Dr. Stefan Linder / ABB Power Systems Führen KEV und Einspeisegarantie zum Ziel? Energienetwork 31. Oktober 2012

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1 Dr. Stefan Linder / ABB Power Systems Führen KEV und Einspeisegarantie zum Ziel? Energienetwork 31. Oktober 2012

2 Übersicht Einführung & kritische Thesen Investitionsanreize? Integration von Wind und Sonne Fehlende Elemente und Lösungsansätze Zusammenfassung ABB Group November 1, 2012 Slide 2

3 Globaler Energy Energiebedarf Demand [Mtoe] Einführung Globaler Bedarf an Primärenergie Quelle: World Energy Outlook 2011 Weiter wie bisher Neue Energiepolitik = verabschiedete (in Kraft gesetzte) und beschlossene zukünftige Strategien Neue Energiepolitik 450 Szenario 450 Szenario = Beschränkung der globalen Erwärmung auf 2 C (450 ppm CO2 Äquivalente in der Atmosphäre) 1 Mte = 1 Megatonne Erdöl Äquivalente Year Jahr Heutiger globaler Primärenergiebedarf: Äquivalent zu 12.5 Mrd. Tonnen Erdöl Entspricht etwa dem Inhalt des Neuenburgersees

4 Einführung Quellen der Primärenergie (2009) Quelle: World Energy Outlook % 0.8% 5.8% 20.9% 2.3% 32.9% Erdöl Kohle Erdgas Nuklear Hydro Biomasse & Abfall Wind, Solar, Geoth. 27.2% 81% der Primärenergie stammt aus fossilen Quellen Nur 13% der Primärenergie kann als nachhaltig gewertet werden

5 Energiebedarf [PJ] Einführung Neue Energiestrategie Schweiz Quelle: Energiestrategie des Bundes 2050 Umrechnungen: 3.6 PJ = 1 TWh = ca Mtoe d.h. 500 PJ = ca. 35 Mtoe Jahr Biogas als Treibstoff Flüssige Biotreibstoffe Wasserstoff Biogas, Klärgas Umgebungswärme Solarwärme Holz (Industrie-)Abfälle Fernwärme Elektrizität Flugtreibstoffe Kohle Erdgas Benzin + Diesel Heizölprodukte ohne Treibstoffe

6 Erneuerbare Energiequellen Potenziale, Beispiel Schweiz 1) «Energiezukunft Schweiz», ETH Studie November 2011 Erneuerbare Energiequelle Potenzial bis ) (TWh pro Jahr) Solar Biomasse 5 8 Wasser (zusätzlich) 4 6 Wind 2 4 Geothermie 0 8 Total Vergleich: Total nuklear erzeugte Energie CH: 25 TWh/Jahr Beurteilung PV kann und muss (lokal) die Hauptrolle der Energiewende spielen Wind hat ein limitiertes Potenzial in der Schweiz ABB Group November 1, 2012 Slide 6

7 (Kritische) Thesen Das heutige KEV System erzeugt wahrscheinlich nicht genügend Investitionsanreize zur Erreichung der Ausbauziele der neuen erneuerbaren Energien Die Erzeugung von erneuerbaren Energien im Ausland ist ein vielversprechender Weg Einspeisegarantie und garantierte Preise (= Nicht Marktteilnahme) senken Investitionsanreize für wichtige Mittellastkraftwerke Speichertechnologien sollten unbedingt forciert werden ABB Group November 1, 2012 Slide 7

8 (Kritische) Thesen Das heutige KEV System erzeugt wahrscheinlich nicht genügend Investitionsanreize zur Erreichung der Ausbauziele der neuen erneuerbaren Energien Die Erzeugung von erneuerbaren Energien im Ausland ist ein vielversprechender Weg Einspeisegarantie und garantierte Preise (= Nicht Marktteilnahme) senken Investitionsanreize für wichtige Mittellastkraftwerke Speichertechnologien sollten unbedingt forciert werden ABB Group November 1, 2012 Slide 8

