Optimierung des Gesamtsystems

Optimierung des Gesamtsystems
Optimierung des Gesamtsystems

Zusammenfassung

Der Wechsel zu einer Energieversorgung auf Basis Erneuerbarer Energien muss bezahlbar sein. Dafür müssen die einzelnen Elemente des Energiesystems ganzheitlich betrachtet und kosteneffizient aufeinander abgestimmt werden.

Viele Untersuchungen haben gezeigt: Die Kosten für ein System, das zu mindestens 80 Prozent auf Erneuerbaren Energien basiert, können im gleichen Bereich wie die Kosten für ein System basierend auf Gas-, Kohle- und Atomkraftwerken liegen. Allerdings gilt dies nicht für jeden möglichen Pfad der Entwicklung von dem einen zu dem anderen System. Das Thema Optimierung hat also eine eminent politische Bedeutung – denn wenn es nicht gelingt, die Kosten des Gesamtsystems in vertretbaren Grenzen zu halten, wird die Unterstützung der Gesellschaft für den Wechsel hin zu Erneuerbaren Energien verlorengehen.

Die Kosten des Gesamtsystems setzen sich zusammen aus den Kosten für die Stromerzeugung, für die Stromverteilung und für die Speicherung (und andere Flexibilisierungsoptionen). Aufgrund der unterschiedlichen Eigenschaften von Erneuerbaren Energien gegenüber fossilen Energieträgern gibt es in Zukunft eine viel größere Wechselwirkung zwischen diesen beiden Kostenblöcken als bisher.

Dabei stellt sich dabei Frage nach dem kostenoptimale Mix von Erneuerbaren Energien. Neben den Kosten der Stromerzeugung sind hier auch die Kosten der Integration in das Stromsystem zu betrachten: Eine Erzeugung nahe bei den Verbrauchern kann den Bedarf an Stromnetzen verringern; ein geeigneter Mix an Technologien und eine geeignete Verteilung in Deutschland wiederum können den Bedarf an Flexibilitätsoptionen wie Speichern reduzieren.

Eine weitere Frage ist die nach der langfristigen Entwicklung der Technologien und Kosten und der Auswirkung auf heute zu treffende Entscheidungen. Innovationen können sich überraschend schnell durchsetzen, Kosten unerwartet rasch sinken – zuverlässige Prognosen sind jedoch schwierig, wenn nicht unmöglich. Dennoch müssen viele Entscheidungen für die Weiterentwicklung des Stromsystems bereits heute getroffen werden.

Eine weitere Herausforderung liegt in der Modellierung von Szenarien des zukünftigen Stromsystems in Deutschland und Europa. Derzeit entsteht eine große Bandbreite an Energiesystemmodellen für die Abbildung von Entwicklungen bis 2030 und 2050. Aufgrund von Unterschieden bei Annahmen und Vorgehen der Modellierung variieren die Ergebnisse dieser Modelle allerdings stark. Ein zunehmender Konsens unter Experten ist jedoch zentral für fundierte und faktenbasierte politische Entscheidungen.

Kernergebnisse

  1. Wind and solar PV drive power system development.

    As part of Europe’s renewable energy expansion plans, the PLEF countries will strive to draw 32 to 34 percent of their electricity from wind and solar by 2030. The weather dependency of these technologies impacts power systems, making increased system flexibility crucial.

  2. Regional European power system integration mitigates flexibility needs from increasing shares of wind and solar.

    Different weather patterns across Europe will decorrelate single power generation peaks, yielding geographical smoothing effects. Wind and solar output is generally much less volatile at an aggregated level and extremely high and low values disappear. For example, in France the maximum hourly ramp resulting from wind fluctuation in 2030 is 21 percent of installed wind capacity, while the Europe-wide maximum is only at 10 percent of installed capacity.

  3. Cross-border exchange minimises surplus renewables generation.

    When no trading options exist, hours with high domestic wind and solar generation require that generation from renewables be stored or curtailed in part. With market integration, decorrelated production peaks across countries enable exports to regions where the load is not covered. By contrast, a hypothetical national autarchy case has storage or curtailment requirements that are ten times as high.

  4. Conventional power plants need to be flexible partners of wind and solar output.

    A more flexible power system is required for the transition to a low-carbon system. Challenging situations are manifold, comprising the ability to react over shorter and longer periods. To handle these challenges, the structure of the conventional power plant park and the way power plants operate will need to change. Renewables, conventional generation, grids, the demand side and storage technologies must all become more responsive to provide flexibility.

