Ist die Energiewende zu teuer? Wirtschaftliche Potenziale durch regenerative Energien.

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1 Fraunhofer IWES Energiesystemtechnik Norman Gerhardt Energie für die Zukunft Ist die Energiewende zu teuer? Wirtschaftliche Potenziale durch regenerative Energien.

2 Inhalt Geschäftsmodell Energiewende Ökonomisches Grundprinzip Energieverbrauch Deutschland 100%-Szenario Technik 100%-Szenario Wirtschaftlichkeit Systemintegration hoher Anteile fluktuierender EE Politische Diskussion

3 Investitionen in die Energiewende Die Ausgaben, die in der Durchführung der Energiewende anfallen, müssen vor allem als Investition in eine neue Energieinfrastruktur betrachtet werden. Der Begriff der Kosten der Energiewende greift zu kurz. Wirtschaftlich gesehen bedeutet die Energiewende: Investitionen in neue kapitalkostenintensive Technologien (CAPEX) Ablösung alter betriebskostenintensiven Technologien (OPEX) Ersparnisse durch verminderte Primärenergiekosten und -importe Investitionen in die Energiewende gegenüberstellen Energiewende als Contracting-Geschäft Vorfinanzierung von Investitionen die langfristig rentabel sind unter gleichbleibenden Endverbraucherkosten

4 Grundprinzip i Der Clou bei der Finanzierung der Energiewende besteht darin, den Effekt der zukünftigen Ersparnisse an den operativen (Brennstoff-)Kosten durch Finanzierungsmechanismen nach vorne zu ziehen. Für den Energieverbraucher können die Preissteigerungen minimiert und langfristig reduziert werden.

5 Primärenergie aufgeteilt nach Energieträgern Stromerzeugung: Hoher Anteil für Primärenergie aber Beschaffungskosten dafür sind relativ gering. Öl und Gas: Teuer und schwer substituierbar Werden vor allem im Verkehrs- und Wärmesektor eingesetzt.

6 Primärenergie aufgeteilt nach Verbrauchsektoren Die aktuelle Kosten-Nutzen-Diskussion zur Energiewende fokussiert immer noch stark auf den Stromsektor. Im Stromsektor selbst erwirtschaftet der EE-Ausbau kaum Kosteneinsparungen, da nur Kohle und Kernkraft ersetzt werden. Daraus folgen heute hohe Differenzkosten (z.b. EEG-Umlage). Aber diese Argumentation greift zu kurz.

7 Betrachtung des Gesamtsystems Energiewende Zukünftig wird der Elektrische Strom zur dominierenden Energiequelle Durch die direkte Stromnutzung in neuen Anwendungen wie Elektromobilität und Wärmepumpen sind hohe Effizienzgewinne erreichbar Durch die direkte Bereitstellung von EE-Strom ohne Umwandlungsverluste reduziert sich der Primärenergiebedarf Analyse über alle Sektoren ist entscheidend, um die positiven volkswirtschaftlichen Effekte für den EE-Ausbau bewerten zu können Effizienz Effizienz Effizienz

8 Fundamentaler Unterschied: erneuerbarer Strom und konventioneller Strom Nur 1/3 der Primärenergie wird gebraucht, um den selben Strom herzustellen Elektromobilität Effizienzsprung Faktor 3-4 aber nur mit erneuerbaren Energien Analogie Wärmepumpe

9 Szenario 2050: Reduktion CO 2 -Emission um -95% Nationale Betrachtung Ausschöpften der Potenziale für effiziente direkte Stromnutzung (E-Autos, Oberleitungs-LKW, Wärmepumpen, Power-to-Heat für Industrie) Umsetzen der Effizienzmaßnahmen (Reduktion herkömmlicher Stromverbrauch, Wärmedämmung, Industrie) Ermittlung eines zukünftigen Strombedarfs von ca TWh (Faktor 1,8) Reduktion des Primärenergiebedarfs um den Faktor 3 Keine Berücksichtigung von CO 2 -Kosten oder Gesamtwirtschaftlichen Effekten Kosten-Nutzen gegenüber einem Referenzszenario Fortschreiben Status Quo 2011