9 PV Installationspreise Kommerzielle Anlagengrösse (Prognose aus 2011)

10 LCOE (CHF/kWh) 2020 (Prognose) 2012 (ist) 2010 (ist) PV Business Case Erzeugungskosten DC/AC Konversionseffizienz = 95% 1% Panel Degradation pro Jahr Lebensdauer der Anlage = 25 Jahre Jährliche Betriebskosten = 2% der Installationskosten WACC = 5% PV in der Schweiz (900 kwh/kwp) PV in Südspanien (1500 kwh/kwp) Anlagekosten (kchf/kwp) Elektrizitäts Grosshandelspreise PV in Südspanien wird bald konkurrenzfähig zu konventioneller Erzeugung In der Schweiz bleibt PV deutlich teurer als konventionelle Erzeugung

11 LCOE (CHF/kWh) PV Business Case Heimproduktion oder Import? DC/AC Konversionseffizienz = 95% 1% Panel Degradation pro Jahr PV in der Schweiz (900 kwh/kwp) PV in Südspanien (1500 kwh/kwp) Lebensdauer der Anlage = 25 Jahre Jährliche Betriebskosten = 2% der Installationskosten WACC = 5% PV Südeuropa + Transport in CH Anlagekosten (kchf/kwp) Transport über 1000 km erhöht LCOE um ca Rp./kWh inkl. Abschreibungen, Zinsen, Betriebs- und Verlustkosten

12 LCOE (CHF/kWh) PV Business Case LCOE und KEV DC/AC Konversionseffizienz = 95% 0.50 PV in der Schweiz (900 kwh/kwp) 1% Panel Degradation pro Jahr 0.40 PV in Südspanien (1500 kwh/kwp) Lebensdauer der Anlage = 25 Jahre Jährliche Betriebskosten = 2% der Installationskosten WACC = 5% KEV 2012 (ab 1.10), freistehende Grossanlage (1 MWp), inkl. MWSt KEV 2012 (ab 1.10), angebaute Dachanlage (< 10 kwp), inkl. MWSt Anlagekosten (kchf/kwp) KEV erlaubt weniger als 5% WACC bei 900 kwh/kwp pro Jahr Investitionsanreize für institutionelle Anleger nur an Top-Standorten Geringe Anreize für kleinere Privatanlagen

13 LCOE (CHF/kWh) PV Business Case Alternatives Fördermodell für Kleinanlagen DC/AC Konversionseffizienz = 95% 1% Panel Degradation pro Jahr PV in der Schweiz (900 kwh/kwp) Lebensdauer der Anlage = 25 Jahre Jährliche Betriebskosten = 2% der Installationskosten WACC = 5% Hochtarif % Anlagekosten (kchf/kwp) Derzeit diskutiertes Modell: 30% Investitionsförderung, keine KEV Zähler-Netting (Zähler läuft rückwärts bei Einspeisung)

14 (Kritische) Thesen Das heutige KEV System erzeugt wahrscheinlich nicht genügend Investitionsanreize zur Erreichung der Ausbauziele der neuen erneuerbaren Energien Die Erzeugung von erneuerbaren Energien im Ausland ist ein vielversprechender Weg Einspeisegarantie und garantierte Preise (= Nicht Marktteilnahme) senken Investitionsanreize für wichtige Mittellastkraftwerke Speichertechnologien sollten unbedingt forciert werden ABB Group November 1, 2012 Slide 14

15 % der jährlichen Erzeugung & Verbrauch Eigenschaften Wind und Sonnenenergie Systematische Schwankungen Quellenangaben: 14% Verbrauch: 15 Jahres-Durchschnitt CH, Quelle BfE Wind: 25 Jahres- Durchschnitt DK, Quelle: windstat.dk Solar: 10 Jahres- Durchschnitt Süddeutschland (München), Quelle: pv-ertraege.de 12% 10% 8% 6% 4% 2% Verbrauch Schweiz Photovoltaik Süddeutschland Wind Dänemark 0%