  1. The European power system will be based on wind power, solar PV and flexibility.

    The existing climate targets for 2030 imply a renewables share of some 50 percent in the electricity mix, with wind and PV contributing some 30 percent. The reason is simple: they are by far the cheapest zero-carbon power technologies. Thus, continuous investments in these technologies are required for a cost-efficient transition; so are continuous efforts to make the power system more flexible at the supply and demand side.

  2. Making the Energy-Only Market more flexible and repairing the EU Emissions Trading Scheme are prerequisites for a successful power market design.

    A more flexible energy-only market and a stable carbon price will however not be enough to manage the required transition to a power system with high shares of wind and solar PV. Additional instruments are needed.

  3. A pragmatic market design approach consists of five elements: Energy-only market, emissions trading, smart retirement measures, stable revenues for renewables, and measures to safeguard system adequacy.

    Together, they form the Power Market Pentagon; all of them are required for a functioning market design. Their interplay ensures that despite legacy investments in high-carbon an inflexible technologies, fundamental uncertainties about market dynamics, and CO2 prices well below the social cost of carbon, the transition to a reliable, decarbonised power system occurs cost-efficiently.

  4. The Power Market Pentagon is a holistic approach to the power system transformation. When designing the different elements, policy makers need to consider repercussions with the other dimensions of the power system.

    For example, introducing capacity remunerations without actively retiring high-carbon, inflexible power plants will restrain meeting CO2 reduction targets. Or, reforming the ETS could trigger a fuel switch from coal to gas, but cannot replace the need for revenue stabilisation for renewables.

Aus Studie The Power Market Pentagon
  1. Mit kurzfristigen Sofortmaßnahmen können die Kosten für Redispatch und die Abregelung von Erneuerbare-Energien-Strom deutlich gesenkt werden.

    Deshalb gilt es, Sofortmaßnahmen zur höheren Auslastung der Bestandsnetze umgehend auszuschöpfen, um Netzengpässe zu vermeiden, bis der Ausbau der Stromautobahnen realisiert ist. Zudem werden durch diese Maßnahmen auch die Netze benachbarter Staaten entlastet.

  2. Innovative Sofortmaßnahmen, die kurzfristig Stromleitungen entlasten, sollten aktiver Bestandteil der Netzplanung sein.

    Für diesen kürzeren Zeithorizont – zwei bis vier Jahre – sollte der Prozess der Netzplanung angepasst werden. Kernkriterium hierbei ist, dass die Umsetzung dieser Sofortmaßnahmen nachweislich günstiger ist als die Kosten, die andernfalls aus Redispatch und der Abregelung von Erneuerbare-Energien-Anlagen resultieren.

  3. Netzoptimierungs- und -verstärkungsmaßnahmen sind heute bereits Stand der Technik, ­werden aber noch viel zu selten eingesetzt.

    Zu den Maßnahmen gehören das Freileitungsmonitoring, Hochtemperaturleiterseile und der Einsatz von Querreglern. Genehmigungsverfahren sollten – wo möglich – vereinfacht werden, um eine Beschleunigung der Umsetzung zu erreichen; und die Netzbetreiber sollten sich auf einen klaren Zeitplan für den Rollout der Technologien festlegen.

  4. Um die Kosten für die Netzeingriffe deutlich zu senken und den Bestand der einheitlichen deutschen Preiszone zu erhalten, ist ein unmittelbar im Koalitionsvertrag verankertes Sofortprogramm „Optimierung der Bestandsnetze“ unumgänglich.

    Dieses müsste von der künftigen Regierung zügig beschlossen und schon im ersten Halbjahr 2018 umgesetzt werden, um noch vor 2020 Wirkung entfalten zu können. Denn beim Netzausbau sind kurzfristige Erfolge notwendig für den Erhalt der einheitlichen deutschen Gebotszone.

Aus Studie Optimierung der Stromnetze
  1. Ein Stromsystem mit 95 Prozent Erneuerbaren Energien kostet 2050 unter den meisten erwartbaren Energie- und CO2-Preisentwicklungen etwa gleich viel oder sogar weniger als ein fossiles Alternativsystem.

    Ein kohlebasiertes Stromsystem ist nur dann signifikant günstiger, wenn für 2050 sehr niedrige CO2-Preise (20 Euro/t) erwartet werden, ein gasbasiertes Stromsystem dann, wenn für 2050 niedrige Gaspreise und gleichzeitig keine hohen CO2-Preise (100 Euro/t) unterstellt werden.

