Die Folgen hoher Einspeisung von Windenergie für ein zukünftiges deutsches Stromversorgungssystem

Marcel Krämer, bremer energie institut

Zusammenfassung

Der Zubau von Windkraftanlagen hat in den letzten Jahren stark zugenommen und es werden weitere hohe Zuwächse prognostiziert. Um die gesamtwirtschaftlichen Stromerzeugungskosten mit diesem fluktuierenden Erzeuger möglichst niedrig zu halten, bedarf es Optimierungsuntersuchungen. Mit WEsER wird ein technologieorientiertes Energiesystemmodell vorgestellt, mit dessen Hilfe eine für die absehbaren Entwicklungen ökonomisch optimale Stromerzeugungsstruktur angegeben werden kann. Modellergebnisse zeigen, dass auch die Einbindung großer Mengen an Stromerzeugung aus Windenergie ohne Steigerung der Erzeugungskosten möglich ist, unter Voraussetzung der Erreichung der gesetzten Klimaschutzziele.

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Neue Herausforderungen im Stromerzeugungssektor

Abb. 1: Bisherige Entwicklung und Prognose der installierten Leistung an WKA.[1]

Durch die eindrucksvolle Entwicklung der Installationszahlen von Windkraftanlagen (WKA) sind mittlerweile Größenordnungen erreicht, die Einfluss auf Betrieb des konventionellen Kraftwerksparks ausüben und dessen zukünftige Struktur beeinflussen. Heute sind bereits über 10 GW Nennleistung in Deutschland installiert, bis 2010 wird von einer Verdopplung, bis 2020 sogar mit einer Vervierfachung dieses Wertes gerechnet (vgl. Abb. 1). Die Windenergienutzung wird vor allem wegen ihres
(CO₂-)emissionsfreien Betriebes befürwortet. Sie soll einen wesentlichen Beitrag zur Erreichung der deutschen Klimaschutzziele (Kyoto) leisten. Die Bundesregierung hat sich darüber hinaus zum Ziel gesetzt, den Anteil erneuerbarer Energien am Primärenergiebedarf bis zum Jahr 2010 auf 12 % zu verdoppeln – die Windenergienutzung soll dabei eine bedeutende Rolle spielen.[2] Für 2020 empfiehlt die Enquete-Kommission die Reduktion der CO₂-Emissionen um 40 % im Vergleich zum Jahr 1990.[3]

Eine weitere bedeutende Entwicklung im Stromerzeugungssektor ist die durch den sog. Atomkonsens beschlossene langfristige Außerbetriebnahme der deutschen Atomkraftwerke. Dies wie auch der durch üblichen lebensdauerbedingten Wegfall von Erzeugungskapazität führt dazu, dass schon bald Entscheidungen über den Zubau neuer Kraftwerksleistung ansteht. Während derzeit noch eine Gesamtkapazität von gut 118 GW zur Verfügung steht, wird bereits 2010 ohne Zubau eine Versorgungslücke von gut 15 GW entstehen in 2020 sogar über 50 GW (Abb. 2).

Abb. 2: Entwicklung der installierten konventionellen Kraftwerksleistung in Deutschland bis 2050.[4]

Es ist unstrittig, dass trotz liberalisiertem Strommarkt und „Einkaufsmöglichkeiten an europäischen Strombörsen“ (konventionelle) Kraftwerke im Inland neu gebaut werden müssen. Die vorhandenen Übertragungskapazitäten in die Nachbarländer reichen bei weitem nicht, um den entstehenden Bedarf kompensieren zu können und sind ohnedies an vertragliche Verpflichtungen gebunden.

Aufgrund der langjährigen Genehmigungs-, Planungs- und Errichtungsdauern für Kraftwerke bei gleichzeitigen Betriebsdauern von einigen Jahrzehnten werden die Grundlagen eines zukünftigen Stromerzeugungssystems bereits in den kommenden Jahren gelegt. Für eine Struktur, die nicht nur heute, sondern auch in 20 Jahren unter Kostengesichtspunkten effizient arbeitet, kommt es deshalb entscheidend auf die Berücksichtigung der dargestellten Entwicklung der Windenergienutzung an.

