Modellstruktur
Die Abbildung der Modellstruktur auf der linken Seite zeigt zunächst, dass die Ergebnisse von einer Fülle von Eingangsdaten und damit auch von Annahmen hinsichtlich der zukünftigen Entwicklung von externen Parametern abhängen.
Im Folgenden werden daher wichtige Eingangsdaten vorgestellt, die wesentlichen Einfluss auf die Ergebnisse haben:
- Rohstoffpreise
- Stromnachfrage
- Stromtransportnetz
- Kraftwerkspark
- Kraftwerksparameter
| Rohstoffe | Einheit | 2012 | 2015 | 2020 | 2025 | 2030 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Abfall | [€ 2012 /MWh th ] | 23,83 | 14,84 | 17,55 | 17,92 | 18,52 |
| Braunkohle | [€ 2012 /MWh th ] | 1,50 | 1,50 | 1,50 | 1,50 | 1,50 |
| Erdgas | [€ 2012 /MWh th ] | 25,28 | 20,38 | 20,69 | 20,86 | 21,38 |
| Rohöl | [€ 2012 /MWh th ] | 55,25 | 31,21 | 40,87 | 41,96 | 43,76 |
| Steinkohle | [€ 2012 /MWh th ] | 13,30 | 8,87 | 9,73 | 10,00 | 10,09 |
| Uran | [€ 2012 /MWh th ] | 2,50 | 2,50 | 2,50 | 2,50 | 2,50 |
| Emissionszertifikate | [€ 2012 /t] | 7,37 | 6,77 | 7,63 | 9,81 | 12,6 |
Die Rohstoffpreise haben wesentlichen Einfluss auf die Szenarioergebnisse. In der Tabelle ist die Entwicklung der Rohstoffpreise und der Preise für Kohlendioxid-Emissionszertifikate inflationsbereinigt mit der Basis 2012 dargestellt. Die Rohstoffpreise sind jeweils auf den thermischen Energiegehalt bezogen, die Emissionszertifikate auf die emittierte Kohlenstoffdioxidmenge.
Die Preiszeitreihen stammen aus dem ersten Quartal 2015. Nach 2020 sind die Preise mit Wachstumsraten aus dem World Energy Outlook (New Policy Scenario) fortgeschrieben.
| Land [TWh/a] | 2012 | 2015 | 2020 | 2025 | 2030 |
|---|---|---|---|---|---|
| Belgien | 84,9 | 84,6 | 84,4 | 85,5 | 85,8 |
| Dänemark | 21,5 | 21,6 | 22,3 | 23,0 | 23,4 |
| Deutschland | 551,7 | 551,7 | 551,7 | 551,7 | 551,7 |
| Frankreich | 512,5 | 514,4 | 500,7 | 461,1 | 412,3 |
| Luxemburg | 6,3 | 6,3 | 6,3 | 6,3 | 6,2 |
| Niederlande | 114,1 | 117,4 | 123,8 | 126,4 | 129,5 |
| Österreich | 80,8 | 82,8 | 84,4 | 87,1 | 87,7 |
| Polen | 145,3 | 152,1 | 165,6 | 179,7 | 190,1 |
| Schweden | 147,9 | 147,6 | 143,4 | 141,5 | 132,2 |
| Schweiz | 85,9 | 85,9 | 92,4 | 99,4 | 104,4 |
| Tschechische Rep. | 71,1 | 74,0 | 78,6 | 85,2 | 85,7 |
Die Stromnachfrage ist im Modellansatz fest vorgegeben. Für Deutschland wird eine konstante Stromnachfrage entsprechend dem Szenariorahmen des Netzentwicklungsplans angenommen.
Die Stromnachfrage in den umliegenden Ländern entwickelt sich entsprechend des ESA²-Referenzdatensatz.