16 Leistung [MW] Eigenschaften Wind + Sonnenenergie Kapazitätsfaktor 1 maximal mögliche Leistung = installierte Leistung Kapazitätsfaktor = Mittelwert der gelieferten Leistung Maximal mögliche Leistung 1 Beispiel: Windpark in Irland: Jahresspitzenwert Jahresmittelwert Stunde (total 1 Jahr) Jahresmittelwert: 450 MW Spitzenwert: 1450 MW (Systemrelevanter) Kapazitätsfaktor 450 MW/1450 MW = 31% ABB Group November 1, 2012 Slide 16

17 Eigenschaften Wind und Sonnenenergie Kapazitätsfaktor Quelle Ort Erwarteter Kapazitätsfaktor Wind Binnenland (an geeigneten Lagen) 20 22% Küstenregionen 28 33% Offshore bis 43% Solar Mitteleuropa 10% Südeuropa (z.b. Südspanien) 17% Hydro Zentraleuropa 60% Fazit Je tiefer der Kapazitätsfaktor, desto «komplizierter» ist die Energiequelle (d.h., schwer zu integrieren) Bereits mit 10% Sonnenenergie in der Schweiz kann in Spitzenzeiten der gesamte momentane Energiebedarf durch PV gedeckt sein ABB Group November 1, 2012 Slide 17

18 Erzeugungsüberschuss [MW] Excess Generation[MW] Generation und Verbrauch Beispiel Schweiz mit 30% Wind+Solar (18 TWh) Total 18 TWh Wind+Solar, mit 80% Solar, 20% Wind Jan Feb Mrz Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez Stunde Nr. Zeitweilige massive Überproduktion während Sommermonaten

19 Leistung [MW] Leistung [MW] Generation und Verbrauch Beispiel Schweiz mit 30% Wind+Solar (18 TWh) Total 18 TWh Wind+Solar, mit 80% Solar, 20% Wind PV Last Residuallast Juni Wind Hydro (Laufkraftwerke), Nuklear, Biomasse, etc Mo Di Mi Do Fr Sa So Last Residuallast PV Januar Wind Hydro (Laufkraftwerke), Nuklear, Biomasse, etc

20 Preis [EUR/MWh] Energieproduktion [MWh] Folgen des Ausbaus Erneuerbarer Energien Energiepreise in Spanien (OMEL) Markt-Daten von OMEL ( Residuallast Kohle KKW Wind + Solar Tag (November 2011) Energiepreise korrellieren stark mit Residuallast («Balancing» Bedarf)

21 Preis pro MWh (Sommer) Folgen des Ausbaus Erneuerbarer Energien Erwartete Entwicklung der Energiepreise aktuell (typisch) ca. 10% solar > 15% solar 06:00 12:00 18:00 24:00 Tageszeit

22 Folgen des Ausbaus Erneuerbarer Energien Hohe Einspeisung von Solar- und Windenergie führt zu massiver zeitweiser Überproduktion Energiepreise kollabieren bei hoher RES Einspeisung konventionelle thermische Generation wird in der Sequenz der Grenzkosten verdrängt Business Case für konventionelle Kraftwerke geht verloren (Sterbesequenz: Kohle, KKW, CCGT) Bei Wegfall der KEV und/oder Einspeisegarantie geht Business Case für Wind- und Solaranlagen verloren Zu wenig «balancing» Kapazität Energiepreise steigen in Nacht, bei schlechtem RES-Wetter, und im Winter Ausbauziel wird wegen fehlenden Investitionsanreizen verfehlt Fehlen noch wichtige Elemente der Energiewende? Falls ja, welche(s)?