Verringerte Planbarkeit

Der wesentliche Unterschied der Stromerzeugung aus Windenergie gegenüber der bisherigen konventionellen Methode, die auf fossilen Energieträgern basiert, ist die weitgehende Unplanbarkeit der Erzeugung – Strom fällt dann an, wenn Wind weht und nicht dann, wenn die Nachfrage besonders hoch ist. Eine Möglichkeit dieser Unwägbarkeit zu begegnen ist die Nutzung von Vorhersage-Systemen wie dem an der Universität Oldenburg entwickelten Tool PREVIENTO. Dieser Ansatz ermöglicht die Einbindung des durch WKA erzeugten Stroms in die Fahrpläne der konventionellen Kraftwerke. Die Grenzen dieser Vorgehensweise liegen aber im Umfang der auszugleichenden Schwankungen und vielmehr noch in der begrenzten, mit wachsender WKA-Leistung sich – absolut betrachtet – verringernder Genauigkeit der Vorhersage. Es ist davon auszugehen, dass diese Grenzen mit den Windenergie-Ausbauszenarien für 2020 überschritten werden. Die derzeit erreichbare (durchschnittlichen!) Genauigkeit von gut 10 % der installierten WKA-Leistung löst das grundsätzliche Problem bei den erwarteten Leistungszahlen keineswegs (bei den für 2020 prognostizierten 43 GW würde dies eine Unsicherheit von 4000 MW bedeuten, die durch das derzeitig vorhandene europäische Regelungssystem nicht kompensiert werden könnte). Eine Verringerung des Prognosefehlers um mindestens eine Größenordnung wäre notwendig, um an der bisherigen, langfristig planbaren Struktur der Stromerzeugung festhalten zu können.

Wie sehr eine hohe installierte Leistung an WKA die Struktur der Nachfrage beeinflusst, zeigt die Abbildung 3. Die vergleichsweise regelmäßige Nachfrage der Stromverbraucher mit gut voraussagbaren Lastspitzen und –tälern wird bei dem Ausbauszenario für 2020 durch die Einspeisung der Windenergie deutlich geändert. Neben der nun nahezu stochastischen resultierenden Nachfrage ist auch der deutlich verringerte Sockel der sog. Grundlast festzustellen. Obwohl der Verlauf der Windstromeinspeisung naturgemäß auch völlig anders als dargestellt aussehen kann, ist statistisch davon auszugehen, dass die permanent vorhandene Nachfrage durch die Windkraftanlagen, insbesondere die Offshore-Windparks mit den erwarteten hohen Volllaststundenzahlen von über 3500,[5] deutlich reduziert wird.

Abb. 3: Verlauf der resultierenden Nachfrage (dunkel) sowie der Einspeisung von Strom aus WKA (schraffiert) im Jahr 2020, aufgetragen über die Stunde des Jahres (HoY). Die obere, gestrichelte Begrenzungslinie gibt den unbeeinflussten Lastgang wieder

Es ist sofort einsichtig, dass in einem solchen Szenario der Zeitraum für die Einsatzplanung der Kraftwerke deutlich verringert wird. Wochen- oder gar Jahreseinsatzplanungen für Kraftwerke können bei derart hohen Schwankungen der Nachfrage nicht sinnvoll durchgeführt werden. Dies hat insbesondere Folgen für den Betrieb typischer Grundlastkraftwerke wie AKW oder Braunkohlekraftwerke (Abb. 4). Bei diesen Anlagen stehen hohen Investitionskosten vergleichsweise geringe und wenig volatile Brennstoffpreise gegenüber. Die Rentabilität eines solchen Kraftwerks steigt also mit der jährlichen Vollbenutzungsdauer. Außerplanmäßiger Teillastbetrieb und (aus Gründen einer zu geringen resultierenden Nachfrage) erzwungene Außerbetriebnahmen führen zu einer deutlichen Verteuerung der Stromgestehungskosten (siehe Abb . 5). Hingegen zeigt sich, dass typische Spitzenlastkraftwerke von der Auslastung wesentlich unabhängiger sind. Bei einem Ausbau der Windenergienutzung in dargestelltem Umfang ist also die Nutzung der Grundlastkraftwerke, die heute nahezu 60 % der jährlichen Stromnachfrage in Deutschland erzeugen, zu hinterfragen.

