Dezentralität und zellulare Optimierung – Auswirkungen auf den Netzausbaubedarf

Das Konsortium aus Friedrich-Alexander-Universität Erlangen-Nürnberg, Energie Campus Nürnberg und Prognos untersuchte, wie sich veränderte Parameter auf die Integration Erneuerbarer Energien ins Gesamtstromnetz auswirken. Die veränderten Faktoren führten dazu, dass das Übertragungsnetz mit deutlich weniger Leitungen für die Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung (HGÜ) ausgebaut werden kann, als bisher im Netzentwicklungsplan vorgesehen. Darüber hinaus ermittelten die Studienautoren mögliche Kostenvorteile für deutsche Stromkunden bis zum Jahr 2035.

Die Forscher konzentrierten sich bei ihren Berechnungen auf die Parameter, die in der heutigen Netzentwicklungsplanung wenig beachtet werden. Dazu zählen:

• die räumliche Ansiedlung der Erneuerbaren Energien (EE),
• die Flexibilität von Verbrauchern,
• Verteilung der KWK-Anlagen und
• ein optimales Einspeisemanagement für die Erneuerbaren Energien.

Dazu verwendeten sie ein neues Berechnungsmodell. Dieses erlaubt erstmals eine integrierte Analyse von Netzausbauplanung, Stromerzeugung und zukünftigen Rahmenbedingungen am Strommarkt. Mit dem Modell wird beispielsweise die Frage beantwortet, ob es für die Kosten des Gesamtsystems günstiger ist, Windenergie ausschließlich im windreichen Norden Deutschlands auszubauen. Dort erzeugter Strom muss zwangsläufig über Leitungen in die südlichen Verbrauchszentren transportiert werden. Stattdessen zeigt das Modell, dass es durchaus Sinn macht, Anlagen verstärkt auch direkt an weniger ertragreichen Standorten in Süddeutschland zu bauen. Diese würden zwar weniger Strom erzeugen, jedoch könnten Kosten für den Netzausbau vermieden werden.

In den Untersuchungen wurden die verschiedenen Parameter variiert und sowohl in Einzelanalysen als auch in unterschiedlichen Kombinationen geprüft. Dies wurde unter zwei verschiedenen Strommarktbedingungen mit den Bezeichnungen „Marktgleichgewicht“ und „First Best“ getestet. Im „Marktgleichgewicht“ wurden die veränderten Rahmenbedingungen unter den heute gültigen Regeln einer einheitlichen Strompreiszone analysiert. Bei „First Best“ ging das Konsortium von regionalen Preiszonen in insgesamt 16 Marktgebieten aus.

Die Analysen zeigen, dass im Netzentwicklungsplan im heutigen Marktumfeld mit einer Preiszone bereits deutliches Verbesserungspotenzial besteht. Die Studie richtet sich dabei nicht per se gegen den Netzausbau, sondern rückt bisher weniger beachtete Optionen zur Integration der Erneuerbaren Energien in den Fokus.

Zur Langfassung (PDF, 103 Seiten)

Zur Kurzfassung (PDF, 10 Seiten)

Autorinnen und Autoren: 

Frank Peter (Prognos), Prof. Dr. Veronika Grimm (FAU) Prof. Dr. Gregor Zöttl (FAU), Hanno Falkenberg (Prognos), Marco Wünsch (Prognos) Mirjam Ambrosius (FAU) Bastian Rückel (FAU) Christian Sölch (FAU)