Abgebildetes Transportnetz
Das Stromtransportnetz wird im Modellansatz lediglich zwischen Deutschland und seinen benachbarten Ländern berücksichtigt (NTC-Modellansatz). Das innerdeutsche Stromnetz wird hingegen nicht berücksichtigt.
Die Entwicklung der durchschnittlichen Transportkapazitäten zwischen Deutschland und den Nachbarländern ist in den nachfolgenden Tabellen dargestellt.
Importkapazitäten nach Deutschland
| Land [MW/h] | 2012 | 2020 | 2030 |
|---|---|---|---|
| Summe | 22.880 | 27.180 | 35.780 |
| Belgien | 0 | 1.000 | 2.000 |
| Dänemark | 1.495 | 2.895 | 3.995 |
| Frankreich | 2.607 | 2.607 | 4.107 |
| Luxemburg | 1.600 | 1.600 | 1.600 |
| Niederlande | 2.279 | 3.679 | 3.679 |
| Österreich | 13.000 | 13.000 | 13.000 |
| Polen | 26 | 276 | 1.026 |
| Schweden | 377 | 377 | 977 |
| Schweiz | 600 | 850 | 1.100 |
| Tschech. Rep. | 896 | 896 | 4.296 |
Exportkapazitäten von Deutschland
| Land [MW/h] | 2012 | 2020 | 2030 |
|---|---|---|---|
| Summe | 27.146 | 31.666 | 37.766 |
| Belgien | 0 | 1.000 | 2.000 |
| Dänemark | 1.355 | 2.475 | 3.575 |
| Frankreich | 1.800 | 1.800 | 3.300 |
| Luxemburg | 1.600 | 1.600 | 1.600 |
| Niederlande | 2.317 | 3.717 | 3.717 |
| Österreich | 13.000 | 13.000 | 13.000 |
| Polen | 1.317 | 2.067 | 2.317 |
| Schweden | 457 | 457 | 1.057 |
| Schweiz | 1.300 | 1.550 | 1.800 |
| Tschech. Rep. | 4.000 | 4.000 | 5.400 |
Die Entwicklung der Kapazitäten basiert auf den Angaben zu den Projects of Common European Interests. Für Österreich wird entsprechend der österreichischen Nachfragespitze ein fester Wert von 13.000 MW angenommen, da Österreich und Deutschland ein gemeinsames Marktgebiet bilden.
Konventionelle Kraftwerke
Für bestehende Kraftwerke wird angenommen, dass diese fünf Jahre nach Erreichen der technischen Lebensdauer außer Betrieb gehen. Davon ausgenommen sind lediglich Pumpspeicher (PSP).
Zudem wird angenommen, dass alle in Bau befindlichen Projekte realisiert werden und Kernkraftwerke entsprechend den Vorgaben des Atomgesetzes vom Netz gehen (mit Ausnahme des Konventionellen Szenarios D).
Die Entwicklung der Kraftwerkskapazitäten in den Nachbarländern wird entsprechend dem ESA²-Referenzdatensatz angenommen.
Erneuerbare Energien
Bei Erneuerbaren Energie Anlagen wird angenommen, dass diese nach 20 Jahren Betrieb aus dem Markt gehen (Ende der Förderdauer des EEG).
Die Kraftwerksentwicklung nach 2020 ist dann abhängig von den jeweiligen Szenariowelten.
Die Entwicklung der Kraftwerkskapazitäten in den Nachbarländern wird entsprechend dem ESA²-Referenzdatensatz angenommen.