Abb. 4: Schematische Darstellung der Kraftwerkseinsatzplanung von Stromerzeugern unterschiedlicher Flexibilität. Üblicherweise wird „von rechts nach links“ geplant, die „Grundlast“ also zuerst abgedeckt.

Abb. 5: Vergleich der Stromgestehungskosten (nur basierend auf Kapital- und Brennstoffkosten) zwischen einem typischen Braunkohle- und einem typischen Gaskraftwerk in Abhängigkeit der Volllaststundenzahl.

Alternativ kann eine kosteneffiziente Erzeugung auch durch die Begrenzung der Windstromeinspeisung erreicht werden. Dies bedeutet, dem EEG widersprechend, hohe Einspeisungen z.B. resultierend aus Sturmfronten durch Abschaltungen zu vermeiden, kann dann aber auch bedeuten, in Zeiten geringer Nachfrage „nicht benötigten“ Strom aus WKA zu verhindern. Dann könnten die Fahrpläne der konventionellen Kraftwerke weitgehend unbeeinträchtigt bleiben und so die kosteneffiziente Stromerzeugung sicher gestellt werden. Diese Herangehensweise führt jedoch schnell zu einer Begrenzung des Zubaus von WKA, weil diese dann durch reduzierte Erträge ihre Wirtschaftlichkeitsgrenze (trotz Einspeisevergütung) nicht erreichen. Zudem kann diese Variante nur ohne das EEG bzw. nur mit strukturellen Änderungen bezüglich der Abnahmepflicht durchgeführt werden.

WEsER - Modell zur Analyse eines zukünftigen Stromerzeugungsmixes

Zur Untersuchung des Einflusses hoher Anteile von aus WKA erzeugtem Strom auf die kosteneffiziente Struktur der deutschen Stromerzeugung ist am bremer energie institut das Modell WEsER (Wind Energy substitutes conventional Electricity Resources) entwickelt worden. Es handelt sich dabei um einen Optimierungsansatz, der sich dementsprechend von reinen Simulationsmodellen unterscheidet. Schwerpunkt der Betrachtung ist die Frage, welche Kombination aus Erzeugern bei einem vorgegebenen Anteil der Windenergie die gesamtwirtschaftlich geringsten Kosten zur Deckung der Nachfrage verursacht. WEsER ist aus diesem Grund auch keine Langzeitsimulation zur Bestimmung der Anteile der verschiedenen Erzeuger in den nächsten 50 Jahren anhand vorgegebener Kosten und Emissionsziele, wie dies ausführlich im Forum Modellexperimente durchgeführt wurde. Stattdessen kann WEsER dazu dienen, bestimmte Szenarien zu prüfen und ggf. Handlungsempfehlungen zu geben, um das Ziel einer möglichst kostengünstigen Stromerzeugung zu erreichen.

Anders als bisherige Ansätze optimiert WEsER den konventionellen Kraftwerkseinsatz für ein ganzes Jahr in stündlicher Auflösung. Dadurch kann der fluktuierende Charakter der Windstromerzeugung berücksichtigt werden. Die Exaktheit des Modells in diesem Punkt geht jedoch auf Kosten der Detailliertheit der Abbildung der implementierten Modellkraftwerke. So sind z.B. keine Kraft-Wärme-Kopplung oder andere regenerative Erzeuger als die Windenergie berücksichtigt oder ein Teillastbetrieb der Anlagen wird nicht ermöglicht. Dahingegen sind Zusatzkosten eines Anfahrvorganges in WEsER abgebildet. Der Einfluss des Stromnetzes bleibt in dieser Betrachtung außer Acht, es handelt sich um ein Ein-Knoten-Modell.

In WEsER sind fünf verschiedene Kraftwerkstypen, unterschieden nach den Primärenergieträgern Uran, Braun- und Steinkohle, Öl sowie Gas, implementiert. Unterschieden werden darüber hinaus jeweils zwei Kraftwerksblockgrößen, wodurch die in den betrachteten Jahren vorhandene Kraftwerksstruktur besser nachgebildet werden kann. Darüber hinaus ist die Erzeugung durch Laufwasserkraftwerke mit dem typischen Jahresgang berücksichtigt. Ein Pumpspeicherwasser-System (in einer Größe von 5000 MW) ist ebenso implementiert wie ein demand side management, das es ermöglicht 3000 MW Leistung innerhalb von 24 Stunden dem Stromangebot wie der –nachfrage anzupassen.

