalls alle Szena-rien von einem starken Rückgang der ins-tallierten Leistung aus (B i l d 5 ). Für das Jahr 2020 liegt die installierte Kraftwerks-leistung in den betrachteten Szenarien zwischen 18,8 GW und 30,3 GW. Für das

Jahr 2050 weisen die Studien BMWi(2014) und BMWi(2011) installierte Leistungen im Bereich von 15 bis 19 GW auf. Im Ver-gleich mit der Sterbelinie (inkl. aktuellem Zubau) ergibt sich eine Differenz von 6 bis 10 GW bis zum Jahr 2050. Dabei wäre ein Zubau bzw. Retrofit von Kraftwerken nach 2030 nötig. Im Gegensatz dazu sinkt die installierte Leistung in den anderen Szenarien auf 0 bis 9 GW ab. Erneut fällt die geringe installierte Leistung in der BMU Leitstudie 2011 (BMU2012) und der RWE(2012)-Studie im Stützjahr 2020 auf. Die installierte Kraftwerkskapazität liegt hierbei mit 19 und 21 GW deutlich unter der Sterbelinie von 25 GW im Jahr 2020. Der starke Abfall der Kraftwerksleistung in der BMWi(2011)-Studie im Jahr 2030 re-

sultiert aus der Neuberechnung nach dem beschlossenen Kernenergieausstieg. Hier-durch zeigen sich starke Inkonsistenzen für das Stützjahr 2030 im Vergleich zu den zuvor berechneten Fällen mit Laufzeitver-längerung der Kernenergie. CCS wird im WWF(2009)-Szenario für eine Steinkohle-Kraftwerksleistung von 3 GW ab 2040 angewendet. In der BMWi(2011)-Studie kommt CCS ab 2030 für eine Kraft-werksleistung von 1,4 GW zum Einsatz. Dieser Einsatz der CCS-Technologie wird auf 4,6 GW für 2040 und 10,7 GW für 2050 ausgeweitet. Mit Ausnahme der CCS-Kraftwerke mit ei-ner Auslastung von 5500 bis 6300 VLS in den Jahren 2040 und 2050 nimmt die Aus-lastung der Steinkohle-Kraftwerke in allen Studien stark ab. Die Bandbreite der Voll-laststunden im Jahr 2020 liegt zwischen 1.900 und 4.400 VLS. Die Auslastung der Kraftwerke sinkt bis 2050 weiter auf nur 360 VLS im BMWi(2011) Ziel-Szenario und 2700 VLS im BMWi(2011)-Trendsze-nario.

ErdgasIm Gegensatz zu Steinkohle- und Braun-kohlekraftwerken wird bei Gaskraftwer-ken in allen Szenarien (mit Ausnahme der SRU(2011) Szenarien) von einem hohen Zubau bis 2050 ausgegangen (B i l d 6 ). Dieser ist nötig, um die Versorgungssi-cherheit zu gewährleisten. Neben GuD-Kraftwerken werden hierbei auch verstärkt Gasturbinen-Kraftwerken (Open Cycle) mit geringen Investitionskosten zur Spit-zenlastdeckung als Reservekraftwerke zur Sicherstellung der Versorgung (gesicherte Leistung) zugebaut. Mittelfristig zeigt sich eine Differenz zwischen den Annahmen

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1990 bis 2014Zubau (BNetzA 2015)BMWi (2011)SRU (2011) 1.aÜNB (2014) NEP-B

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Sterbelinie (40 Jahre)BMU (2012)WWF (2009)UBA (2010)BMWi (2014) Ziel

Bild 6. Installierte Leistung und Auslastung von Gaskraftwerken: Historischer Verlauf und Entwicklung in den Szenarien bis 2050.

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Sterbelinie (30/40 Jahre)

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Bild 7. Historischer Verlauf und zukünftige Entwicklung nach den Szenarien bis 2050 der installierten Kraftwerksleistung in Deutschland.