10 Energiebedarf in einem zukünftigen, strombasierten Energieversorgungsystem Energie - Systemdesign Deutschland Primärenergiebedarf TWh Sektor Verkehr Elektrizität Wärme Primärenergie (heute) Endenergie Strom (heute) Nicht strombasierte Kraftstoffe 210 TWh 740 TWh (inkl. Mech En., ohne Strom) Keine Wandlungsverluste bei E-KFZ --- Oberleitungs- LKW 15 TWh Keine Wandlungsverluste bei Wind +PV --- Nutzungseffizienz TWh 340 TWh 180 TWh TWh (ohne Strom) Nutzung von Umgebungs-wärme (Wärmepumpen) --- Wärmedämmung --- Verbesserte Heiztechnologien Nicht strombasierte Energiequellen 300 TWh Umgebungswärme 220 TWh Zukünftiger Strombedarf 120 TWh 315 TWh 330 TWh Sektorübergreifend: Power-to-Gas 235 TWh Zukünftiger Endenergiebedarf Verkehrssektor 330 TWh Zukünftiger Strombedarf TWh davon Wind + PV 915 TWh Andere EE 85 TWh Zukünftiger Endenergiebedarf Wärmesektor 850 TWh

11 Modellrechnung zur Finanzierbarkeit der Energiewende Hohes meteorologisches Ausgleichspotenzial zwischen Wind und Photovoltaik Technisches Optimum ca. 75% Energieanteil Windkraft Flächenpotenziale: z.b. Wind Onshore bei 1400 m Abstandsregelung 180 GW

12 Modellrechnung zur Finanzierbarkeit der Energiewende PtG + Ableiten des EE-Strommixes Ableiten eines Mengengerüstes In Summe ergibt sich ein zusätzliches Investitionsvolumen von Mrd. gegenüber einem Referenzszenario Status Quo

13 Kosten- und Technologieentwicklung Technologieentwicklung Lernkurven Basis: anuitätische Kosten 2050 Aus Kostensicht ist ein höherer PV-Anteil optimal Spezifische Investkosten [ /kw] Schwachwind-WEA Starkwind-WEA Offshore-WEA

14 Entwicklung Primärenergieverbrauch Referenzszenario Status Quo EE-Szenario

15 Brennstoffpreisentwicklung - Szenarien Konstant unterste Grenze NEP 2014 konservatives Szenario auf Basis der Fracking-Diskussion Klimaschutzszenario (Öko-Institut, FhG ISI) realistisch/obergrenze

16 Brennstoffkosten eines Referenzszenario Status Quo konstante Preisentwicklung 140 Preisentwicklung Klimaschutzszenario Kosten Referenzszenario [Mrd. /a] Uran Braunkohle Steinkohle Erdgas Rohöl Kosten Referenzszenario [Mrd. /a] Uran Braunkohle Steinkohle Erdgas Rohöl Vermiedene Kosten eines EE- Szenarios Kosten Referenzszenario [Mrd. /a] Preisentwicklung NEP Uran Braunkohle Steinkohle Erdgas Rohöl

17 Modellrechnung konstante Brennstoffkosten Gutschrift durch Brennstoffeinsparungen PV Wind Onshore Wind Offshore Infrastrukturkosten E-Mobility Power2Gas und weitere Speicher Wärmepumpen Gebäudeisolation Kapitalkosten Deckungsbeitrag (inkl. Kapitalkosten) Kosten [Mrd. Euro] Szenariojahr Als Untergrenze ergibt sich eine Verzinsung der gesamten Investitionen von 2,3% (inflationsbereinigt) Geringes Risiko für Investitionsvorhaben

18 Modellrechnung Brennstoffkosten NEP Gutschrift durch Brennstoffeinsparungen PV Wind Onshore Wind Offshore Andere Erneuerbare Infrastrukturkosten E-Mobility Power2Gas und weitere Speicher Wärmepumpen Gebäudeisolation Kapitalkosten Deckungsbeitrag (inkl. Kapitalkosten) Kosten [Mrd. Euro] Szenariojahr Unter konservativen Brennstoffkosten-Annahmen ergibt sich eine Verzinsung der gesamten Investitionen von 4% (inflationsbereinigt)

19 Modellrechnung Brennstoffkosten Klimaschutzszenario Gutschrift durch Brennstoffeinsparungen PV Wind Onshore Wind Offshore Infrastrukturkosten E-Mobility Power2Gas und weitere Speicher Wärmepumpen Gebäudeisolation Kapitalkosten Deckungsbeitrag (inkl. Kapitalkosten) Kosten [Mrd. Euro] Szenariojahr Bei steigenden Kosten für Primärenergie stellt sich das Gesamtprojekt deutlich lukrativer dar (6,7% inflationsbereinigt) Absicherung der Volkswirtschaft gegen steigende Primärenergiepreise