Die Parametrisierung der Modellkraftwerke erfolgt ausschließlich anhand ihrer ökonomischen Kenndaten. Darunter sind insbesondere die Investitionskosten in Form von jährlichen Kapitalkosten aber auch die Betriebs- und Brennstoffkosten zu verstehen. Die technischen Eigenschaften der Kraftwerke wurden dem derzeitigen Stand der Technik angepasst, d.h. dass insbesondere die Wirkungsgrade erheblich über dem Durchschnitt der heutigen Anlagen liegen. Dies hat Konsequenzen für die spezifischen Emissionen, die damit deutlich geringer als heute ausfallen, aber auch für die spezifischen Stromgestehungskosten, die dadurch prinzipiell niedriger liegen. Allerdings wird für alle Modellkraftwerke eine Vollkostenrechnung durchgeführt, „goldene Enden“ am Ende der Lebensdauer von Kraftwerken, wie sie in der Realität existieren, finden keine Berücksichtigung. Eine Zusammenfassung der für die Szenarienrechnungen verwendeten Parameter findet sich in Tabelle 1.

Tabelle 1: Darstellung der Kraftwerksparameter im Modell WEsER. Wasser1 (Laufwasserkraftwerke) ist informativ aufgeführt: Mit den angegebenen Werten lassen sich mit Hilfe des vorgegebenen Einsatzes die Kosten und Emissionen in das Modell integrieren.

Um die beschriebenen Auswirkungen eines hohen Anteils fluktuierender Erzeugung auf den konventionellen Kraftwerkspark abbilden zu können, wäre es eigentlich notwendig, den Kraftwerksbetrieb detailliert abzubilden, indem z.B. Wirkungsgradverluste bei Teillastbetrieb berücksichtigt wird u.ä. Dies würde modelltechnisch jedoch einen großen Aufwand bedeuten, da dann jeder eingesetzte Kraftwerksblock mit einer eigenen „Historie“ versehen werden müsste, in der dann für jede Stunde der Betriebszustand dokumentiert ist. Diese Diskretisierung würde das Optimierungsproblem aufgrund des betrachteten Zeitraums schwer lösbar machen, weshalb ein solcher Weg nicht gegangen werden konnte. Dagegen kann der Vorgang eines Kraftwerksstarts gut ohne eine Diskretisierung abgebildet werden: Die über das Jahr aggregierte Zahl an Starts eines Modellkraftwerksblocks führt zu entsprechenden Mehrkosten. Diese sind vom Typ des Modellkraftwerks abhängig. So ist es dann doch möglich, auf die Folgen einer durch die Windstromeinspeisung stark fluktuierenden resultierenden Nachfrage für den konventionellen Kraftwerkspark einzugehen. Tabelle zeigt die im wesentlichen auf Gesprächen mit Praktikern beruhenden Abschätzungen des Zeit- und Brennstoffmehraufwandes für Anfahrvorgänge der unterschiedlichen Kraftwerkstypen. Es handelt sich dabei um den „Worst Case“-Fall eines Kaltstarts. In Wirklichkeit sind Kraftwerksbetreiber bestrebt, diesen Fall zu vermeiden; statt dessen werden die Anlagen auf möglichst hohem Temperaturniveau gehalten, um dann bei wieder gestiegener Nachfrage schnell und verlustarm wieder Strom zur Verfügung zu stellen. Somit ist davon auszugehen, dass die in WEsER implementierten Anfahrkosten zu Überschätzungen führen. Dies wird jedoch zum Teil wieder kompensiert, da der Teillastbetrieb mit seinen Verlusten im Modell keine Berücksichtigung findet.

Tabelle 2: Für die Bewertung eines Anfahrvorgangs relevanten Parameter in WEsER sowie der maximale Ausnutzungsgrad (in Prozent der Jahresstunden) der unterschiedlichen Modellkraftwerke.

