Henning Dettmer. Entwicklungspersektiven der Windenergie in Deutschland

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1 Henning Dettmer Entwicklungspersektiven der Windenergie in Deutschland Neustrelitz, 11. September 2013

2 Agenda 1. Der BWE stellt sich vor 2. Windenergie in Deutschland Status quo 3. Stromerzeugungsmix 2012 und Ausbauszenario EEG-Umlage und Kostendebatte 5. Fazit

3 Der BWE stellt sich vor 3

4 Der BWE im Überblick Einer der größten Verbände der Erneuerbaren Energien weltweit mit rund Mitgliedern Partner von Unternehmen der Branche wie Hersteller, Zulieferer, Planer, Sachverständige etc. Im BWE sind Know-how und Erfahrung der gesamten Branche konzentriert Ansprechpartner für Politik, Wirtschaft, Wissenschaft und Medien BWE versteht sich als Schrittmacher in der Energiepolitik und Meinungsführer in Sachen Erneuerbare Energien Engagiert sich auf internationaler Ebene in den wichtigsten Verbänden und Gremien Mitglied in EWEA, EREF, GWEC und WWEA 4

5 Der BWE im Überblick Politische Arbeit auf Bundes-, Landes- sowie Regionalebene Informiert Medien und Öffentlichkeit zum Thema Windenergie Mitglieder-Service Erstellen von Daten und Fakten zur Windenergie Seminare, Workshops, Fachtagungen und Konferenzen Partnerschaften mit der Hannover Messe, der WindEnergy Hamburg und der HusumWind Diverse Publikationen in deutsch und englisch: Windindustrie in Deutschland, jährlich erscheinende BWE-Marktübersicht sowie BWE- Marktübersicht spezial zu diversen Themen Herausgeber des führenden Fachmagazins neue energie sowie der englischen Ausgabe new energy 5

6 Landes- und Regionalverbände 13 Landesverbände 41 Regionalverbände 6

7 Beiräte, Betreiberforen und Arbeitskreise Beiräte Betreiberforen Arbeitskreise Betreiber Betriebsführer Anleger Juristen Finanzierer Sachverständige Windgutachter Hersteller und Zulieferer Planer Enercon Vestas DeWind NEC-Micon Nordex RePower Siemens Fundamente Kennzeichnung Naturschutz Netze Radar Rotorblatt Öffentlichkeitsarbeit Weiterbetrieb Wissenschaftler 7

8 Windenergie in Deutschland Status Quo

9 Datenblatt Windenergie im Vergleich Bereich Installierte Gesamtleistung ,16 MW ,04 MW Neubau an installierter Leistung 2.415,16 MW 2.085,72 MW Anlagenzahl Repowering (abgebaut) 178,56 MW 123 MW Repowering (dafür aufgebaut) 431,63 MW 238 MW Neu aufgebaute Anlagen Stromproduktion durch WEA 46,0 Mrd. kwh 48,9 Mrd. kwh Anteil an Bruttostromerzeugung 7,4 % 8,0 % 9 Quellen: BWE, DEWI, DWG, VDMA; AGEE

10 Windenergie in Deutschland Stand Gesamt installierte Leistung: ,60 MW Neu installierte Leistung: 2.415,16 MW davon Offshore: 280,30 MW (erste Einspeisung) Gesamt installierte Leistung in MW Neu installierte Leistung in MW 10 Quelle: BWE, DEWI, VDMA,DWG

11 1.950, , ,54 899,59 868,89 802,24 501,56 229,50 158,15 149,01 52,75 50,80 2, , , , , ,47 Installierte Leistung und Zubau Bundesländer im Jahr 2012 MW Gesamt installierte Leistung Zubau Quelle: BWE, DEWI, VDMA, DWG

12 Anteile Erneuerbarer Energie an der Bruttostromerzeugung Deutschlands Prozent 25 21,9% Erneuerbare Energien Windenergie 10 7,4% 5 6,6 1, * 2012* 12 Quelle: AG Energiebilanzen e.v.

