Ausbaustrategie unter erneuerbaren Vorzeichen

Management

Europa - Wie können die grünen Energien effizienter in die Netze integriert werden? Eine EU-Studie zeigt Entwicklungspfade für die europäische Strom- und Gasinfrastruktur bis 2050 auf. Dabei verhalten sich der Investitionsbedarf in transnationale Stromnetze und Gasnetze je nach dem Anteil der Erneuerbaren gegenläufig.

24. August 2011

>»Um bis 2050 möglichst viele erneuerbare Ressourcen integrieren zu können, ist es bereits heute notwendig, den Umbau der Energiesysteme einzuleiten und die sich ergebenden Infrastrukturanforderungen ins Kalkül zu nehmen«, so die Deutsche Energie-Agentur (dena). Mit diesem Thema beschäftigt sich seit 2008 das EU-Projekt SusPlan (Planning for Sustainability), an dem die dena beteiligt ist. Ziel ist die Entwicklung regionaler und europäischer Strategien und Vergleichsmaßstäbe für eine effizientere Integration Erneuerbarer in künftige Infrastrukturen. Erste Ergebnisse liegen vor.

Die länderübergreifende Studie ist im Auftrag der Europäischen Union entstanden. Die dena ist einer von 16 europäischen Projektpartnern aus 12 Ländern. Das Projekt wurde unter dem siebten Forschungsrahmenprogramm der europäischen Kommission initiiert und wird von der Generaldirektion Energie gefördert.

Wege Von grün bis rot

Die Studie zeigt den Bedarf nach transnationalem Infrastrukturausbau im Bereich Strom und Gas im Zeitraum 2030 bis 2050 auf. Dabei werden durch vier verschiedene Szenarien Zukunftsmöglichkeiten mit unterschiedlich starker Entwicklung der Erneuerbaren dargestellt.

Die vier Szenarien stehen in Abhängigkeit von technischem Fortschritt und von öffentlicher Meinung zu Energieeffizienz und Klimaschutz. Im grünen und gelben Szenario herrscht etwa ein hohes Maß an ökologischem Bewusstsein vor, dadurch ein reduzierter Energieverbrauch, ein hoher Anteil Erneuerbarer, geringe Betriebskosten für Strom und ein niedriger Bedarf an Gas.

Beim gelben Szenario ist allerdings der technologische Fortschritt begrenzt, es kommt nur zu graduellen Verbesserungen basierend auf gegenwärtigen Technologien. Der reduzierte Energieverbrauch wird stärker durch verändertes Verhalten der Verbraucher getragen, neue Erzeugung aus Erneuerbaren wird dominiert von dezentralen Strukturen wie Photovoltaik, es gibt wenig Ausbau an Offshore-Windparks.

Im grünen Szenario dagegen zeigen Staaten sowie auch Verbraucher ein hohes Bewusstsein für Klimaschutz. Der technologische Fortschritt ist weiter, da Forschung und Entwicklung über viele Jahre eine hohe Priorität eingeräumt wurde. Der Verbraucher ist zum Produzenten geworden, Smart Grids auf Verteilnetzebene vorhanden, Erneuerbare kommerziell verfügbar. Das ist das günstigste Ausganszenario für die Integration des Grünstroms ab 2030.

Mit dem Anstieg erneuerbarer Energien steigen allerdings die Kapitalkosten pro erzeugter MWh, so die Studie. Es sei aber zu erwarten, dass diese Kosten durch das Einsparen von CO2- und Brennstoffkosten mehr als kompensiert werden.

Im roten und blauen Szenario herrscht ein eher indifferentes ökologisches Bewusstsein vor, ein hoher Energieverbrauch, ein geringerer Anteil und Ausbau an erneuerbaren Energien, hohe Betriebskosten für Strom und ein hoher Bedarf an Gas.

Im blauen Szenario wird die Entwicklung des Energiesystems hauptsächlich von den Regierungen vorangetrieben, öffentliche Förderung in Forschung und Entwicklung führen ebenfalls zu technologischen Fortschritten. Investitionen in den Ausbau der Erneuerbaren werden hauptsächlich von Regierungen vorangetrieben. Daher haben wir im Vergleich zum gelben Szenario einen höheren Anteil an Offshore-Windparks.

Ausbau senkt Betriebskosten

Das rote und schlechteste Szenario erreicht die Europäischen 20-20-Ziele erst 2030. Hier wird der Ausbau der Erneuerbaren hauptsächlich von kommunaler Seite getragen, die technologischen Voraussetzungen sind ähnlich wie im gelben Szenario.

Die Studie betrachtet die Entwicklung in den vier Szenarien von 2030 bis 2050. So führt im blauen und grünen Szenario ein Ausbau der AC-Übertragungskapazitäten dazu, dass die anfänglichen Betriebskosten von 2030 bis 2050 absinken. Das gleiche gilt für die Strompreise, im grünen Fall sinken diese etwa von durchschnittlich rund 58€/MWh bis 2050 auf 39€/MWh.

Im gelben Szenario bleiben die Betriebskosten ungefähr auf dem gleichen Niveau, da CO2- und Brennstoffkosten niedrig, während Installationskosten für weitere Übertragungskapazitäten hoch sind.