Die Brennstoffpreise werden unterschieden in einen „Standard“-Fall, bei dem die Werte sich an den aktuellen Daten sowie den Prognosen[6], die für 2020 insbesondere bei Gas nur leicht steigende Preise voraussagen. Der „Hochpreis“-Fall hat nahezu doppelt so hohe Brennstoffpreise bei Gas und Öl. Dies soll insbesondere im Fall der Betrachtung des Jahres 2020 das Worst-Case-Szenario darstellen. Es wird davon ausgegangen, dass sowohl der Uran-, als auch Kohlepreis in den kommenden Jahrzehnten stabil bleiben wird. Die Gleichsetzung des Braunkohle- mit dem Steinkohlepreis führt natürlich dazu, dass WEsER stets den Einsatz von Steinkohlekraftwerke (aufgrund der höheren Wirkungsgrade und der besseren CO₂-Eimssionseigenschaften) den Braunkohlekraftwerken vorzieht. Da es jedoch keinen echten Markt für Braunkohle gibt, ist die Preissetzung willkürlich; im Ergebnis ist – unter Berücksichtigung der Unterschiede bei den Kohlendioxidemissionen – der Einsatz der verschiedenen Kohlenarten in geringem Maß austauschbar.[7]

Ein wesentlicher Aspekt der WEsER-Modellbetrachtung ist die Berücksichtigung der Klimaschutzziele. Für 2010 wird nach dem in diesem Jahr vom Bundestag ratifizierten Kyoto-Protokoll eine Reduzierung der Treibhausgase um 21 % im Vergleich zum Jahr 1990 verlangt.[8] Für 2020 wurde von der Enquête-Kommission „Vorsorge zum Schutz der Erdatmosphäre“ die Reduzierung der CO₂-Emissionen im Vergleich zu 1990 um 40% empfohlen. Diese Zielerreichungen sind in die WEsER-Betrachtungen übernommen worden und spielen für die Ergebnisse eine entscheidende Rolle. Da die Modellbetrachtung keine Stromim- oder –exporte, Netzverluste und andere Stromverlustpfade betrachtet, sondern sich auf den Nettostrombedarf bezieht, mussten die absoluten Zahlen der CO₂-Emissionen angepasst werden. Tabelle 3 zeigt die sich ergebenden Werte für 1990, 2000, 2010 und 2020.

Tabelle 3: CO₂-Emissionen und Ziele für die Einhaltung der gesetzten Ziele bezogen auf die Nettostromerzeugung.[9]

Der Verlauf der Stromnachfrage, der für die Optimierungsrechnung vorgegeben wird, ist anhand der verfügbaren Daten der UCTE erstellt worden. Damit kann der Jahresgang der Nachfrage sowie der unterschiedliche Verlauf an Werktagen im Gegensatz zu Wochenenden berücksichtigt werden. Es wird davon ausgegangen, dass die Nettostromnachfrage, die 2000 bei gut 500 TWh lag, sich auch in 2010 und 2020 auf demselben Niveau befindet.[10]

Die Einspeisung des durch WKA erzeugten Stroms wird anhand von hochskalierten Messdaten durchgeführt. Dabei wurde in Zusammenarbeit mit der Universität Oldenburg ausgehend von Leistungs-Messdaten einzelner Anlagen aus dem Jahr 1999 unter Berücksichtigung der für die Szenarien betrachteten installierten Leistung eine repräsentative Einspeisekurve für ein Jahr in stündlicher Auflösung konstruiert. Für 2020 wurde der dann überwiegende Anteil der Offshore-Anlagen mit den höheren Vollbenutzungsdauern entsprechend berücksichtigt.[11]

Tabelle 4: Für die Modelluntersuchung 2000 auf die realen Durchschnittswirkungsgrade angepasster Kraftwerksparametersatz. Die wesentlichen Unterschiede liegen in der Annahme des Wirkungsgrades und der spezifischen CO₂-Emissionen.

Eine Validierung des Modells durch die für 2000 bekannte Stromerzeugungsstruktur liefert realistische Ergebnisse. Die für diesen Lauf gewählten Modellkraftwerksparameter wurden den durchschnittlichen Werten des realen Kraftwerksparks angepasst (siehe Tabelle 4).

