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Das Energiewirtschaftliche Institut an der Universität zu Köln (EWI) hat errechnet, dass ein kostenoptimierter Ausbau des deutschen Stromsystems bis 2045 rund 70 Milliarden Euro gegenüber dem derzeit geplanten Entwicklungspfad einsparen könnte. Das Gutachten trägt den Titel „Kosteneffizienz im Stromsystem“ und wurde im Auftrag des Landesverbands Erneuerbare Energien Nordrhein-Westfalen (LEE NRW) erstellt. Es vergleicht drei Entwicklungsszenarien für das deutsche Stromsystem bis zur angestrebten Klimaneutralität 2045.
Was das Modell zeigt
Das EWI untersuchte einen Referenzpfad, der sich an den aktuellen Ausbauplänen orientiert, sowie zwei alternative Szenarien. Das kostenoptimierte Szenario setzt langfristig auf einen stärkeren Ausbau von Freiflächen-Photovoltaik und Windenergie an Land. Kurzfristig, also bis etwa 2030, kann laut Modell ein geringerer Zubau erneuerbarer Energien Kosten senken. Grund ist der für diesen Zeitraum angenommene verzögerte Anstieg der Stromnachfrage.
Langfristig dreht sich das Bild. Ein dauerhaft reduzierter Ausbau erneuerbarer Kapazitäten führt laut EWI zu höheren Strom- und Wasserstoffimporten sowie steigenden variablen Erzeugungskosten. Für Industrieunternehmen, die ihre Energiebeschaffung mehrere Jahre vorausplanen, ist das eine relevante Aussage zur Marktstruktur der Zukunft.
Freiflächen-PV vor Dachanlagen: Modell mit Einschränkungen
Beim Technologiemix der Photovoltaik empfiehlt das EWI-Modell eine Verschiebung in Richtung Freiflächen. Der aktuelle Netzentwicklungsplan sieht für 2045 rund 400 Gigawatt Photovoltaik vor, davon 55 Prozent auf Dächern und 45 Prozent auf Freiflächen. Das EWI-Modell bevorzugt Freiflächenanlagen wegen ihrer niedrigeren angenommenen Fixkosten.
Das Ergebnis hat jedoch Grenzen. Das Gutachten differenziert bei den Verteilnetzkosten nicht zwischen Dach- und Freiflächenanlagen. Die Autoren selbst räumen ein, dass Freiflächenanlagen in der Praxis voraussichtlich höhere Verteilnetzkosten verursachen. Flächenkosten bleiben ebenfalls außer Betracht. Die Aussage zum optimalen Verhältnis zwischen Dach- und Freiflächenanlagen ist deshalb nur eingeschränkt auf reale Investitionsentscheidungen übertragbar.
Systemdienlichkeit als Kostenhebel
Neben dem Technologiemix sieht das EWI in einer systemdienlicheren Auslegung neuer Anlagen erhebliches Einsparpotenzial. Dazu zählen die Begrenzung von Einspeisespitzen, die Überbauung von Netzanschlüssen sowie die gemeinsame Nutzung von Netzanschlüssen durch verschiedene Erzeuger oder Speicher. Das Institut empfiehlt, solche Konfigurationen über das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) finanziell anzureizen.
Ein weiterer Hebel sind dezentrale Flexibilitäten. Das Gutachten berücksichtigt Heimspeicher, flexibles Laden und Entladen von Elektrofahrzeugen sowie Wärmepumpen mit Wärmespeichern. Deren koordinierter Einsatz könnte Kraftwerks- und Brennstoffbedarfe senken. Voraussetzung sind eine weitere Digitalisierung der Netze und tragfähige Geschäftsmodelle für dezentrale Flexibilität am Markt.
Kritik am Netzpaket des Bundeskabinetts
Der LEE NRW nutzt die Studienergebnisse als Argument gegen die isolierte Betrachtung von Redispatch-Kosten. Redispatch bezeichnet Eingriffe des Netzbetreibers, bei denen Kraftwerke hoch- oder heruntergeregelt werden, um Netzengpässe zu beheben. Diese Kosten werden oft als Argument gegen einen weiteren Ausbau erneuerbarer Energien angeführt.
Das EWI-Modell zeigt dagegen: Auch im kostenoptimalen Szenario ist eine gewisse Abregelung langfristig wirtschaftlich sinnvoll. Nicht einzelne Gigawattzahlen oder Abregelungsmengen seien ausschlaggebend, sondern die volkswirtschaftlichen Gesamtkosten des Stromsystems. Der Verband kritisiert das vom Bundeskabinett beschlossene Netzpaket. Aus Sicht des LEE NRW werden neue Pflichten und wirtschaftliche Risiken zu stark den Betreibern erneuerbarer Anlagen zugewiesen, während ausreichende Anreize für einen schnelleren Netzausbau fehlen. Der Verband fordert Korrekturen im parlamentarischen Verfahren.
Einordnung
Für die Industrie hält das EWI-Gutachten fest: Die Systemkosten des deutschen Stroms bis 2045 hängen vom gewählten Ausbaupfad ab. Ein suboptimaler Pfad bedeutet höhere Importabhängigkeit und teurere variable Erzeugung, also strukturell höhere Industriestrompreise. Welche konkreten regulatorischen Entscheidungen im laufenden Gesetzgebungsverfahren zum Netzpaket fallen, ist für die mittel- und langfristige Energiebeschaffungsplanung relevant.