  2. Ein Erneuerbare-Energien-Stromsystem wirkt wie eine Versicherung gegen volatile Energie und CO2-Preise, da bei fossil basierten Stromsystemen die Gesamtkosten stark von den Energie- und CO2-Preisentwicklungen abhängen.

    Der Anteil der variablen Kosten an den Gesamtkosten liegt bei fossilen Stromsystemen zwischen 30 Prozent und 67 Prozent, während der Anteil variabler Kosten im Erneuerbare-Energien-System nur 5 Prozent beträgt.

  3. Ein Stromsystem mit 95 Prozent Erneuerbaren Energien senkt die CO2-Emissionen des Stromsektors um 96 % unter das Niveau von 1990, bei CO2-Vermeidungskosten von etwa 50 Euro/t CO2.

    Es stellt somit eine effiziente Klimaschutzmaßnahme dar, da dies sehr deutlich unter den erwarteten CO2-Schadenskosten liegt. Diese werden kurzfristig bei 80 Euro/t CO2, mittel- bis langfristig bei 145 bzw. 260 Euro/t CO2 angesetzt.

  1. Der Wärmesektor braucht den Ölausstieg: Der klimagerechte und kosteneffiziente Gebäudewärmemix im Jahr 2030 enthält rund 40 Prozent Gas, 25 Prozent Wärmepumpen und 20 Prozent Wärmenetze – aber fast kein Öl.

    Während Gas in seiner Bedeutung damit ungefähr dem heutigen Niveau entspricht, sollten aus Klimaschutzsicht die Ölheizungen bis 2030 weitestgehend durch Umweltwärme (Wärmepumpen) ersetzt werden. Wärmenetze sind ebenfalls zentral; bis zum Jahr 2030 vor allem in Verbindung mit Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen und zunehmend stärker mit Solarthermie, Tiefengeothermie, industrieller Abwärme und Großwärmepumpen.

  2. Effizienz entscheidet: Der klimagerechte Gebäudewärmeverbrauch im Jahr 2030 ist um ein Viertel kleiner als 2015.

    Energieeffizienz ist die tragende Säule der Dekarbonisierung, sie macht Klimaschutz kostengünstig. Hierfür ist eine Sanierungsrate von zwei Prozent pro Jahr verbunden mit einer großen Sanierungstiefe nötig. Die Trendentwicklung bei der energetischen Gebäudesanierung ist aber völlig unzureichend, um dieses Ziel zu erreichen.

  3. Die Wärmepumpenlücke: In Trendszenarien werden bis 2030 rund zwei Millionen Wärmepumpen installiert – gebraucht werden aber bis dahin fünf bis sechs Millionen.

    Um dies zu erreichen, sollten Wärmepumpen nicht nur in Neubauten, sondern auch in Altbauten frühzeitig installiert werden, zum Beispiel als bivalente Wärmepumpensysteme mit fossilen Spitzenlastkesseln. Werden die Wärmepumpen flexibel gesteuert und ersetzt man bis 2030 die alten Nachtspeicherheizungen durch effiziente Heizungen, führen die fünf bis sechs Millionen Wärmepumpen kaum zu einer Steigerung der Spitzenlast, die durch thermische Kraftwerke gedeckt werden muss.

  4. Erneuerbarer Strom für die Wärmepumpen: Für 2030 brauchen wir ein Erneuerbare-Energien-Ziel von mindestens 60 Prozent am Bruttostromverbrauch.

    Um das 2030-Klimaziel zu erreichen, muss der zusätzliche Stromverbrauch, der aus dem Wärme- und Verkehrssektor kommt, CO2-frei gedeckt werden. Die im EEG 2017 beschlossenen Erneuerbare-Energien-Ausbau-Mengen reichen hierfür aber nicht aus.

Aus Studie Wärmewende 2030
  1. Energiewendeszenarien müssen alle Sektoren und Emissionen gemäß Kyoto-Protokoll umfassen.

    Denn der stärkste Treiber für abweichende Ergebnisse im Strombedarf sind unterschiedliche Interpretationen der Klimaschutzziele sowie unterschiedliche Abdeckungen der nichtenergetischen Emissionen. Für mehr Vergleichbarkeit sollten öffentliche Auftraggeber hier für mehr Klarheit bei zentralen Annahmen sorgen.