Die „Optimierung“ ist durch die Vorgabe der vorhandenen Kraftwerksparkstruktur reduziert auf eine Simulation. Ein Zubau von Kraftwerkskapazität ist zur Deckung der Nachfrage 2000 nicht nötig, womit der Optimierungslauf diesbezüglich keinen Freiheitsgrad besitzt. Die Auswirkungen der Stromeinspeisung durch WKA sind aufgrund der vergleichsweise geringen installierten Leistung niedrig und damit sieht auch der Einsatz der Kraftwerke so aus, wie man ihn sich gemeinhin vorstellt: Der Grundlastbereich wird durch Braunkohle- und Atomkraftwerke abgedeckt, während Steinkohlekraftwerke den darüber hinausgehenden Bedarf an Werktagen zur Verfügung stellen. Gaskraftwerke decken dann die Spitzenlast ab. Die Pumpspeicherwassersysteme werden in der Nacht „beladen“ und stellen am Tag ebenfalls für die Spitzenlast Leistung zur Verfügung (siehe Abb. 6). Aufgrund der gleichen Brennstoffpreise für Stein- und Braunkohle ist die Ausnutzung letzterer zugunsten der Steinkohlekraftwerke geringer.

Abb. 6: Von WEsER berechneter Modellkraftwerkseinsatz für das Jahr 2000 mit Windstromeinspeisung („realer“ Fall). Der Kraftwerkseinsatz (links dargestellt 100 Stunden am Anfang des Jahres) zeigt die typische Charakteristik bei einem weitgehend regelmäßigem Verlauf der Nachfrage. Die Anteile an der Stromerzeugung (oben rechts) sind aufgrund der Annahme gleicher Brennstoffpreise von Stein- und Braunkohle im Gegensatz zum realen Fall zugunsten der Steinkohle verschoben.

Die Gesamtkosten für die Stromerzeugung sowie die Brennstoffkosten und die gesamten CO₂-Emissionen sind in Tab dargestellt. Bezogen auf eine Stromerzeugung von angenommenen 500 TWh bedeutet dies spezifische Stromgestehungskosten in Höhe von 4,69 ct/kWh im Falle der Optimierung mit Windstromeinspeisung (die Kosten für die Windstromerzeugung wurden nach den Vergütungssätzen des EEG[12] zu den von WEsER berechneten Erzeugungskosten des konventionellen Systems hinzuaddiert).

Tabelle 5: Kosten und Emissionen der WEsER-Berechnungen für das Jahr 2000. Durch den hohen Anteil von „Grundlastkraftwerken“ ist der Anteil der Brennstoffkosten an den Gesamtkosten gering.

Die zum Vergleich anhand der Angaben des VDEW über durchschnittliche Stromrechnungen für Endkunden und den mittlerweile offengelegten Netznutzungsentgelten berechenbaren Erzeugungskosten für Strom liegen bei etwa 3,5 ct/kWh.[13] Dies ist ein Unterschied von über 30 %, der durch einige Unterschiede zwischen Realität und Modellannahmen erklärt werden muss:

Ein wesentlicher Aspekt liegt darin, dass die derzeitigen Erzeugungskosten keine Vollkosten darstellen. Die in Betrieb befindlichen Kraftwerke sind zum Teil älter als die üblicherweise angesetzten Abschreibungsdauern, so dass dort keine Kapitalkosten mehr anfallen. In den WEsER-Berechnungen werden diese Kostenanteile jedoch in vollem Umfang berücksichtigt. WEsER berechnet also die klassischen Vollkosten für die Erzeugung, während es in der Realität durch „abgeschriebene“ aber verfügbare Kraftwerkskapazität keine Vollkosten mehr sind, die durch den Erzeugungspreis gedeckt werden müssen. Weiterer Grund für die Abweichung zwischen Modellrechnung und Realität ist, dass für die WEsER-Kalkulationen nicht die Brennstoffpreise des Jahres 2000 zugrunde gelegt wurden, sondern verallgemeinerte, etwas höhere Werte angenommen wurden, was besonders für die Energieträger Gas und Steinkohle gilt. Der Anteil der Brennstoffkosten an den gesamten Erzeugungskosten beträgt im Modellergebnis ca. 13 %. Darüber hinaus kann eine Rolle spielen, dass beim Bau oder Betrieb realer Kraftwerke Zuschüsse oder Subventionen eingeflossen sind, die in WEsER keine Berücksichtigung fanden, aber für die reale Preisbildung von Bedeutung ist.

Kosten einer zukünftigen Stromerzeugung

Im folgenden ist die Betrachtung eines möglichen Szenarios für das Jahr 2020 dargestellt. Sollte an dem EEG in seiner jetzigen Form (Abnahmegarantie des erzeugten Stroms!) festgehalten werden, so handelt es sich bezüglich der zu erwartenden installierten Leistung an WKA sogar um ein wahrscheinliches Szenario.

