Kendziorski, MarioGöke, LeonardKemfert, ClaudiaHirschhausen, Christian R. vonZozmann, Elmar2021-08-232022-01-132022-11-252022-01-132022-11-252021978-3-946417-58-31614-6921https://orlis.difu.de/handle/difu/583355Die auf europäischer Ebene, in Deutschland als auch in vielen Bundesländern, Städten, Gemeinden, Quartieren und kleineren Einheiten vereinbarten Ziele zu Klimaneutralität, Dekarbonisierung, Teilhabe und andere führen zu einer Vollversorgung mit erneuerbaren Energien ("100% EE"), da weder fossile noch fissil-atomare Technologien ökologisch wie ökonomisch tragfähige Lösungen sind. Jedoch stellt sich die Frage der Ausgestaltung der Vollversorgung mit Erneuerbaren: Insbesondere sind die Vorteile eines vom bisherigen System abweichenden, dezentralen Planungsansatzes zu berücksichtigen, welcher absehbare Netzengpässe einkalkuliert und stärker auf lastnahe Erzeugung bzw. auch Bürgerbeteiligung an Erzeugung und Verbrauch ("Prosumage") setzt. Wie verändert sich der Erzeugungsmix in solchen Szenarien? Und welche Kostenunterschiede hätte ein dezentrales, auf 100% Erneuerbaren basiertes Energiesystem im Vergleich mit einem zentral angelegten, in welchem Netzengpässe bei der Standortwahl für Erzeugungs- oder Flexibilitätskonzepte keine Rolle spielen? Und ist der dezentrale Ansatz überhaupt wesentlich teurer als das traditionelle System? Zur Beantwortung dieser Fragen werden in dieser Studie Szenarien in Bezug auf erneuerbare Energien (EE)-Zubaumengen, regionale Ausgestaltung sowie die Interdependenz mit dem Netzausbaubedarf miteinander verglichen. Dabei werden modellbasierte Szenarien entwickelt, bei denen die Netzausbaukosten explizit berücksichtigt werden; darüber hinaus werden unterschiedliche Grade an dezentraler Energieerzeugung und -speicherung miteinander verglichenGraue Literatur10419/236742EnergiewendeEnergieerzeugungErneuerbare EnergieDezentrale EnergieversorgungBürgerbeteiligungEnergieverbrauchEnergiesystemEnergiebedarfNetzausbauSzenario