13 Windenergie weltweit 2012 Top 10 der installierten Gesamtleistung in MW und Marktanteil in Prozent Staat MW in Prozent China** ,8 USA ,2 Deutschland ,1 Spanien ,1 Indien ,5 Großbritannien ,0 Italien ,9 Rumänien Kanada Brasilien Spanien Italien Restliche Welt China** Frankreich** ,5 Großbritannien Kanada ,2 Portugal ,6 Restliche Welt ,1 Indien Deutschland USA Total Top ,9 Total weltweit ,0 ** Vorläufige Angaben 13 Quelle: GWEC und eigene Berechnungen

14 Stromerzeugungsmix 2012 und Ausbauszenario 2030

15 Im Jahr 2012 hatten die Erneuerbaren Energien einen Anteil von 22% am Stromerzeugungsmix

16 Im Jahr 2030 werden die Erneuerbaren Energien fast 80% des Strombedarfs decken können

17 Mehr als 70% des Stroms aus Erneuerbaren werden durch Wind und Sonne bereitgestellt 71,6%

18 Die installierte Leistung für Wind onshore wird im Jahr 2030 bei rund 63 GW liegen 18

19 Mit der Zunahme der Einspeisung von Strom aus EE wird die Systemflexibilität steigen müssen Last und Residuallast 2012 GW 2012 GW Szenario Last und Residuallast 2030 (Szenario) (40) (40) (80) Last EE-Erzeugung Residuallast (80) Last EE-Erzeugung Residuallast Quelle: BEE; Studie Möglichkeiten zum Ausgleich fluktuierender Einspeisungen aus EE Residuallast = nachgefragte Leistung (Last) abzüglich fluktuierende Einspeisung von Erneuerbaren Energien 19

20 Optionen zur Steigerung der Systemflexibilität (sog. Flexibilitätsoptionen) Lastmanagement Flexibilisierung der Nachfrage in der Industrie, in Haushalten und beim Kleinverbrauch Überschussstrom zu Wärme Bedarfsgerechtere EE-Stromerzeugung Einspeisemanagement Wind & PV Strombedarfsorientierte Fahrweise von Biomasseanlagen & Wasserkraft Verbesserte Auslegung von Windund PV-Anlagen Konventionelle Kraftwerke inkl. KWK Retrofit bestehender Kraftwerke Neubau hochflexibler thermischer Kraftwerke Stromgeführte Fahrweise von KWK in Verbindung mit Wärmespeichern Stromspeicher Pumpspeicher Gasproduktion aus Biomasse statt direkter Verstromung Batterien inkl. Elektromobilität Power to Gas 20

21 Flexibilitätsoption Power to Gas Definition Power to Gas: Erzeugung, Nutzung, Speicherung und ggf. Rückverstromung von Wasserstoff oder Methan Quelle: Krause, H.; Nitsche, J.; Prozessschritte Power to Gas 1. Aufspaltung der elektrischen Energie in Wasserstoff (H 2 ) und Sauerstoff (O 2 ) 2. Weiterverarbeitung des Wasserstoffs durch Zugabe von CO oder CO 2 zu synthetischem Methan (CH 4 ) 3. Einspeisung ins Erdgasnetz und Einsatz in den Bereichen Strom, Wärme, Verkehr oder als Prozessgas 21

22 Entwicklungsstand und Potenziale von Power to Gas Elektrolyse und Methanisierung sind erprobte Techniken; es fehlt allerdings momentan noch der großtechnische Einsatz Pilot- und Demonstrationsanlagen haben sich von einer Anlagengröße von 25 kw auf mittlerweile 6 MW entwickelt; bis zum Jahr 2015 sollen Anlagengrößen von 20 MW realisiert werden Das Erdgasnetz in Deutschland bietet Speichervolumen von über 200 TWh; das zukünftige Speichervolumen wird auf 400 TWh geschätzt Bei der Rückverstromung bestehen relativ niedrige Wirkungsgrade Gesamtwirkungsgrad Strom-> H 2 -> Strom: rund 50% Gesamtwirkungsgrad Strom-> CH 4 -> Strom: 30-40% Auch ohne Rückverstromung besteht großes Potenzial im Wärme- und Verkehrsbereich 22

23 Kosten und Wirtschaftlichkeit von Power to Gas Kosten entstehen im Wesentlichen bei der Elektrolyse und der Methanisierung Spezifische Investitionskosten liegen je nach Anlagengröße zwischen und EUR/kWh Wesentliche Treiber der Wirtschaftlichkeit von Power to Gas: Preis des Überschussstroms Herkunft und Verfügbarkeit von CO 2 Preisentwicklung Erdgas und CO 2 -Zertifikate Selbst bei einem Preis des Überschussstroms von Null ist derzeit noch keine Wirtschaftlichkeit von Power to Gas darstellbar Aufgrund der großen Speicherkapazitäten und der breiten Einsatzbereichs wird das Power to Gas-Konzept weiter verfolgt werden 23