Wesentliche Randbedingung für 2020 ist die Einhaltung des CO₂-Reduktionsziels. Im Vergleich zu 1990 werden hierbei die Emissionen um 40 % reduziert. Dies hat zur Folge, dass eine Stromerzeugung ohne die Nutzung der Windenergie (und dem Verzicht auf die CO₂-freie Atomenergie) praktisch ausschließlich auf den Import-Energieträger Gas setzen müsste. Dies ist insbesondere hinsichtlich der hier zu erwartenden Preisschwankungen keine gesamtwirtschaftlich empfehlenswerte Alternative.

Aufgrund der größeren Freiheitsgrade bezüglich des (Modell-) Kraftwerkszubaus (es besteht ein Bedarf von über 50 GW Neubau an installierter Leistung) aber auch wegen der Restriktion bezüglich der CO₂-Emissionen ist der kostenoptimale Erzeugungsmix im Vergleich zu 2000 deutlich verändert. Wegen der hohen installierten WKA-Leistung (43 GW) wird bei einem durchschnittlichen Windjahr mehr als ein Viertel des Nettostrombedarfs durch den Wind gedeckt. Der größte Anteil an konventioneller Erzeugung stammt aus Gaskraftwerken, aber auch von Steinkohlekraftwerken wird noch ein bedeutsamer Beitrag zur Stromversorgung geleistet. Die heute als „Grundlastkraftwerke“ genutzten Erzeuger die auf den Brennstoffen Uran und Braunkohle basieren, verlieren jedoch deutlich an Bedeutung. Insgesamt werden durch sie weniger als 10 % der Jahresnachfrage bereit gestellt (Zum Vergleich: In 2000 stellten AKW und Braunkohle nahezu 60 % der Erzeugung). Bezüglich der installierten Leistung sind aufgrund der (durch die Offshore-Nutzung zwar deutlich erhöhten, aber dennoch) vergleichsweise niedrigen Volllaststundenzahl der Windenergie die Anteile anders verteilt: Die höchste installierte Leistung hat demnach der Wind, gefolgt von den Gas- und den Steinkohlekraftwerken. Bei der Braunkohle existieren zwar auch noch einige GW, diese werden jedoch aufgrund der höheren spezifischen CO₂-Emissionen nur mit geringer durchschnittlicher Auslastung betrieben (vgl. Abb. 7).

Abb. 7: Durch WEsER-Optimierung berechneter konventioneller Kraftwerkseinsatz für 2020. Links dargestellt ein Ausschnitt des konventionellen Kraftwerkseinsatzes für etwa 100 Stunden zu Beginn des Jahres. Während Gas den Verlauf der Windstromeinspeisung kompensiert werden die anderen Kraftwerkstypen weitgehend unbeeinflusst betrieben. Die Statistik in Tabelle 6 zeigt aber, dass auch die Steinkohlekraftwerke über das gesamte Jahr betrachtet durchschnittlich 10-20 Anfahrvorgänge pro Kraftwerksblock und Jahr vollziehen. Das Pumpspeicherwassersystem wird unregelmäßiger als heute üblich, offensichtlich zur „Abfederung“ von Windstromerzeugungsspitzen genutzt.

Tabelle 6 zeigt, dass außer bei den auf Gas basierenden Kraftwerken zur kostenoptimalen Ergänzung der Windstromerzeugung bei Einhaltung des 40%-Reduktionsziels kein Zubau konventioneller Erzeugung stattfindet. Trotz der geringen Anteile von AKW und Braunkohlekraftwerken führt der hohe Anteil der WKA dazu, dass auch diese „Grundlastkraftwerke“ statistisch 2 bis 5 Anfahrvorgänge pro Kraftwerksblock und Jahr durchführen (müssen).

Tabelle 6: Charakteristik der WEsER-Optimierung für 2020. Wegen der guten Ergänzung von Gaskraftwerken zur Windenergienutzung aber auch aus Gründen der Einhaltung des CO₂-Reduktionsziels (-40 %) wird ausschließlich dieser Typ Stromerzeuger im Modellergebnis zugebaut.

