Die Bundesregierung treibt den Ausbau von Wind und Photovoltaik voran: Bis 2035 soll dazu der Strombedarf in Deutschland bilanziell aus erneuerbaren Stromquellen gedeckt werden. Das Beratungsinstitut Eventure geht in der neuen Studie "Zukunft des deutschen Strommarktes" allerdings davon aus, dass die hundertprozentige bilanzielle Deckung aus Erneuerbaren erst im Jahr 2040 erreicht wird.
Dazu haben die Berater eine Residuallastkurve für 2040 mit Annahmen zu Stromverbrauch, Erzeugungsstruktur und Flexibilitätspotenzialen modelliert. Dabei wurde der Bruttobedarf an flexibler Last, der sich aus einer bilanziell ausgeglichenen Erzeugung von Wind- und PV-Strom ergibt, berechnet und den unterschiedlichen Flexibilitätsoptionen gegenübergestellt. Aus der verbleibenden Defizitlast wurde dann der Bedarf an zusätzlich zu schaffender flexibler Erzeugung abgeleitet.
120 GW Defizit
Die wesentliche Erkenntnis: Die Erzeugung aus Wind und PV entspricht der geforderten Nachfrage beziehungsweise Last nicht. Es komme vielmehr zu Überschüssen und Defiziten. Die Höhe des leistungsseitigen Defizits sei mit brutto 120 GW bei einer Maximallast von 146 GW erheblich.
Das heißt: An 5000 Stunden im Jahr reicht die Erzeugung aus Wind und PV demnach nicht aus, um die Bedarfe zu decken. Dies entspreche einer fehlenden Erzeugungsmenge von 233 TWh.
Batterien leisten Beitrag
Das Beratungsinstitut schlussfolgert daher, dass trotz eines massiven Erneuerbaren-Ausbaus weiterhin flexible Kraftwerkskapazitäten in signifikantem Ausmaß erforderlich sind. Aus heutiger Sicht handele es sich dabei um wasserstoffbetriebene Gaskraftwerke oder Erdgas-Kraftwerke mit CO2-Abscheidung.
Auch nutzbare Flexibilitäten auf der Verbrauchsseite und Speicher, wie etwa Batterien, leisten demnach einen Beitrag, die Defizitstunden zu reduzieren. Sie helfen der Studie zufolge aber nicht, um die Spitze in der Defizitlast wesentlich zu reduzieren.
Strompreise bei 120 Euro pro MWh
Die flexiblen Kraftwerke hätten mit deutlich über 1800 Stunden signifikante Einsatzzeiten und liefen nicht nur in wenigen Stunden. "Die Finanzierung der flexiblen Kraftwerke in notwendigem Ausmaß von 75 GW ist unter der Annahme von knapp 400 Engpassstunden mit einem durchschnittlichen Preis von über 680 EUR/MWh gegeben", so die Studienautoren um Florian Haslauer und Martin Selter.
Die Strompreise können der Studie zufolge im Jahresdurchschnitt 2040 bei 120 EUR/MWh liegen, was in etwa dem Zweieinhalbfachen des Vorkrisenniveaus entspreche. Darüber hinaus sei davon auszugehen, dass 2040 12 bis 15 GW Kapazitäten an Gaskraftwerken – abhängig vom Ausbau der Stromnetze – notwendig seien, um die Netzstabilität aufrechtzuerhalten.
Kosten bei fast einer halben Billion
Für den Ausbau der Wind und PV-Kapazitäten rechnen die Berater mit Kosten in Höhe von etwa 430 Mrd. Euro. Der Aufbau der flexiblen Erzeugung schlage demnach mit etwa 70 Mrd. Euro zu Buche. Allein der Ausbau der Übertragungsnetze sei mit 200 Mrd. Euro zu veranschlagen, heißt es.
Der Energy-Only-Markt (EOM) auf Basis der Merit Order ist den Experten zufolge weiterhin sinnvoll, weil flexible Kraftwerkskapazitäten mit hohen Grenzkosten weiterhin einen signifikanten Teil der Preisbildung darstellten. Damit seien gleichzeitig die Investitionsanreize für erneuerbare Kapazitäten ohne Förderung gegeben.
Vergütung für Kapazitäten
Flexible Gaskraftwerke erwirtschafteten im EOM ihre Vollkosten, allerdings seien sie oft preissetzend und könnten somit nur in Engpasszeiten Deckungsbeiträge über die Grenzkosten hinaus erzielen. "Um daraus resultierende technologische, transformatorische und regulatorische Risiken abzufedern, schlagen wir eine Kapazitätskomponente in der Vergütung dieser Kraftwerke vor, die entsprechende Investitionen unterstützt", so die Studienautoren weiter. Eine Auktionierung der Kapazitäten würde demnach den EOM in der Preisbildung nicht beeinflussen. (jk)