20 Die Antwort auf das Kosten-der-Energiewende -Argument Ergebnisse: Selbst sehr ambitionierte Klimaziele sind wirtschaftlich darstellbar. Das Kostenargument sollte nicht ausschlaggebend sein für klimapolitische Entscheidungen. Das Ergebnis erster Betrachtungen zeigt, dass eine Finanzierbarkeit des Gesamtprojekts Energiewende auch unter konservativen Annahmen möglich ist (z.b. ohne steigende Brennstoffpreise, CO 2 -Schadenskosten). Nicht berücksichtigt sind hier zudem die positiven Rückwirkungen auf die Gesamtwirtschaft, welche Investitionen in produktive Infrastruktur nach sich ziehen

21 Inhalt Geschäftsmodell Energiewende Ökonomisches Grundprinzip Energieverbrauch Deutschland 100%-Szenario Technik 100%-Szenario Wirtschaftlichkeit Systemintegration hoher Anteile fluktuierender EE Politische Diskussion

22 Rahmenbedingungen Klimaschutz CO 2 -Ziel 2050 EU mindestens minus 80% gegenüber 1990 Deutschland muss mehr machen minus 83% 300 Emissionen [Mio t CO2-äqu] AUT BEL CHE CZE DEU DNK ESP FIN FRA GBR HUN ITA LUX IRL NLD NOR POL PRT SVK SVN SWE BGR EST LVA LTU ROU GRC HRV MLT CYP nichtenergetische Emissionen Flugverkehr int. Schiffsverkehr zulässige Emissionen Hoher Einfluss des internationalen Verkehrs (Schiffsverkehr, Flugverkehr)

23 Rahmenbedingungen Klimaschutz Emissionen Flugverkehr in großer Höhe? EWF Bandbreite von 1,2 bis 3,3 UBA: EWF von 2

24 Langfristige Entwicklung EE-Strom als zukünftige Primärenergiequelle (geringere Kosten, hohes technisches Potenzial und Effizienzgewinne durch Stromnutzung) Konsequenzen zur Erreichung der ambitionierten Klimaschutzziele: verbleibende Emissionen im Bereich Industrie (stoffliche Nutzung), Flug- und Schiffsverkehr, und im nichtenergetischen Bereich Hohe Anforderungen an Straßenverkehr zur THG-Einsparung und Notwendigkeit zur Elektrifizierung Heute Strom Effizienz 2050 Bedarf und Verbindung Strom weitgehend klimaneutraler Gebäudebestand Wärme Effizienz Wärmepumpen Power-to-Heat Wärme Verkehr Effizienz Verkehr E-Mobilität Power-to-Gas

25 Langfristige Entwicklung Anforderungen Wärme Hohe Wärmepumpendurchdringung in Haushalten + Gewerbe KWK mit Solarthermie + Elektrodenkessel oder mit Groß-Wärmepumpen Großwärmepumpe in der Industrie < 140 C Prozessdampf KWK + Elektrodenkessel Industrie-Anwendungen - Hoher Anteil neuer elektrischer Verfahren 2050

26 Langfristige Entwicklung Anforderungen Verkehr Endenergieverbrauch heute Verdopplung Flugverkehrsaufkommen Moderater Anstieg Lkw Pkw und LNF: Sehr hohe Anteile Plug-in-Hybride und vollelektr. Fahrzeuge SNF: Effizienz- und Kostenvorteil Oberleitungs-Lkw gegenüber LNG-Lkw Reduzierte Biomassepotenzial 2 Mio. ha NaWaRo langfristig Fokus Biokraftstoffe Nutzung wo man mit Strom und Gas nicht hinkommt Endenergie Straße TWh/a Endenergie Gesamt TWh/a

27 Langfristige Entwicklung Europa Hohe Ausgleichseffekte europäischer Strommarkt Meteorologisch insb. Wind Stromverbrauch Bestandsspeicher - Speicherwasser Skandinavien und Alpen - Pumpspeicher Moderater Netzausbau Reduktion Bedarf thermischer Kraftwerksleistung

28 Langfristige Entwicklung EU-80%-Szenarien In Deutschland hohes EE-Flächenpotenzial Aber aus Kostengründen wird Deutschland Nettoimporteur von Strom Exportregionen Frankreich, Großbritannien (Strom und PtG)