Bezüglich der Gesamtkosten ergibt sich ein Ergebnis, das keine wesentliche Verteuerung der Stromerzeugungskosten bedeutet. Werden für den durch Windenergie erzeugten Strom eine durchschnittliche Vergütung von 5 ct pro kWh angenommen[14], so liegen die Kosten der Stromerzeugung mit der Einbeziehung des demand side management nahezu auf gleichem Niveau, wie es bei einer Erzeugung ohne die Nutzung der Windenergie der Fall wäre. Beide Fälle gelten für die Einhaltung des 40 %-CO₂-Reduktionsziels. Wesentlicher Unterschied dabei ist, dass im Falle der Windenergienutzung die Abhängigkeit von den Brennstoffkosten (hierbei vor allem Gas) nahezu halbiert ist (siehe Tabelle 7).

Tabelle 7: Optimierungsergebnisse von WEsER für das Betrachtungsjahr 2020. Angenommene Kosten für Stromerzeugung aus Wind: 5 ct/kWh. (*): hoher Gaspreis.

Im Falle hoher Gaspreise in 2020 (vgl. Tabelle 7) kehrt sich das Bild sogar eindeutig zugunsten eines Erzeugungsmix’ unter Einbeziehung der Windenergie um. Weil die Erreichung der Klimaschutzziele nur unter Verwendung des Primärenergieträgers Gas gelingt, sind die Kosten einer zukünftigen Stromerzeugung in hohem Maß abhängig von den Gaspreisen. Wenn auf die Erreichung der CO₂-Reduktionsziele und auf den Einsatz der Windenergie verzichtet würde, so könnte zwar ein deutlich niedrigeres Kostenniveau erreicht werden, jedoch lägen die Emissionen weit über den heutigen Werten und wären angesichts der Klimafolgen nicht verantwortbar.

Würde der Zubau von WKA stattfinden aber gleichzeitig auf die Klimaschutzziele verzichtet, lägen die gesamten Erzeugungskosten nur wenig unter dem Wert bei Einhaltung des Klimaschutzziels.

Fazit

Anhand des dargestellten Szenarios sowie weiterer Untersuchungen lässt sich konstatieren, dass ein zukünftiger Stromerzeugungsmix zur Deckung der Nachfrage unter Einbeziehung beträchtlicher Anteile an Windenergie zu keinen wesentlichen Zusatzkosten, bei hohen Gaspreisen sogar zu deutlichen Kostenvorteilen führt, wenn an dem Ziel der Verringerung der CO₂-Emissionen um 40 % festgehalten wird.[15]

Voraussetzung für diese gesamtwirtschaftlich kostenneutrale Einbindung der Windenergie ist jedoch eine strukturelle Änderung des konventionellen Kraftwerksparks. Der heute existierende hohe Anteil an Grundlastkraftwerken (bestehend aus Braunkohle- und Atomkraftwerken) muss deutlich reduziert und durch flexible Erzeuger wie Gaskraftwerke ersetzt werden. Bedeutung erlangt auch die Anwendung des demand side mangements, durch das die Fluktuationen der Windstromeinspeisung zu Teilen ausgeglichen werden können. Je stärker ein solches Instrument eingesetzt werden kann, desto unproblematischer gestaltet sich die Einsatzplanung der konventionellen Kraftwerke.

Aufgrund des CO₂-freien Betriebs der Windkraftanlagen ist trotz des 40 %-Reduktionsziels ein erheblicher Anteil an Steinkohleverstromung möglich. Dies führt dazu, dass der Erzeugungsmix eine wirkliche Kombination aus verschiedenen Energieträgern ist, was die Abhängigkeit von Brennstoffpreisschwankungen, insbesondere bei Gas, reduziert.

Durchgeführte, weitergehende Betrachtungen im Rahmen der Untersuchung, in den die Windenergienutzung nicht nach Vorgabe des EEG, sondern allein nach den ökonomischen Parametern und der Erreichung der Reduktionsziele vom Modell eingesetzt wird, zeigen, dass dadurch deutlich weniger WKA-Leistung ans Netz gebracht werden kann als die Prognosen unter Einbeziehung des EEG voraussagen. Um die Windenergienutzung deutlich zu vergrößern, sind die Eckpunkte einer Abnahmepflicht sowie einer (angemessenen) Mindestvergütung also unerlässlich.