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der Studien RWE(2012), BMU(2012), BMWi(2011) und ÜNB NEP (2014) und der Sterbelinie (inklusive Zubau) von 3 bis 13 GW für das Jahr 2020 bzw. 2024. Eine Aus-nahme stellt die BMWi(2014)-Studie dar mit nur 17 GW im Jahr 2020. Langfristig ist jedoch in allen Szenarien ein deutlicher Zubau an Gaskraftwerken notwendig. Die installierte Leistung in den WWF(2009)-Szenarien und in der BMWi(2011)-Studie liegt zwischen 17 und 20 GW. Dies ent-spricht einem notwendigen Zubau von 11 bis 13 GW im Vergleich zur Sterbelinie (WWF(2009) gibt einen Zubau von 9,7 bis 12,4 GW an). In den anderen Studi-en beträgt die installierte Leistung der Gaskraftwerke zwischen 34 und 49 GW, wodurch ein Zubau von 28 bis 42 GW im Vergleich zur Sterbelinie erforderlich wäre (RWE(2012) gibt einen Zubau von 34 GW an). Auffällig ist die hohe installierte Leis-tung in dem 100%-EE-Szenario von UBA (2010). Die Gaskraftwerke nutzen durch Power-to-Gas erzeugten Wasserstoff oder Erdgassubstitut und sind zum Teil als Re-servekraftwerke notwendig, um den Be-darf an gesicherter Leistung zu decken.

Die Auslastung von Gaskraftwerken ging in der Vergangenheit, nach einer hohen durch-schnittlichen Auslastung zwischen 2005 und 2011 mit bis zu 3.900 VLS, auf 2.300 VLS im Jahr 2014 zurück. Dies ist eine Folge der geringen CO2-Preise und der relativ zur Steinkohle gesehenen hohen Erdgaspreise. In den Szenarien liegt die durchschnittliche Auslastung für das Jahr 2020 zwischen 2200 und 3.300 VLS (mit Ausnahme RWE(2012) mit 5.300 VLS). Im weiteren Verlauf zeigt sich in unterschiedlichem Ausmaße ein Rückgang der Auslastung der Gaskraftwer-ke. In der BMWi(2011)-Studie stellen die Gaskraftwerke im Jahr 2050 nur noch rei-ne Reservekraftwerke dar. BMU(2012) und BMWi(2014) Trend zeigen eine deutlich hö-here Auslastung der Gaskraftwerke im Jahr 2050 mit 2.000 bis 2.200 VLS.

Gesamter Kraftwerkspark

Die installierte Bruttoleistung der kon-ventionellen Kraftwerke ging seit 1990 nur leicht zurück von 121 GW auf 99 GW im Jahr 2014 (B i l d 7 ). Viele Szenarien (BMWi2014, Agora2014, RWE2012) ge-hen im weiteren Verlauf ebenfalls von ei-nem moderaten Rückgang der installierten Leistung auf 59 bis 75 GW bis 2050 aus. Der Vergleich mit der Sterbelinie zeigt, dass zusätzlich zu den veröffentlichten Neubauprojekten der Bundesnetzagentur nach 2020 in diesen Studien ein weiterer Zubau an Kraftwerkskapazitäten notwen-dig ist. Bis 2050 ergibt sich eine Differenz zwischen diesen Szenarien und der Sterbe-linie (inkl. Zubau) von 37 bis 53 GW.

Ein stärkerer Rückgang der konventionel-len Kraftwerksleistung wird nur in den 100%-EE-Studien (UBA2010, SRU2011) und in den älteren Studien BMWi(2011) und WWF(2009) gesehen. Hierbei muss jedoch berücksichtigt werden, dass in BMWi(2011) und WWF(2009) von einem starken Rückgang des Bruttostromver-brauchs und hohen Stromimporten ausge-gangen wird.