  2. Für robuste Ausbaupfade der Erneuerbaren Energien stellt die Annahme zur Verfügbarkeit von Biomasse eine wichtige Einflussgröße dar.

    Die Annahmen zu Biomasseimporten beeinflussen den Strombedarf erheblich; die Spannbreite liegt zwischen 0 und 200 Terawattstunden (Primärenergie) im Jahr 2050. Geht man davon aus, dass Biomasse aufgrund von Nutzungskonkurrenzen und steigender Bevölkerung weltweit ein knappes Gut sein wird, bedeutet dies einen entsprechend höheren Stromeinsatz im Verkehr.

  3. Ohne ambitionierte Effizienzsteigerungen insbesondere im Wärmesektor erhöht sich der Strombedarf deutlich.

    Die Annahme hoher Dämmstandards bei der Gebäudesanierung halbiert den Wärmebedarf der betreffenden Haushalte. Wird dieses Effizienzniveau nicht erreicht, könnte der Stromverbrauch 2050 um 100 Terawattstunden pro Jahr höher ausfallen. Aber auch bei Industrie und allgemeinem Verbrauch ist Effizienz entscheidend für die Stromverbrauchsannahmen.

  4. Der Ausbau der Erneuerbaren Energien muss die wachsende Bedeutung von Strom berücksichtigen.

    Der Strombedarf wird 2050 höher liegen, als bislang vielfach angenommen, wenn das Klimaschutzziel nach Kyoto eingehalten, Biomasse für den Verkehr nur begrenzt verfügbar und die energetische Gebäudesanierung nicht vollständig realisiert wird. Ein Windkraft- und Photovoltaikausbau von 2,5 Gigawatt netto pro Jahr gemäß EEG 2014 reicht dann nicht aus.

  1. Three components are typically discussed under the term “integration costs” of wind and solar energy: grid costs, balancing costs and the cost effects on conventional power plants (so-called “utilization effect”).

    The calculation of these costs varies tremendously depending on the specific power system and methodologies applied. Moreover, opinions diverge concerning how to attribute certain costs and benefits, not only to wind and solar energy but to the system as a whole.

  2. Integration costs for grids and balancing are well defined and rather low.

    Certain costs for building electricity grids and balancing can be clearly classified without much discussion as costs that arise from the addition of new renewable energy. In the literature, these costs are often estimated at +5 to +13 EUR/MWh, even with high shares of renewables.

  3. Experts disagree on whether the “utilization effect” can (and should) be considered as integration costs, as it is difficult to quantify and new plants always modify the utilization rate of existing plants.

    When new solar and wind plants are added to a power system, they reduce the utilization of the existing power plants, and thus their revenues. Thus, in most cases, the cost for “backup” power increases. Calculations of these effects range between -6 and +13 EUR/MWh in the case of Germany at a penetration of 50 percent wind and PV, depending especially on the CO? cost.

  4. Comparing the total system costs of different scenarios would be a more appropriate approach.

    A total system cost approach can assess the cost of different wind and solar scenarios while avoiding the controversial attribution of system effects to specific technologies.

  1. Le terme de coûts d’intégration de l’éolien et du solaire PV recouvre typiquement trois composants : les coûts de réseau, les coûts d’équilibrage et le coût de l’impact des énergies renouvelables sur l’utilisation des centrales thermiques conventionnelles (appelé «effet sur l’utilisation»).

    Le calcul de ces coûts varie considérablement en fonction des systèmes électriques considérés et de la méthodologie employée. De plus, les avis divergent en ce qui concerne la manière d’attribuer certains coûts ou bénéfices, exclusivement à l’éolien et au solaire PV, ou à l’ensemble du système électrique.

  2. Les coûts de réseau et d’équilibrage sont relativement bien définis et plutôt faibles.

    Certains coûts liés au renforcement des réseaux et à l’équilibrage du système électrique peuvent être attribués sans trop de discussion à l’ajout de capacités renouvelables. Dans la littérature, ces coûts sont la plupart du temps estimés entre +5 et + 13 EUR/MWh, même à des niveaux de pénétration renouvelables élevés.

  3. Les experts ne sont pas unanimes sur la manière de considérer « l’effet sur l’utilisation des centrales conventionnelles », puisque cet effet est difficile à quantifier et que toute nouvelle capacité modifie l’utilisation des capacités existantes.

