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2022 | OriginalPaper | Chapter

1. Das deutsche Stromsystem vor dem Hintergrund der Energiewende

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Zusammenfassung

Um den Stromspeicherbedarf im Zuge der Energiewende in Deutschland beurteilen zu können, sind Kenntnisse zum bestehenden Stromsystem erforderlich – insbesondere bezüglich des Ausbaus erneuerbarer Energien, der Stromnetze, hinsichtlich der Strommärkte und den hierbei vorherrschenden Preisbildungsmechanismen. Entsprechende Grundlagen werden in diesem Kapitel dargelegt. Durch eine vereinfachte Hochrechnung werden die zukünftigen Einspeiseleistungen der dargebotsabhängigen Stromerzeugung im Verhältnis zum historischen Strombedarfsprofil für verschiedene erneuerbare Ausbaugrad gezeigt. Des Weiteren wird das Lernkurven- bzw. Erfahrungskurven-Konzept beschrieben und anhand der Preisentwicklung von Stromerzeugungstechnologien verdeutlicht. Zudem wird die übliche Methodik zur Ermittlung der Stromgestehungskosten (engl.: der Levelized Cost of Electricity, LCOE) vorgestellt und auf deren Einschränkungen eingegangen.
Footnotes
1
Bundesregierung Deutschland 2010.
 
2
Gemäß EU-Richtlinie 2009/28/EG, aktualisiert durch die Richtlinie (EU) 2015/1513.
 
3
Gemäß Verordnung (EU) Nr. 443/2009.
 
4
Siehe Zapf et al. 2021 bzgl. Regelungen im Verkehrssektor.
 
5
Desertec: Konzept zur Erzeugung von Ökostrom an energiereichen Standorten der Welt.
 
6
Siehe Zapf 2022 bzgl. der weltweiten Potentiale erneuerbarer Energien.
 
7
Siehe Zapf et al. 2021 bzgl. nachhaltiges technisches Gesamtpotential für erneuerbare Brenn- bzw. Kraftstoffe.
 
8
Siehe Zapf 2022 für weitere Erläuterungen zum technologischen Wandel.
 
9
In der Literatur wird für Erfahrungskurven manchmal auch der Begriff Erfahrungsrate verwendet.
 
10
Siehe Zapf 2022 bzgl. der Berechnung von Lernraten.
 
11
Bspw. staatliche Investitionen in F&E, Schutz des geistigen Eigentums oder Technologie-Roadmaps.
 
12
Bspw. öffentlich finanzierte Demonstrationsprojekte oder Subventionen.
 
13
Gesamter Abschn. 1.1.3.1 basiert auf folgenden Quellen: Pieper 2003; Wene 2000; Samadi 2018; Möst et al. 2021; Schmidt et al. 2017; Zapf 2022.
 
14
Siehe Zapf 2022 bzgl. S-Kurven-Ansatz.
 
15
Samadi 2018; Möst et al. 2021.
 
16
Roser 2020.
 
17
Samadi 2018.
 
18
Bspw. technologische Verbesserungen im Windturbinendesign, die höhere Volllaststunden ermöglichen (Schwachwindanlagen).
 
19
Pieper 2003; Samadi 2018.
 
20
Ein wesentlicher Kostenbestandteil der Stromgestehungskosten von Kraftwerken, die fossile Energieträger nutzen, bilden die fossilen Kraftstoffpreise.
 
21
Roser 2020.
 
22
Roser 2020.
 
23
Siehe Zapf et al. 2021 bzgl. Innovationsvorleistung unterschiedlicher Erneuerbare-Energien-Technologien.
 
24
Siehe Zapf et al. 2021 bzgl. der möglichen Reduktion der EEG-Umlage, soweit Innovationsvorleistungen von EEG-Technologien nicht auf alle Endkunden umgelegt, sondern anderweitig finanziert werden.
 
25
Der aktuelle Strommix unterschiedlicher Länder findet sich beispielsweise unter: https://​ourworldindata.​org/​electricity-mix.
 
26
Quaschning 2019, S. 17; Sterner & Stadler 2017, S. 62.
 
27
Quaschning 2019, S. 17.
 
28
Siehe Sterner & Stadler 2017 bzgl. Anteile globaler Primärenergie 2014 nach der Substitutionsmethode, die eine Alternative zur gängigen Wirkungsgradmethode darstellt.
 