Aufgrund des nur moderaten Rückgangs der konventionellen Kraftwerksleistung so-wie des geringen Jahresnutzungsgrads von Windenergie- und PV-Anlagen nimmt die installierte Gesamtleistung in Deutschland seit 2000 stark zu. Die installierte Brutto-leistung in Deutschland betrug zwischen 1990 und 2000 ungefähr 125 GW. Mit der Zunahme der installierten Leistung der er-neuerbaren Energien nach 2000 stieg die Gesamtleistung in Deutschland bis 2014 auf 195 GW an. Im weiteren Verlauf gehen viele Studien nur noch von einem mode-raten Anstieg der Kraftwerksleistung auf 206 bis 240 GW aus (BMU2012, SRU2011 1.a, RWE2012, BMWi2014). Im Gegensatz dazu ergibt sich in der BMWi(2011)-Stu-die, dem SRU(2011) 2.a-Szenario und der

WWF(2009)-Studie ein deutlich reduzier-ter Kraftwerkspark mit 107 bis 154 GW. Auf der anderen Seite gehen die Agora(2014)-Studie und die UBA(2010)-Studie von einem fortlaufenden Anstieg der Gesamt-leistung auf 360 GW (90 % EE-Anteil) und 309 GW (100 % EE-Anteil) bis 2050 aus. Als Folge ergibt sich eine sehr große Band-breite der installierten Gesamtleistung für 2050 zwischen 100 und 360 GW.

Auswirkungen auf die Stromgestehungskosten konventioneller Kraftwerke

Die Annahmen der Studien zur zukünfti-gen Entwicklung der Brennstoff- und CO2-Zertifikatspreise sowie die zurückgehende Auslastung führen zu steigenden Stromge-stehungskosten (Vollkosten) der konventi-onellen Kraftwerke. In B i l d 8 ist die Ent-wicklung der Stromgestehungskosten neu gebauter konventioneller Kraftwerke im Jahr 2014 und 2050 exemplarisch aufge-zeigt. Im Jahr 2014 konnte kein konventio-nelles Kraftwerk seine Vollkosten basierend auf dem durchschnittlichen Day-Ahead-Strompreis (Phelix-Day-Ahead) von 32,6 €/ MWh [21] decken. Die Vollkosten eines neuen Braunkohlekraftwerks (7.000 VLS) liegen bei 36 €/MWh. Steinkohlekraft-werke (4000 VLS) und Erdgaskraftwerke (2.300 VLS) weisen mit 59 €/MWh und 80 €/MWh deutlich höhere Stromgeste-hungskosten auf. Bis 2050 gehen alle Stu-dien von einer Zunahme der Brennstoff- und CO2-Zertifkatspreise aus. Basierend auf den Annahmen der Energiereferenz-prognose (BMWi2014) für 2050 (Umrech-nung auf Brennstoffpreise frei Kraftwerk) ergeben sich bei einer zurückgehenden Auslastung der Kraftwerke Stromgeste-hungskosten von 107 €/MWh für Braun-kohlekraftwerke (3.000 VLS), 147 €/MWh für Steinkohlekraftwerke (2.000 VLS) und 169 €/MWh für Gaskraftwerke. Der Ver-gleich mit den heutigen Stromgestehungs-kosten von Wind-Onshore- und PV-Anla-gen [22] zeigt deutlich, dass die konven-tionellen Kraftwerke langfristig höhere Vollkosten aufweisen werden als Wind- und PV-Anlagen, zumal bei diesen von weiter sinkenden Investitionskosten aus-gegangen wird. Auf der anderen Seite stel-len die konventionellen Kraftwerke einen wichtigen Baustein zur Gewährleistung der Versorgungs sicherheit dar. Langfristig ist daher davon auszugehen, dass die flexi-ble Leistungsbereitstellung der konventio-nellen Kraftwerke deutlich höher vergütet werden muss, als dies aktuell der Fall ist.

Zusammenfassung

Der zukünftige Kraftwerkspark in Deutsch-land wird maßgeblich vorgegeben durch den politisch gesteuerten Ausbau der er-neuerbaren Energien und die technische Sterbelinie des bestehenden Kraftwerks-parks. Zusätzlich zeigen die im Rahmen

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Bild 8. Stromgestehungskosten (Vollkosten) neuer konventioneller Kraftwerke für das Jahr 2014 und 2050 basierend auf den Annahmen aus Tabelle 2 (DKW: Dampfkraftwerk, BK: Braun-kohle, SK: Steinkohle, EG. Erdgas).