    Lorsque de nouvelles capacités photovoltaïque ou éolienne sont ajoutées au système électrique, elles réduisent l’utilisation des centrales existantes, et donc leurs revenus. Ainsi, dans la plupart des cas le coût de l’électricité résiduelle (« backup ») augmente. Le coût de cet effet sur l’utilisation des centrales conventionnelles peut varier entre -6 et +13 EUR/MWh pour le cas du système électrique allemand avec 50 % d’électricité renouvelable variable, en fonction du coût du CO?.

  4. Comparer les coûts globaux du système électrique dans le cadre de différents scenarios peut constituer une démarche plus adaptée.

    Une approche basée sur les coûts globaux du système électrique permet de comparer différents scénarios de développement des ENR, tout en évitant la question controversée de l’attribution des effets systémiques à certaines technologies spécifiques.

  1. Increased integration between the Nordic countries and Germany will become ever more important as the share of renewables increases. The more renewables enter the system, the higher the value of additional transmission capacity between Nordic countries and Germany will become.

    In particular, additional generation from renewables in the Nordics – reflected in the Nordic electricity balance - will increase the value of transmission capacity. There is a lot of potential for trade, due to hourly differences in wholesale electricity prices throughout the year.

  2. A closer integration of the Nordic and the German power systems will reduce CO2 emissions due to better utilisation of renewable electricity.

    This is caused by reduced curtailment of renewables, improved integration of additional renewable production sites and increased competitiveness of biomass-fuelled power plants.

  3. Higher integration will lead to the convergence of wholesale electricity prices between the Nordic countries and Germany. But even with more integration, the Nordic countries will see lower wholesale electricity prices if they deploy large shares of renewables themselves.

    In general, additional integration will lead to slightly higher wholesale electricity prices in the Nordics and to slightly lower prices in Germany. But this will be counteracted by the decreasing price effect that higher wind shares in the Nordics have on the wholesale power market.

  4. Distributional effects from increased integration are significantly higher across stakeholder groups within countries than between countries.

    This strongly impacts the incentives of market players such as electricity producers or consumers (e.g., energy-intensive industries) for or against increased integration. Distributiona leffects need to be taken into account for creating public acceptance for new lines and for the cross-border allocation of network investments.

  1. Increased integration between the Nordic countries and Germany will become ever more important as the share of renewables increases. The more renewables enter the system, the higher the value of additional transmission capacity between Nordic countries and Germany will become.

    In particular, additional generation from renewables in the Nordics – reflected in the Nordic electricity balance - will increase the value of transmission capacity. There is a lot of potential for trade, due to hourly differences in wholesale electricity prices throughout the year.

  2. A closer integration of the Nordic and the German power systems will reduce CO2 emissions due to better utilisation of renewable electricity.

    This is caused by reduced curtailment of renewables, improved integration of additional renewable production sites and increased competitiveness of biomass-fuelled power plants.22

  3. Higher integration will lead to the convergence of wholesale electricity prices between the Nordic countries and Germany. But even with more integration, the Nordic countries will see lower wholesale electricity prices if they deploy large shares of renewables themselves.

    In general, additional integration will lead to slightly higher wholesale electricity prices in the Nordics and to slightly lower prices in Germany. But this will be counteracted by the decreasing price effect that higher wind shares in the Nordics have on the wholesale power market.3

  4. Distributional effects from increased integration are significantly higher across stakeholder groups within countries than between countries.

    This strongly impacts the incentives of market players such as electricity producers or consumers (e.g., energy-intensive industries) for or against increased integration. Distributiona leffects need to be taken into account for creating public acceptance for new lines and for the cross-border allocation of network investments.

  1. Der Ausbau der Erneuerbaren Energien muss nicht auf Stromspeicher warten.

    In den nächsten 10 bis 20 Jahren kann die benötigte Flexibilität im Stromsystem durch andere Flexibilitätsoptionen (zum Beispiel flexible Kraftwerke, Lastmanagement) günstiger bereitgestellt werden als durch neue Stromspeicher. Erst bei sehr hohen Anteilen von Erneuerbaren Energien werden neue Stromspeicher wirklich benötigt.

  2. Der Markt für neue Energiespeicher wird dynamisch wachsen.

    Neue Märkte für Batterien und Power-to-X entstehen insbesondere im Verkehrs- und Chemiesektor. Diese können Flexibilität im Stromsektor als Zusatznutzen anbieten. Forschung und Entwicklung sowie Marktanreizprogramme sind daher auf eine systemunterstützende Integration auszurichten.