29
BMWi 2015c.
 
30
Sterner und Stadler 2017, S. 56.
 
31
BMWi 2021.
 
32
Agora Energiewende 2016.
 
33
Bundesnetzagentur 2015a.
 
34
BMWi 2015c.
 
35
Gemäß Zapf et al. 2021 sind zusätzliche Verbraucher solche Energieverbraucher, die im heutigen Stromsystem noch nicht vorhanden sind, jedoch zukünftig durch eine Sektorkopplung zu einem zusätzlichen Strombedarf führen.
 
36
Netz- und Speicherverluste, Eigenverbrauch der Kraftwerke sowie Stromverbrauch der Mineralölwirtschaft und des Kohlebergbaus.
 
37
Siehe Tab. 1.15 (Abschn. 1.3.7).
 
38
Analog zur BMU-Leitstudie, dargelegt im Abschn. 1.2.4.
 
39
BMWi 2015c.
 
40
Siehe Abschn. 2.​8.​1 bzgl. Ausgleichseffekt.
 
41
Bspw. durch Einspeisung von aufbereitetem Biogas (Biomethan) in das Erdgasnetz inkl. Erdgasspeicher.
 
42
E-Bridge Consulting GmbH 2014, siehe Abschn. 1.3.2.2.
 
43
Gemäß § 13 Abs. 2 EnWG.
 
44
Siehe Abschn. 1.3.5.5 bzgl. Umfang der Systemdienstleistungen der Jahre 2013 bis 2015.
 
45
38,33 GW an Windkraft- und 38,24 GW an Photovoltaikanlagen.
 
46
E-Bridge Consulting GmbH 2014, S. 13–14.
 
47
Fraunhofer ISI 2014, S. 1–2.
 
48
Tennet TSO GmbH et al. 2012.
 
49
Fraunhofer ISI 2014, S. 16.
 
50
Bezogen auf die Leitungskilometer; Übertragungsnetz: 35.000 km (2012), 39.687 km (2022), Ausbau von 2800 + 1887 = 4687 km (11,8 %) – 0,27 % von insgesamt 1,75 Mio. Leitungskilometern.
 
51
Bundesnetzagentur 2016a.
 
52
TenneT TSO GmbH et al. 2013b.
 
53
BMWi 2015e.
 
54
Gemäß § 11 Abs. 1 EnWG i. V. m. § 12 Abs. 1 EEG 2014.
 
55
HWWI, HSH Nordbank & DICE 2014, S. 17.
 
56
dena 2012.
 
57
Erneuerbare-Energien-Anteil: 62 % an der Bruttostromnachfrage im Jahr 2030.
 
58
Erneuerbare-Energien-Anteil: 82 % an der Bruttostromnachfrage im Jahr 2030.
 
59
Fraunhofer ISI 2014, S. 27.
 
60
dena 2012, S. 9.
 
61
165.885 km Kabel und 62.396 MVA Transformatorkapazität bis zum Jahr 2032.
 
62
E-Bridge Consulting GmbH 2014, S. IV.
 
63
E-Bridge Consulting GmbH 2014, S. V.
 
64
E-Bridge Consulting GmbH 2014, S. VII–IX.
 
65
E-Bridge Consulting GmbH 2014, S. XII.
 
66
E-Bridge Consulting GmbH 2014, S. 32.
 
67
FGH 2012, S. 5.
 
68
Energie-Forschungszentrum Niedersachsen 2013, S. 6.
 
69
Bundesnetzagentur 2015a, S. 70–73.
 
70
dena 2014b, S. 13.
 
71
dena 2014b, S. 15–16.
 
72
Energie-Forschungszentrum Niedersachsen 2013, S. 201-2.
 
73
dena 2014b, S. 9–10.
 
74
Siehe Abschn. 1.5.5 bzgl. Merit Order.
 
75
dena 2014a, S. 30.
 
76
Next Kraftwerke GmbH o.J.
 
77
dena 2014b.
 
78
BMWi 2014a, S. 70–71.
 
79
dena 2014b, S. 16.
 