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dieser Metaanalyse untersuchten Studien einen Zubaubedarf an konventionellen Kraftwerkskapazitäten nach 2020 zur Si-cherstellung der Versorgung. Der Zubau erfolgt vorwiegend durch Gaskraftwerke. Bis 2050 kann im Vergleich mit der Sterbe-linie des bestehenden Kraftwerkparks ein Zubaubedarf von 0 bis 53 GW abgeleitet werden. Die große Bandbreite resultiert unter anderem aus unterschiedlichen Rah-menbedingungen hinsichtlich des Brutto-stromverbrauchs und des Importsaldos. Während einige Szenarien von einem star-ken Rückgang des Bruttostromverbrauchs gemäß den Zielen des Energiekonzepts von -25 % (ggü. 2008) bis 2050 ausgehen, se-hen andere Studien eine gleichbleibende Nachfrage. Zudem wird Deutschland in den meisten Szenarien zukünftig von ei-nem starken Exporteur von Strom zu einem starken Importeur, mit bis zu 134 TWh bis 2050. Dies resultiert aus einem Rückgang der Wettbewerbsfähigkeit des deutschen Kraftwerkparks im europäischen Vergleich sowie eines kostenoptimalen Ausbaus der erneuerbaren Energien in Europa. Als Fol-ge dessen tragen in den Studien zum Teil ausländische Kraftwerkskapazitäten maß-geblich zur Versorgung und zum Anteil der erneuerbaren Energien am Bruttostrom-verbrauch in Deutschland bei. Die Auslas-tung des konventionellen Kraftwerkparks in Deutschland geht in den Studien bis 2050 deutlich zurück auf durchschnittlich 2.000 bis 4.000 VLS für Braunkohle, 350-2700 VLS für Steinkohle und 0 bis 2.000 VLS für Gaskraftwerke. Die Aufgabe der konventionellen Kraftwerke wandelt sich hierbei von der Stromerzeugung hin zur flexiblen Leistungsbereitstellung. Dabei werden die konventionellen Kraftwerke oft verstärkt als Reservekraftwerke vor-gehalten, um in Ausnahmefällen ausrei-chend gesicherte Leistung bereitstellen

zu können. Aufgrund des Rückgangs der Auslastung sowie der Annahme steigender Brennstoff- und CO2-Zertifkatspreise wer-den die Stromgestehungskosten der kon-ventionellen Kraftwerke zukünftig über den Vollkosten von Wind- und PV-Anlagen liegen.

Literatur[ 1] Bundesministerium für Wirtschaft und

Technologie (BMWi), Bundesministerium für Umwelt Naturschutz und Reaktorsi-cherheit (BMU): Das Energiekonzept der Bundesregierung 2010 und die Energie-wende 2011: Energiekonzept für eine um-weltschonende, zuverlässige und bezahlbare Energieversorgung. 2011.

[ 2] Buttler, A.; Spliethoff, H.: Kampf der Stu-dien: Eine Metaanalyse der Ergebnisse ak-tueller Energiesystemstudien zum Bedarf an konventionellen Kraftwerken und Speichern im Kontext der Annahmen und der histori-schen Entwicklung. 2015.

[ 3] Kirchner, A.; Schlesinger, M.; Winmann, B.; Hofer, P.; Rits, V.; Wünsch, M. et al.: Modell Deutschland: Klimaschutz bis 2050: Vom Ziel her denken. 2009.

[ 4] Schlesinger, M.; Lindenberger, D.; Lutz, C.; Hofer, P.; Kemmler, A.; Kirchner, A. et al.: Energieszenarien für ein Energiekonzept der Bundesregierung. Für das Bundesmi-nisterium für Wirtschaft und Technologie; 2010.

[ 5] Schlesinger, M.; Lindenberger, D.; Lutz, C.: Energieszenarien 2011. Für das Bundes-ministerium für Wirtschaft und Technolo-gie. 2011.

[ 6] Klaus, T.; Vollmer, C.; Werner, K.; Leh-mann, H.; Müschen, K.: Energieziel 2050: 100 % Strom aus erneuerbaren Quellen. 2010.