  3. Speicher müssen gleichberechtigten Zugang zu Märkten für Flexibilität erhalten.

    Schon heute können Speicher einige Systemdienstleistungen kosteneffizient erbringen. Märkte für Flexibilität – wie der Regelleistungsmarkt oder ein zukünftiger Kapazitätsmarkt – müssen deshalb technologieoffen ausgestaltet werden.

  4. Im Verteilnetz sollten Speicher ein Element im Baukasten der Netzbetreiber werden.

    In speziellen Fällen können netzdienlich eingesetzte Speicher den Netzausbau in der Niederspannungsebene kosteneffizient vermeiden. Der regulatorische Rahmen sollte solche kosteneffizienten Entscheidungen grundsätzlich ermöglichen.

  1. The expansion of renewable energy does not have to wait for electricity storage.

    In the next 10 to 20 years the flexibility required in the power system can be provided for by other, more cost-effective technologies such as flexible power plants, demand side management. New storage is required only at very high shares of renewable energies.

  2. The market for new storage technologies will grow dynamically.

    New markets for battery storage and power to gas technologies are expected to emerge, especially in the transport and chemical sector. Storage developed in these sectors can enable further flexibility for the electricity system as an additional service. Research and development as well as market incentive programs should maximize the system-supporting contribution of new storage technologies.

  3. Storage must receive equal access to markets for flexibility.

    Storage can already today deliver several ancillary services at competitive costs. Flexibility markets – such as the ancillary services or future capacity markets – should therefore be designed such that they are technology-neutral.

  4. Storage should become a tool in the toolbox of distribution system operators.

    In specific cases, storage that is used to support a grid can help to avoid grid expansion in the low-voltage distribution grid. The regulatory framework should enable such cost-efficient decisions.

  1. Power-to-Heat ist eine kostengünstige Technologie, die für die Energiewende viele Vorteile bietet.

    Power-to-Heat kann nicht nur Strom aus Erneuerbaren Energien, der sonst abgeregelt werden würde, für den Wärmesektor nutzen, sondern auch dem Strommarkt zusätzliche Flexibilität bieten – durch die Bereitstellung von Regelenergie und den Einsatz in Zeiten negativer Strompreise.

  2. Power-to-Heat kann jetzt schon am Regelleistungsmarkt fossile Must-run-Kraftwerke reduzieren.

    In Zeiten von negativen Strompreisen kann es dazu kommen, dass fossile Kraftwerke nur deshalb nicht aus dem Markt gehen, weil sie Leistung für den Regelenergiemarkt vorhalten. Power-to-Heat kann diese Dienstleistung kostengünstig bereitstellen und dadurch Kohlenstoffdioxid-Emissionen reduzieren.

  3. Windstrom, der derzeit aufgrund von Netzengpässen abgeregelt wird, sollte in Zukunft an Power-to-Heat-Anlagen verkauft werden können. Hierfür ist eine Regelungsanpassung im EEG nötig.

    Aufgrund von Netzengpässen werden heute etwa 3,5 Prozent des in Schleswig-Holstein erzeugten Windstroms abgeregelt, während zeitgleich Wärme aus fossilen Brennstoffen erzeugt wird. Das ist ineffizient.

  4. Erneuerbarer Strom, der in Zeiten von negativen Börsenpreisen abgeregelt wird, sollte künftig für Power-to-Heat genutzt werden können. Eine Reduktion der Umlagen in solchen Situationen würde dies ermöglichen.

    Wenn Power-to-Heat-Anlagen bei Strompreisen niedriger als minus 20 Euro pro Megawattstunde zum Einsatz kommen, vermeiden sie die Abregelung von EE Anlagen und entlasten die EEG-Umlage.

  1. Die Steigerung der Energieeffizienz senkt die Kosten des deutschen Stromsystems deutlich.

    Jede eingesparte Kilowattstunde Strom reduziert Brennstoffe, CO2-Emissionen, fossile und erneuerbareKraftwerksinvestitionen sowie Netzausbau. Eine Reduktion des Stromverbrauchs bis 2035 um 10 bis 35Prozent gegenüber der Referenzentwicklung senkt die Kosten im Jahr 2035 um 10 bis 20 Milliarden Euro2012.

