How Renewable Energy Is Changing the German Energy System—a Counterfactual Approach

Abstract

At least once a year, when the new levy for the support of renewable energy sources for electricity production (RES-E) is announced, the German public critically discusses the energy transition. Arguments against RES-E vary greatly, including that they are too expensive, contribute little or not at all to reducing CO₂ emissions, present risks to the security of supply and require large grid investment. Whatever the criticism, it at least raises the interesting question of how the German energy system would look like without RES-E. To answer that question a counterfactual Germany power generation portfolio without RES-E is developed. The effects of German RES-E on the European power market are then derived from scenario analysis.

The presented analysis is based on a counterfactual approach using the electricity market model ELTRAMOD, which is based on a cost minimization approach with a time resolution of 8760 h. The modeling problem is split into two models reducing the complexity of the modeled problem: ELTRAMOD-INVEST and ELTRAMOD-DISPATCH. At first, ELTRAMOD-INVEST is used to calculate the counterfactual power plant investments in Germany. Afterwards, the European power plant dispatch is determined with ELTRAMOD-DISPATCH. As RES-E emit no carbon emissions, the carbon price is modeled endogenously to see how German RES-E influence carbon prices and what the effects are.

In the counterfactual scenario, where no German RES-E are installed, the conventional capacity increases up to 8 GW (about 8% of the overall conventional capacity) compared to reality in 2016. That indicates that RES-E prevented investments in conventional capacities. Furthermore power prices in the counterfactual scenario increase up to 18 €/MWh compared to real power prices, which equals the long-term merit order effect. It is composed of three parts: a changed power plant dispatch, higher CO₂ prices and additional conventional capacity. The changed power plant dispatch and higher CO₂ prices increase the power prices up to 12 €/MWh, in contrast the additional conventional capacity decreases the power price up to 3.5 €/MWh.

Zusammenfassung

Mindestens einmal im Jahr, wenn die neue EEG-Umlage angekündigt wird, diskutiert die deutsche Öffentlichkeit kritisch über die Energiewende. Die Argumente gegen Erneuerbare Energien (EE) sind sehr vielfältig, z. B. sind sie zu teuer, leisten nur einen kleinen oder gar keinen Beitrag zur Reduzierung der CO₂-Emissionen, gefährden die Versorgungssicherheit und verursachen hohe Netzinvestitionen. Wie auch immer die Kritik bewertet wird, wirft sie zumindest die spannende Frage auf, wie das deutsche Energiesystem ohne EE aussehen würde. Um diese Frage zu beantworten, wird ein hypothetischer deutscher Kraftwerkspark ohne EE entwickelt. Aus einer Szenarioanalyse werden dann die Auswirkungen der deutschen EE auf den europäischen Strommarkt abgeleitet.

Die vorliegende Analyse basiert auf einem kontrafaktischen Ansatz der im Strommarktmodell ELTRAMOD umgesetzt wird. ELTRAMOD hat einen Kostenminimierungsansatz mit einer Zeitauflösung von 8760 h. Zur Reduktion der Komplexität wird das Modellierungsproblem auf zwei Modelle verteilt: ELTRAMOD-INVEST und ELTRAMOD-DISPATCH. Zunächst werden mit ELTRAMOD-INVEST die kontrafaktischen Kraftwerksinvestitionen in Deutschland berechnet. Anschließend wird der europäische Kraftwerkseinsatz mit ELTRAMOD-DISPATCH ermittelt. Da deutsche EEs kein Kohlendioxid emittieren, wird der CO₂-Preis endogen modelliert, um zu ermitteln, wie die deutschen EEs die CO₂-Preise beeinflussen.

Im kontrafaktischen Szenario, in dem keine deutschen EE installiert sind, steigt die konventionelle Kapazität im Vergleich zur Realität im Jahr 2016 um bis zu 8 GW (rund 8 % der gesamten konventionellen Kapazität). Das zeigt, dass EE Investitionen in konventionelle Kapazitäten verhindert haben. Darüber hinaus steigen die Strompreise im kontrafaktischen Szenario im Vergleich zu den realen Strompreisen um bis zu 18 €/MWh, was dem langfristigen Merit-Order-Effekt entspricht. Er besteht aus drei Teilen: einem geänderten Kraftwerkseinsatz, höheren CO₂-Preisen und zusätzlichen konventionellen Kapazitäten. Der geänderte Kraftwerkseinsatz und höhere CO₂-Preise erhöhen die Strompreise um bis zu 12 €/MWh, während die zusätzliche konventionelle Kapazität den Strompreis um bis zu 3,5 €/MWh reduziert.