Konventionelle Kraftwerke
Allgemeine Parameter
| Technologie | Fixkosten [€2012/MWel/a] | Variable Kosten [€2012/MWhel] | Lebensdauer [a] | Laständerungskosten [€2012/MWel] | Rohstoffverbrauch Lasterhöhung [MWth/MWhel] |
|---|---|---|---|---|---|
| Abfall | 25.756 | 3,4 | 40 | 3,3 | 3,1 |
| Braunkohle | 30.907 | 4,0 | 40 | 10,0 | 3,1 |
| Erdgas-DT | 15.453 | 1,7 | 25 | 10,0 | 2,0 |
| Erdgas-GT | 15.453 | 1,7 | 25 | 5,0 | 0,6 |
| Erdgas-GuD | 20.605 | 2,3 | 25 | 10,0 | 2,0 |
| Erdöl-DT | 6.181 | 1,7 | 25 | 10,0 | 2,0 |
| Erdöl-GT | 6.181 | 1,7 | 25 | 5,0 | 0,6 |
| Kernenergie | 12.363 | 4,8 | 60 | 1,7 | 8,4 |
| PSP | 20.605 | - | - | 0,0 | 0,0 |
| Steinkohle | 25.756 | 3,4 | 40 | 3,3 | 3,1 |
GT=Gasturbine/DT=Dampfturbine/GuD=Gas-und Dampfkraftwerk/PSP=Pumpspeicher
Um die Inflexibilität von Kraftwerkskapazitäten im Modell abzubilden, sind Laständerungskosten für die konventionellen Kraftwerke hinterlegt. Da Laständerungskosten bereits variable Kostenbestandteile berücksichtigen, fallen die variablen Kosten etwas geringer aus als in vergleichbaren Szenariostudien.
Reserveleistung ist im Modell zudem in Anlehnung an Hirth (2013) berücksichtigt.
Zubau-Optionen
Reine Erzeugungskapazitäten:
| Technologie | Nettowirkungsgrad 2020 [%] | Nettowirkungsgrad 2025 [%] | Nettowirkungsgrad 2030 [%] | Investitionen 2020-2030 [€2012/MWel] |
|---|---|---|---|---|
| Braunkohle | 44% | 44% | 45% | 1.560.600 |
| Erdgas-GT | 39% | 39% | 39% | 416.160 |
| Erdgas-GuD | 60% | 60% | 61% | 832.320 |
| Erdöl-GT | 39% | 39% | 39% | 416.160 |
| Steinkohle | 46% | 46% | 46% | 1.352.520 |
Die Zubauoptionen zwischen 2020-2030 sind nach reinen Erzeugungseinheiten und Speichern getrennt. Die Parameter der Zubauoptionen basieren im Wesentlichen auf der DIW Datadocumentation 68.
Sowohl für konventionelle Kraftwerke als auch für Speicher wird ein gewichteter realer Investitionszinssatz in Höhe von 7,5% angenommen.
Speicher:
| Kraftwerkstechnologie | PSP 2020-2030 | Batterie 2020 | Batterie 2025 | Batterie 2030 |
|---|---|---|---|---|
| Wirkungsgrad [%] | 75% | 73% | 76% | 78% |
| Spezifische Investitionen [€ 2012 /MWel] | 2.080.800 | 750.000 | 525.000 | 300.000 |
| Jährliche Fixkosten [€ 2012 /MWel] | 20.808 | 14.000 | 14.000 | 14.000 |
| Lebensdauer [Jahre] | 55 | 14 | 14 | 14 |
| Relation Volumen zu Einspeicherleistung [%] | 400% | 400% | 400% | 400% |
| Relation Ausspeicher- zu Einspeicherleistung [%] | 100% | 100% | 100% | 100% |
Erneuerbare Energien
| Technologie [€2012/MWhel] | 2015 | 2020 | 2025 | 2030 |
|---|---|---|---|---|
| Biomasse | 152 | 123 | 109 | 108 |
| PV | 109 | 74 | 73 | 69 |
| Wind Offshore | 108 | 97 | 87 | 79 |
| Wind Onshore | 74 | 74 | 73 | 69 |
Der angenommene Kostendatensatz für Erneuerbare Energien basiert auf eigenen Recherchen. Dazu wurde die EEG-Kostendegression mit verschiedenen Kostenstudien für Erneuerbare-Energie-Anlagen verglichen.