Im roten Szenario steigen die Betriebskosten sogar, unter anderem wegen hoher Brennstoff- und CO2-Kosten. Auch steigen die Strompreise von durchschnittllich 107 auf 124€/MWh an. Es erfolgt im gelben und roten Szenario ein relativ geringer Zubau von rund 44.000 oder 45.000MW Übertragungskapazität.

Im besten – also im grünen – Fall ist nach den Ergebnissen der Studie bis 2050 in Europa eine Erhöhung des regenerativen Anteils an der Stromerzeugung auf rund 70% möglich. Dieses würde vor allem zu einem erheblichen Bedarf an neuer Strominfrastruktur führen, so ein Ergebnis. Um den zusätzlichen erneuerbaren Strom ins europäische Stromnetz zu integrieren, müsste es zwischen 2030 und 2050 auf eine Übertragungskapazität von rund 200.000MW ausgebaut werden.

Zudem unterstreicht die Studie die Notwendigkeit, die zukünftige europäische Strom- und Gasinfrastruktur zusammenhängend und vorausschauend zu planen. So ist ein Ergebnis, dass sich der Investitionsbedarf in transnationale Stromnetze und der Investitionsbedarf in transnationale Gasnetze gegenläufig verhalten.

Beispielsweise ist bei einem geringeren Anteil erneuerbarer Energien, wie im roten Szenario der Fall, der Bedarf nach Strominfrastrukturausbau geringer. Im Erzeugungsmix spielt dabei Gas eine größere Rolle. Dies führt zu einem höheren Ausbaube-darf der Gasinfrastruktur.

Gasimportanteil bis 96 Prozent

Hingegen fallen bei einem höheren Anteil der erneuerbaren Energien, wie etwa in der grünen Variante, die geografische Verteilung von Angebot und Nachfrage im Strombereich weiter auseinander. Dies begründet einen steigenden Bedarf an transnationalen Stromnetzen. Der Erzeugungsmix und eine geringere Energienachfrage führen im gleichen Fall zu einem geringeren Ausbaubedarf der Gasnetze.

In allen vier Szenarien bleibt die Abhängigkeit von Gasimporten hoch, so die Studie. Nach den Ergebnissen kann ein Anstieg der Erneuerbaren und der Energieeffizienz zu einer signifikanten Verringerung der Gasimporte auf im günstigsten Fall bis zu 290Mio.m3 führen. Die Gasinfrastruktur wird immer wichtiger für Importe, da die EU-eigenen Reserven abnehmen.

Die eigene Gasproduktion sinkt danach von 85Mrd.m3/a im Jahr 2030 bis auf rund 30Mrd.m3/a im Jahr 2050 ab. Die Importabhängigkeit von Gas in der EU im Jahr 2050 liegt in den Szenarien zwischen 91% im grünen, 96% im roten Fall. Der Invest in die Infrastrukuren lässt sich unterteilen in LNG-Terminals, Pipelines innerhalb der EU und Pipelines, die Gas zu den Grenzen der EU transportieren. Die Entwicklung der Gasinfrastruktur wird laut Studie insbesondere in den Transitregionen Italien, Spanien, Türkei und dem Balkan erheblich an Bedeutung gewinnen.

Um den Herausforderungen zu begegnen, müssten geeignete Rahmenbedingungen für kritische Energieübertragungskorridore geschaffen und die Anforderungen an die Infrastruktur sichergestellt werden, so die dena. »Eine koordinierte Entwicklung von Strom- und Gasinfrastruktur in Europa muss langfristig gewährleistet werden. Dafür sind aufeinander abgestimmte Richtlinien für die Entwicklung von Energieinfrastruktur und Energieeffizienz essenziell.«

Eine wichtige Rolle für die künftige Entwicklung der Infrastrukturen spielen dabei auch EU-weite Regelungen zum Klimaschutz und das Einbinden der Bürger: »Es sollte gewährleistet werden, dass langfristige Nachhaltigkeitsziele mit ausreichenden Anreizen zur Reduktion von CO2-Emissionen verbunden werden«, stellt die dena fest.Auch die Akzeptanz in der Öffentlichkeit für Energiepolitik und Energie-Infrastruktur-Ausbau sei zu berücksichtigen. »Die Öffentlichkeit muss frühzeitig in Planungsprozesse einbezogen werden.«

Nur fünf Prozent

Wenig Investitionsanreize für deutsches Netz

Für die Energiewende ist Invest in die Netze nötig. »Die Regulierung hat bisher wenig Investitionsanreize gesetzt und einen Fokus auf Kostensenkungen gelegt«, so BDEW-Chefin Hildegard Müller. Der Nominalzinssatz für Neuanlagen liegt bei 9,29%. »Durch die Anreizregulierung kommen aufgrund des Zeitverzugs beim Netzbetreiber derzeit aber nur vier bis fünf Prozent an.« Laut BDEW-Studie müsste für Investanreize im Gasbereich der Eigenkapitalzins bei 11,6% liegen.

Erschienen in Ausgabe: 07/2011