23 (Kritische) Thesen Das heutige KEV System erzeugt wahrscheinlich nicht genügend Investitionsanreize zur Erreichung der Ausbauziele der neuen erneuerbaren Energien Die Erzeugung von erneuerbaren Energien im Ausland ist ein vielversprechender Weg Einspeisegarantie und garantierte Preise (= Nicht Marktteilnahme) senken Investitionsanreize für wichtige Mittellastkraftwerke Speichertechnologien sollten unbedingt forciert werden ABB Group November 1, 2012 Slide 23

24 Erzeugung; Last Energiespeicherung Technologien Es gibt nicht DIE beste Speichertechnologie: Jede Technologie hat ihr spezifisches Anwendungsfeld Zeit Speicherlösung wirtschaftliche Kapazität Netzebene Hydro-Pumpspeicherwerke > 200 MWh 1 Druckluftspeicher (CAES) MWh 1,3 Elektrothermischer Speicher (ETES) MWh 3,5 Batteriespeicher (BESS) < 20 MWh 5,7 ABB Group November 1, 2012 Slide 24

25 Wirtschaftlichkeit von Energiespeichern Betriebswirtschaftliche Betrachtung Annahmen: 1) Ankauf = 50 CHF/MWh 2) Durchschnittliche Auslastung = 70% 3) Li-Ionen Akkupreis = 800 CHF/kWh (2011) sinkend auf ca. 200 CHF/kWh (2015), Lebensdauer = Zyklen od. 10 Jahre Li-Ionen Batteriesystem 4 MW / 16 MWh Thermoel. Speicher (ETES) 50 MW / 200 MWh Druckluft-Speicher (CAES) 300 MW / 1 GWh Pumpspeicher 1 GW / 5 GWh Abschreibungen Energieverlustkosten Fixkosten und Unterhalt Kosten pro Speicherzyklus (CHF/MWh) Investitionsschwelle für kommerzielle Speichersysteme: Preisdifferenz Kauf-Verkauf muss Speicherzykluskosten überkompensieren ABB Group November 1, 2012 Slide 25

26 Preis pro MWh (Sommer) Folgen des Ausbaus Erneuerbarer Energien Erwartete Entwicklung der Energiepreise aktuell (typisch) ca. 10% solar > 15% solar 06:00 12:00 18:00 24:00 Tageszeit

27 LCOE (CHF/kWh) PV Business Case «Vollkosten» importierter und heimischer PV DC/AC Konversionseffizienz = 95% 1% Panel Degradation pro Jahr Lebensdauer der Anlage = 25 Jahre Jährliche Betriebskosten = 2% der Installationskosten WACC = 5% PV in der Schweiz (900 kwh/kwp) PV in Südspanien (1500 kwh/kwp) PV CH + Speicherung von 30% der Erzeugung PV Südeuropa + Transport in CH + Speicherung von 20% der Erzeugung Anlagekosten (kchf/kwp) PV Südeuropa + Transport in CH Transport über 1000 km erhöht LCOE um ca Rp./kWh Speicherung verteuert PV durchschnittlich um ca. 2 3 Rp/kWh

28 Zusammenfassung Einspeisegarantien und garantierte Preise drohen mittelfristig Business Cases für wichtige Mittellast-Kraftwerke zu zerstören Massiver Ausbau der Solarenergie in der Schweiz scheint schwierig Investition in Grossanlagen rentiert nur an Top-Standorten Geringe Anreize für Kleinanlagen Energiespeicherung verbessert Integration von Wind+PV und beruhigt Volatilität der Energiepreise Verhindert insbesondere volkswirtschaftlich schädliche Tiefstpreise Import von Solarenergie aus Südeuropa/Afrika scheint sinnvoll Erzeugungs- und Uebertragungskosten geringer als lokale Erzeugungskosten Geringere Anforderungen an Speicherkapazität Stärkere internationale Vernetzung ist ohnehin notwendig ABB Group November 1, 2012 Slide 28

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