  2. Die Steigerung der Energieeffizienz im Strombereich ist gesamtwirtschaftlich sinnvoll.

    Eine eingesparte Kilowattstunde Strom bewirkt je nach betrachtetem Szenario eine Kosteneinsparungim Stromsystem zwischen 11 und 15 Cent2012 im Jahr 2035. Sehr viele Effizienzmaßnahmen sind wesentlichgünstiger umzusetzen, ihre Umsetzung ist damit aus gesamtwirtschaftlicher Sicht sinnvoll.

  3. Je geringer der Stromverbrauch, desto geringer fällt auch der Ausbaubedarf der Stromnetze aus.

    Der langfristige Ausbaubedarf im deutschen Übertragungsnetz bis zum Jahr 2050 kann bei einer deutlichenSteigerung der Energieeffizienz von 8.500 Kilometern Leitungslänge auf einen Ausbaubedarf zwischen1.750 und 5.000 Kilometern gesenkt werden.

  4. Eine Senkung des Stromverbrauchs senkt CO2-Emissionen und Brennstoffimportkosten.

    Durch eine Reduktion des Stromverbrauchs um mehr als 15 Prozent gegenüber einer Referenzentwicklungkönnen im Jahr 2020 die CO2-Emissionen um 40 Millionen Tonnen und die Importausgaben für Steinkohleund Erdgas um 2 Milliarden Euro2012 reduziert werden.

  1. Improving energy efficiency would significantly lower the costs of the German electricity system.

    Each saved kilowatt-hour of electricity reduces fuel and CO2 emissions, as well as investment costs forfossil and renewable power plants and power grid expansion. If electricity consumption can be lowered by10 to 35 percent by 2035 compared to the Reference scenario outlined in the study, the costs for electricitygeneration will reduced by 10 to 20 billion euros2012.

  2. Improvements in the energy efficiency of the electricity sector can be achieved economically.

    One saved kilowatt-hour of electricity would lead to reduced electrical system costs of between 11 to 15euro cents2012 by 2035, depending on the underlying assumptions. Many efficiency measures wouldgenerate lower costs than these savings, and would therefore be beneficial from an overall economicperspective.

  3. Reductions in future power consumption mean a lower need to expand the power grid.

    A significant increase in energy efficiency can significantly reduce the long-term need to expand thetransmission grid: between 1,750 and 5,000 km in additional transmission lines will be needed by 2050,down from 8,500 km under the “business as usual” scenario.

  4. Reducing power consumption would reduce both CO2 emissions and import costs for fuel.

    Reducing power consumption by 15 percent compared to the Reference scenario would lower CO2 emissionsby 40 million tonnes and would reduce spending on coal and natural gas imports by 2 billion euros2012 in2020.

  1. Effizienz und Flexibilität wachsen zusammen zu einem gemeinsamen Konzept: Flex-Efficiency.

    Denn mit immer mehr Erneuerbaren Energien in der Stromversorgung bekommt Effizienz eine zeitliche Komponente: Wenn die Sonne nicht scheint oder der Wind nicht weht, steigen die Strombörsenpreise – und Stromeffizienz wird wertvoller als in Zeiten hoher Erneuerbare Energien-Stromproduktion.

  2. Flex-Efficiency wird zum Paradigma für Design und Betrieb von Industrieanlagen.

    Mit zunehmenden Anteilen von Wind- und Solarstrom werden die Preisschwankungen an der Strombörse steigen. Bei der Entwicklung neuer Industrieanlagen sollten Energieeffizienz und Flexibilität schon heute gemeinsam gedacht werden, um in Zukunft von den Stunden mit niedrigen Preisen zu profitieren.

  3. Die Flexibilitätsmärkte und deren Produkte sollten weiter verbessert werden.

     Marktzugang, Marktstrukturen und die richtigen Produkte (zum Beispiel abschaltbare Lasten und weiteres Demand Side Management) sind entscheidend dafür, dass Marktpreissignale einen aus Systemsicht optimierten und zugleich wirtschaftlichen Betrieb der Anlagen oder entsprechende Investitionen anreizen.

  4. Investitionen in Flex-Efficiency brauchen eine Kombination von marktlichen und anderen Anreizen.

    Marktpreise generieren gute Anreize für die Optimierung und den Betrieb großer, energieintensiver Anlagen. Sie versagen jedoch oft bei „durchschnittlichen“ Prozessen, Speichern und Querschnittstechnologien. Ergänzende Instrumente sind erforderlich, um dieses Potenzial zu heben.