80
Energie-Forschungszentrum Niedersachsen 2013, S. 202.
 
81
Bundesnetzagentur 2016c.
 
82
Definition für den Redispatch 1.0 gemäß Bundesnetzagentur; siehe Klobasa et al. 2018 bzgl. umfangreiche Betrachtung des Redispatch-Begriffs im deutschen Recht.
 
83
Gemäß § 14 EEG 2014.
 
84
Gemäß § 15 Abs. 1 EEG 2014.
 
85
Next Kraftwerke GmbH.
 
86
Bundesnetzagentur 2015a, S. 122.
 
87
Haucap et al. 2019.
 
88
BMWi 2014b, S. 11.
 
89
TransnetBW GmbH 2016.
 
90
TenneT TSO GmbH et al. 2013a, S. 5.
 
91
TenneT TSO GmbH et al. 2013a, 2014a.
 
92
Bundesnetzagentur 2015a.
 
93
Swissgrid AG o.J. S. 1–2.
 
94
Bundesnetzagentur 2015a.
 
95
Agora Energiewende 2016; Bundesnetzagentur 2015a, S. 163; Bundesnetzagentur 2022, S. 251; aktuelle Preis- und Marktdaten finden sich unter: www.​smard.​de.
 
96
Bundesnetzagentur 2015a.
 
97
Siehe Abschn. 1.5.5 bzgl. Deckungsbeitrag.
 
98
BMWi 2014b, S. 5–12.
 
99
neon 2014.
 
100
Aktuelle Marktdaten finden sich unter: www.​smard.​de.
 
101
Gemäß § 78 EEG 2014.
 
102
Umweltbundesamt 2014a.
 
103
Abrechnungspreis, der börsentäglich für jeden einzelnen kontinuierlich oder als Trade Registration gehandelten Kontrakt festgelegt wird.
 
104
E-Control 2015.
 
105
Gemäß § 79a EEG 2017.
 
106
BDEW 2015d.
 
107
75 % der maximal anfallenden Stromsteuer von 2,05 ct/kWh.
 
108
Mittelspannungsseitige Versorgung: Abnahme 100 kW (1600 h) bis 4000 kW (5000 h).
 
109
BDEW 2015d, S. 20.
 
110
BMWi 2014a, S. 34.
 
111
BDEW 2015e, S. 32.
 
112
U. a. für die Elektrolyse.
 
113
BMWi 2014a, S. 35.
 
114
BMWi 2015a.
 
115
BMWi 2015d, S. 2–3.
 
116
BMWi 2015d, S. 4–5.
 
117
Siehe Fraunhofer ISE 2018, S. 32 bzgl. Stromgestehungskosten nach der Annuitätenmethode.
 
118
Fraunhofer ISE 2018, S. 31–32.
 
119
Hirth et al. 2016.
 
120
Eine unterschiedliche Wertigkeit der produzierte Strommenge je nach Produktionszeitpunkt wird nicht berücksichtigt.
 
121
Fraunhofer ISE 2018, S. 31.
 
122
Hirth et al. 2016; Zapf 2022.
 
123
AEE 2014b, S. 2.
 
124
Ablesewerte mit eingeschränkter Genauigkeit; Hinsichtlich Photovoltaikanlagen wird an dieser Stelle die Eurolectric-Studie von 2010 aufgrund vergleichsweise enorm hoher Werte nicht berücksichtigt.
 
125
Zapf 2022.
 
126
Agora Energiewende 2016.
 
127
FÖS 2012.
 
128
Umweltbundesamt Österreich 2015.
 
129
Siehe Umweltbundesamt (2012a); FÖS (2012) bzgl. Angaben.
 
130
European Comission 2014, S. 49–50.
 
131
arrhenius Institut für Energie- und Klimapolitik 2009, S. 8–9.
 
132
arrhenius Institut für Energie- und Klimapolitik 2009, S. 18.
 
133
Siehe Abschn. 1.1.3 bzgl. Kosten der Windenergie.
 
134
Gemäß § 20 Abs. 1 Nr. 1 EEG 2014.
 
135
Gemäß § 20 Abs. 1 Nr. 2 EEG 2014.
 
136
Bundesnetzagentur 2022.
 
Literature
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Metadata
Title
Das deutsche Stromsystem vor dem Hintergrund der Energiewende
Author
Martin Zapf
Copyright Year
2022
DOI
https://doi.org/10.1007/978-3-658-37129-6_1