24 Zeitschiene zum Einsatz von Flexibilitätsoptionen EE-Erzeugung 1) 22% 47% 79% ca. 100% ca. 120% DSM Industrie DSM Haushalte, Gewerbe Überschussstrom zu Wärme Einspeisemanagement Wind & PV Strombedarfsorientierter Einsatz Biogas und feste Biomasse Strombedarfsorientierter Einsatz Biomethan (Einspeisung ins Erdgasnetz) Nutzung bestehender Kraftwerke Flexibilitätssteigerung bestehender Kraftwerke durch Retrofit Neue flexible Kraftwerke Stromgeführte KWK Nutzung Netzersatzanlagen Pumpspeicher Druckluftspeicher (?) Batteriespeicher 1) % des Verbrauchs; die nutzbare EE-Erzeugung ist kleiner wegen Speicherverlusten. Power to Gas (CH 4 ) Power to Gas (H 2 ) Quelle: BEE; Studie Möglichkeiten zum Ausgleich fluktuierender Einspeisungen aus EE 24

25 EEG-Umlage und Kostendebatte

26 Entwicklung von Strompreis und EEG-Umlage Quelle: Deutsche Umwelthilfe; Studie Die Energiewende und die Strompreise in Deutschland 26

27 Die Ausgaben privater Haushalte für Elektrizität liegen seit vielen Jahren bei rund 2,5% des BIP Bruttoinlandsprodukt im Jahr 1991: Mrd. EUR Bruttoinlandsprodukt im Jahr 2011: Mrd. EUR Quelle: Expertenkommission zum Monitoring-Prozess Energie der Zukunft 27

28 Preisentwicklung fossiler Rohstoffe seit 1991 Quelle: Expertenkommission zum Monitoring-Prozess Energie der Zukunft Quelle: Deutsche Umwelthilfe; Studie Die Energiewende und die Strompreise in Deutschland 28

29 Methodik zur Berechnung der EEG-Umlage (Vereinfachte Darstellung) Kosten der ÜNBs (Vergütungszahlungen für EE-Anlagenbetreiber zzgl. weitere Kosten) Einnahmen der ÜNBs (EE-Stromverkauf an der Börse) EEG-Umlage Cent/kWh Nicht privilegierter Letztverbrauch

30 Zusammensetzung der EEG-Umlage ,12 Ct/kWh 0,11 Ct/kWh 0,67 Ct/kWh 0,85 Ct/kWh 1,22 Ct/kWh 2,29 Ct/kWh Reine Förderkosten Industrieprivilegierung Börsenpreiseffekt Nachholung 2012 Marktprämie Liquiditätsreserve Quelle: BEE Hintergrundpapier zur EEG-Umlage 2013 Die reinen EEG-Förderkosten machen lediglich 44% der gesamten EEG- Umlage aus; die restlichen Kosten sind EEG-fremde Kosten 30

31 Cent pro kwh Zusammensetzung der reinen Förderkosten der EEG-Umlage ,5 2 0,22 0,04 0,02 1,5 0,63 1 2,29 Ct/kWh 0,5 1,38 0 Photovoltaik Biomasse Wind onshore Wind offshore Andere Der Anteil von Wind onshore an der EEG-Umlage 2013 beträgt lediglich 0,22 ct/kwh bzw. knapp 4,2%! Quelle: BEE Hintergrundpapier zur EEG-Umlage

32 Fazit

33 Ohne Wind wird die Energiewende nicht gelingen! Windenergie ist die Form der Stromerzeugung mit den geringsten CO 2 - Emissionen Windenergieanlagen erzeugen rund 42% des Ökostroms, benötigen aber nur 19% der gesamten EE-Förderung Die gesamtgesellschaftlichen Kosten der Stromerzeugung durch Windenergie onshore betragen lediglich 8,1 ct/kwh; Zum Vergleich: die Kosten für Steinkohle, Braunkohle und Atomenergie betragen zwischen 14,8 und 16,4 ct/kwh Mit einem Flächenverbrauch von nur 1% der Gesamtfläche Deutschlands könnten bis zu 94 GW Wind onshore-leistung installiert werden Die Windbranche beschäftigt bereits heute Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter Tendenz weiter steigend Wind onshore trägt dazu bei, kommunale Steueraufkommen zu erhöhen und die Kaufkraft vor Ort zu stärken 33

34 Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit Bundesverband WindEnergie e.v. T +49 (0)30 / Neustädtische Kirchstraße 6 F +49 (0)30 / Berlin

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