Aus Studie Flex-Efficiency
  1. Effizienz und Flexibilität wachsen zusammen zu einem gemeinsamen Konzept: Flex-Efficiency.

    Denn mit immer mehr Erneuerbaren Energien in der Stromversorgung bekommt Effizienz eine zeitliche Komponente: Wenn die Sonne nicht scheint oder der Wind nicht weht, steigen die Strombörsenpreise – und Stromeffizienz wird wertvoller als in Zeiten hoher Erneuerbare Energien-Stromproduktion.

  2. Flex-Efficiency wird zum Paradigma für Design und Betrieb von Industrieanlagen.

    Mit zunehmenden Anteilen von Wind- und Solarstrom werden die Preisschwankungen an der Strombörse steigen. Bei der Entwicklung neuer Industrieanlagen sollten Energieeffizienz und Flexibilität schon heute gemeinsam gedacht werden, um in Zukunft von den Stunden mit niedrigen Preisen zu profitieren.

  3. Die Flexibilitätsmärkte und deren Produkte sollten weiter verbessert werden.

     Marktzugang, Marktstrukturen und die richtigen Produkte (zum Beispiel abschaltbare Lasten und weiteres Demand Side Management) sind entscheidend dafür, dass Marktpreissignale einen aus Systemsicht optimierten und zugleich wirtschaftlichen Betrieb der Anlagen oder entsprechende Investitionen anreizen.

  4. Investitionen in Flex-Efficiency brauchen eine Kombination von marktlichen und anderen Anreizen.

    Marktpreise generieren gute Anreize für die Optimierung und den Betrieb großer, energieintensiver Anlagen. Sie versagen jedoch oft bei „durchschnittlichen“ Prozessen, Speichern und Querschnittstechnologien. Ergänzende Instrumente sind erforderlich, um dieses Potenzial zu heben.

Aus Studie Flex-Efficiency
  1. Die Politik hat einen großen Handlungsspielraum beim Ausbau von Onshore-Windkraft und Photovoltaik.

    Auf die Kosten des Gesamtsystems hat die regionale Verteilung der Anlagen keinen wesentlichen Einfluss.

  2. Beim Ausbau von Offshore-Windkraft kommt es auf die richtige Balance an.

    Um Technologieentwicklung einerseits und Kostenbegrenzung für die Stromkunden andererseits
    zu ermöglichen, sollte der Ausbau fortgeführt werden, allerdings auf einem niedrigeren Niveau als bislang vorgesehen.

  3. Der Netzausbau ist eine wichtige Voraussetzung für die Energiewende.

    Unter reinen Kostengesichtspunkten ist ein um wenige Jahre verzögerter Bau der Trassen des Bundesbedarfsplangesetzes nicht kritisch. Der weitere Ausbau der Erneuerbaren muss auf diese Trassen nicht warten.

  4. Ein starker Fokus auf dezentrale Photovoltaik-Batteriespeicher-Systeme ist aktuell nicht erstrebenswert.

    Erst bei einer Reduktion der Kosten solcher Systeme um 80 Prozent in den nächsten 20 Jahren wäre solch ein Szenario unter Kostengesichtspunkten sinnvoll.

  1. Die Politik hat einen großen Handlungsspielraum beim Ausbau von Onshore-Windkraft und Photovoltaik.

    Auf die Kosten des Gesamtsystems hat die regionale Verteilung der Anlagen keinen wesentlichen Einfluss.

  2. Beim Ausbau von Offshore-Windkraft kommt es auf die richtige Balance an.

    Um Technologieentwicklung einerseits und Kostenbegrenzung für die Stromkunden andererseits
    zu ermöglichen, sollte der Ausbau fortgeführt werden, allerdings auf einem niedrigeren Niveau als bislang vorgesehen.

  3. Der Netzausbau ist eine wichtige Voraussetzung für die Energiewende.

    Unter reinen Kostengesichtspunkten ist ein um wenige Jahre verzögerter Bau der Trassen des Bundesbedarfsplangesetzes nicht kritisch. Der weitere Ausbau der Erneuerbaren muss auf diese Trassen nicht warten.

  4. Ein starker Fokus auf dezentrale Photovoltaik-Batteriespeicher-Systeme ist aktuell nicht erstrebenswert.

    Erst bei einer Reduktion der Kosten solcher Systeme um 80 Prozent in den nächsten 20 Jahren wäre solch ein Szenario unter Kostengesichtspunkten sinnvoll.

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