Installierte Leistung (MW) verschiedener Energieträger             als Funktion des Anteils erneuerbarer Energie (%) CCGT (combined cycle gas turbine) = GuD; Gasspeicher in 1000 MWh (thermisch); Akku ("Battery") in MWh Speicherkapazität; Biogas in MW (elektrisch); Biogas und Biomethan in MW (thermisch); Methanherstellung in MW (thermisch) Quelle: Hlusiak 2012 (1)		Volllaststunden der thermischen Kraftwerke und der Speicherungen               als Funktion des Anteils an erneuerbarer Energie (%) Methanherstellung und GuD-Kraftwerke ("CCGT") in Volllaststunden ("FLh", full load hours) (linke Skala; Akku ("battery")-Ladung und -Entladung in Zyklen pro Jahr (rechte Skala) Quelle: Hlusiak 2012 (1)

Die obenstehenden Graphiken zeigen das technische Ergebnis.

Installierte Kapazitäten (links oben)
Man kann ablesen:
- Die maximal erforderliche Kapazität von 230 GW in Form von GuD-Kraftwerken bleibt zwischen 0 und 100 % EE nahezu konstant erhalten (schwarze Linie). Dies ist damit zu erklären, dass es immer einen Zeitpunkt geben wird, wo weder Sonne noch Wind Energie liefern.
- Mit den vorgegebenen 28 Cent/kWh für den Endverbraucher ist Netzparität überschritten, und dezentrale Photovoltaik wird als erste (billigste) EE bis zur Grenze installiert (gelbe und rote Linie bis etwa 25 % EE).
- Als nächstgünstige EE wird Wasserkraft, wiederum bis zur Systemgrenze, installiert (blaue Linie).
- Bei etwa 18 % EE setzt die Installation von Windanlagen ein, bei etwa 25 % die von zentralen PV-Anlagen.
- Biomethan und Biogas (hellgrün und braun) sind in diesem Szenario so teuer, dass sie erst oberhalb 60 % EE zum Einsatz kommen.
- Erst oberhalb von ca. 70 % EE werden zentrale (Kurzzeit)-Akkus (rot) und die Methanherstellung (dunkelgrün) erforderlich. Unterhalb kann die Spitzenlast stets noch mit fossilem Methan gedeckt werden.
Bei 100 % EE hat die Methanherstellung eine Kapazität von etwa 100 MW, d. h. vor Verlusten (50%) können 200 MW von überschüssiger Wind- oder Solarleistung verarbeitet werden, mehr als der Durchschnittsverbrauch an Strom (143 kW). 
- Oberhalb von etwa 90 % EE steigt die erforderliche Methan-Speicherkapazität stark an. Mit schließlich 120000 MWh (thermisch) könnten bei vollem Speicher etwa 5 % der erforderlichen Jahresenergie erbracht werden, d. h. die Speicher fassen Energie für knapp 20 Tage. Die Akkus fassen entsprechend den Bedarf für 2 Stunden.
- Die gesamte installierte Kapazität steigt von etwa 230 MW (0 % EE, nur GuD) auf etwa 1400 MW (100 % EE, alle Energieformen) an.

Man erkennt, dass der Kostenvorteil der entfallenden fossilen Brennstoffe dem Kostennachteil der stark gesteigerten Nennkapazitäten sowie der notwendigen Speicher entgegensteht. 

Volllaststunden (rechts oben)
Man kann ablesen:
- Die wie oben beschrieben konstante GuD-Kapazität wird statt mit über 5000 Volllaststunden bei 100 % EE nur noch mit etwa 1000 Volllaststunden betrieben. Bei einer Jahresstundenzahl von 8760 entspricht dies 11 % der Nennkapazität.
- Die Methanherstellung wird bei 100 % EE mit etwa 2000 Volllaststunden betrieben (25 % der Nennkapazität).
- Die Akkus werden etwa alle 2-3 Tage umgeschlagen.

Auch in dieser Darstellung erkennt man den Kostennachteil eines gering ausgelasteten Anlagenparks.

 

Zusammensetzung der Stromkosten (€/MWh)           als Funktion des Anteils an erneuerbarer Energie (%)   v.o.n.u.: Gasspeicher, Methanherstellung, Biogas, Biomethan, Akku, PV, Wind, Wasserkraft,    Erdgas, GuD   Quelle: Hlusiak 2012 (1)		Vollkosten der Elektrizität (€/MWh)            als Funktion des Anteils an erneuerbarer Energie (%)                      bei verschiedenen Gas- und CO2-Preisen   Strichlierungen (rechts oben): Gaspreise   Farben (rechts unten): CO2-Preise   Quelle: Hlusiak 2012 (1)

Kosten des Hauptszenarios
Das Hauptszenario ist mit einem Gaspreis von 5 Cent/kWh (thermisch) gerechnet, sowie mit CO₂-Kosten von Null.
Auf der Graphik links oben erkennt man, dass bei unter 50 % EE die eingesetzten regenerativen Energiequellen -Wasser, Wind, PV in dieser Reihenfolge wie oben schon beschrieben - zu einer Senkung der Kosten führen (die dezentrale Installation von PV/Akku ist nicht abgebildet). Zwischen 60 und 70 % EE sorgt die überproportional erforderliche Installation von Windkraft und PV zusammen mit dem beginnenden Einsatz von Speichern zu einer zunehmenden Kostensteigerung.

Kostensensitivität bezüglich der fossilen Brennstoffe
In der Graphik rechts oben kann man ablesen:
- Verdoppelte Gaskosten von 10 Cent/kWh (100 €/kWh, oberste Kurve grau gestrichelt) verschieben das Kostenminimum zu etwa 80 % EE, während eine ungefähre Halbierung des Gaspreises von 2,2 Cent/kWh (unterste Kurve schwarz gestrichelt) das Miminum verschwinden lässt: Fossile Energien werden stets kostengünstiger.
-  Eine effektive Verpreisung des CO2-Ausstoßes, z. B. über Zertifikate, führt entsprechend zu einer Begünstigung der erneuerbaren Energien. Ein CO₂-Preis von 75 €/t entspricht etwa 1,8 Cent/kWh Gaspreiserhöhung.
- Die letzten 20 % EE sind stets mit (relativen) Mehrkosten verbunden.

Interpretation

• Natürlich lebt diese Modellierung von den eingesetzten Kosten und Preisen. Diese können jedoch bei Bedarf korrigiert oder aktualisiert werden, sobald genauere Daten bekannt sind.
• Das Modell erfasst nicht die mögliche Nutzung von Abwärme, die dessen Kosten senken würden.
• Das Modell erfasst nicht die Stromnetze und die reale Konkurrenz auch durch (günstiger zu betreibende) Kohlekraftwerke, die dessen Kosten erhöhen würden.
   

Literatur:
(1) M. Hlusiak, Ch. Breyer, "Integrating End-User and Grid Focused Batteries and Long-Term Power-to-Gas Storage for Reaching a 100 % Renewable Energy Supply", Proceedings of the 7th International Renewable Energy Storage Conference, 12-14th November 2012, Berlin, Germany (Preprint)