[ 7] Sachverständigenrat für Umweltfragen (SRU): Wege zur 100 % erneuerbaren Stromversorgung: Sondergutachten. Berlin, Erich Schmidt; 2011.

[ 8] Nitsch, J.; Pregger, T.; Scholz, Y.; Naeg-ler, T.; Sterner, M.; Gerhardt, N. et al.:

Langfristszenarien und Strategien für den Ausbau der erneuerbaren Energien in Deutschland bei Berücksichtigung der Ent-wicklung in Europa und global. BMU – FKZ 03MAP146; 2012.

[ 9] Agricola, A.; Höflich, B.; Noster, R.; Peinl, H.; Philipp, R.; Völker, J.; Moser, A. et al.: Integration der erneuerbaren Energien in den deutsch-europäischen Strommarkt. 2012.

[10] Schlesinger, M.; Lindenberger, D.; Lutz, C.: Entwicklung der Energiemärkte – Ener-giereferenzprognose. Studie im Auftrag des Bundesministeriums für Wirtschaft und Technologie. 2014.

[11] Repenning, J.; Matthes, F.; Blank, R.; Emerle, L.; Döring, U.; Förster, H. et al.: Klimaschutzszenarien 2050. Studie im Auf-trag des Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz, Bau und Reaktorsicherheit, 2014.

[12] Fürstenwert, D.; Waldmann, L.; Sterner, M.; Thema, M.; Eckert, M.; Moser, A. et al.: Stromspeicher in der Energiewende: Un-tersuchung zum Bedarf an neuen Stromspei-chern in Deutschland für den Erzeugungs-ausgleich, Systemdienstleistungen und im Verteilnetz. 2014.

[13] Netzentwicklungsplan Strom 2014: Zweiter Entwurf der Übertragungsnetzbetreiber, 2014.

[14] Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Ener-gien (Erneuerbare-Energien-Gesetz – EEG 2014): EEG 2014. In: Bundesgesetzblatt Teil I, 2014.

[15] Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi): Datenübersicht Moni-toring der Energiewende. [20.01.2015], verfügbar unter: www.bmwi.de/BMWi/Redaktion/Binaer/datenuebersicht-fortschrittsbericht,property=blob,bereich=bmwi2012,sprache=de,rwb=true.xls.

[16] AG Energiebilanzen e.V.: Energieverbrauch in Deutschland im Jahr 2014. 2015.

[17] Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhr-kontrolle: Drittlandskohlepreis. [Novem-ber 16, 2015], verfügbar unter: http://www.bafa.de/bafa/de/energie/steinkoh-le/drittlandskohlepreis/.

[18] Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhr-kontrolle: Aufkommen und Export von Erd-gas sowie die Entwicklung der Grenzüber-gangspreise ab 1991. [16.11.2015], verfüg-bar unter: http://www.bafa.de/bafa/de/energie/erdgas/.

[19] Bundesnetzagentur: Veröffentlichung Zu- und Rückbau - Stand: 10.11.2015.

[20] Bundesnetzagentur: Kraftwerksliste – Stand 31.07.2015, verfügbar unter: http://www.bundesnetzagentur.de/.

[21] Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi): Energiedaten: Gesamt-ausgabe, 2015.

[22] Kost, C.; Mayer, J.N.; Thomsen, J.; Hart-mann, N.; Senkpiel, C.; Philipps, S. et al.: Stromgestehungskosten erneuerbare Ener-gien. 2013. l

Tab. 2. Übersicht der Annahmen für die Wirtschaftlichkeitsberechnung.

Annahmen SK DKW BK DKW EG GUD

Investkosten €/kWel 1.200 1.500 800

Fixe Betriebskosten €/kWel 38,6 34,6 19,7

Lebensdauer a 45 45 35

Wirkungsgrad 2014 % 44 42 58

Wirkungsgrad 2050 % 50 50 64

Brennstoffkosten 2014 €/GJ (Hu) 3,0 1,4 7,5

Brennstoffkosten 2050 €/GJ (Hu) 5,3 1,4 12,5

CO2-Kosten: 7,5 €/t (2014), 75 €/t (2050)Kalkulationszinssatz: 6 %

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