29 Langfristige Entwicklung EU-80%-Szenarien Strombilanz Deutschland

30 Flexibilitätsanforderungen Deutschland ist eingebunden in den europäischen Strommarkt hohes Ausgleichspotenzial Der zusätzliche Strom-Speicherbedarf ist sehr sensitiv von der Einbindung neuer Verbrauch (wie E-Mobilität) im Lastmanagement (DSM) abhängig Ergebnisse 2050 Pro PV/Wind-Szenario C: GW Szenario C mit DSM ohne DSM H2-Kaverne 12h-Bleibatterie 10h-Bleibatterie 8h-Bleibatterie 6h-Bleibatterie 4h-Bleibatterie 2h-Bleibatterie AT BE CH CZ DE DK ES FI FR GB HU IT LU IE NL NO PL PT SK SI SE

31 Flexibilitätsoptionen 2 Wochen Beispiel Roadmap Speicher DSM KWK PtH konventionelle Erzeugung Erzeugung und Strombedarf in Deutschland 2050, Meteo-Jahr 2011, 39./40. Kalenderwoche Mo Di Mi Do Fr Sa So Mo Di Mi Do Fr Sa So Wochentag Erneuerbare Erzeugung GW 0 Last Residuallast Residuallast - Import + Export Photovoltaik Wind Offshore Wind Onshore flexible Biomasse Biomasse Laufwasser BEV, PHEV Batteriespeicher PSW-Turbine Gas GuD/GT BHKW Gas - KWK Steinkohle - KWK Klimatisierung Wärmepumpen PtH PSW-Pumpe Batteriespeicher

32 Speicher und EE-Ausbau EU-Energiekommissar Oettinger (FAZ: ) [Das Hauptproblem der alternativen Energien bestehe darin, dass Strom in großen Mengen nicht speicherbar wäre.] Daran wird sich in den nächsten 10 Jahren nichts ändern. Erst wenn man Strom speichern kann, wird Wind und Solarkraft die ganze Zukunft gehören. Bis dahin sind sie eine gute Ergänzung. Sie dürfen aber nicht der Schwerpunkt der Energieversorgung sein, wenn sie kostengünstig und sicher sein soll Die Studie Roadmap Speicher zeigt: Kurz- und mittelfristig ist der Ausbau von Stromspeichern keine Voraussetzung für den weiteren Ausbau der dargebotsabhängigen erneuerbaren Energien, wenn eine Abregelung geringer Mengen von Erzeugungsspitzen akzeptiert wird. Der dynamische Zubau von Wind- und Solarenergie kann auch heute schon weiter voran getrieben werden.

33 EE-Ausbau Fluktuierender EE Wind und PV sind die kostengünstigsten Energien Sie lassen sich sehr gut ins Gesamtsystem integrieren Vielfältige Flexibilitätsoptionen Wind und PV können dynamisch ausgebaut werden Energiewirtschaftliche Hauptanforderung Stromnutzung in neuen Anwendungen im Wärme- und Verkehrssektor ermöglichen Technische Hauptanforderungen Moderater Netzausbau Reduktion konventionelle Must-Run-Units Netzsicherheit

34 Inhalt Geschäftsmodell Energiewende Ökonomisches Grundprinzip Energieverbrauch Deutschland 100%-Szenario Technik 100%-Szenario Wirtschaftlichkeit Systemintegration hoher Anteile fluktuierender EE Politische Diskussion

35 Begrenzte Freiheitsgrade eines EE-Ausbaupfads Wind Onshore Infrastrukturverträglicher Ausbau der erneuerbaren Energien muss jetzt verstärkt stattfinden, da er zu einem späteren Zeitpunkt Repowering-Kapazitäten in der Zulieferindustrie bindet.

36 Begrenzte Freiheitsgrade eines EE-Ausbaupfads Photovoltaik Das derzeitige Ausbauziel von 2,5 GW/a muss deutlich gesteigert werden. Langfristig sind ca. 6,7 GW/a für PV und 9 GW/a für Windkraft notwendig.

37 Industriepolitische Dimension der Energiewende Sehr hohe High-Tech-Quote Deutschlands im intern. Ländervergleich Deutschland kann überproportional am Energiesystem-Exportgeschäft teilnehmen! Hohe Bedeutung des Heimatmarktes Mrd. 900 Mrd. Energieimporte 90 Mrd.

38 Energiewende in Zeiten der Schuldenkrise? Staatsverschuldung und verschuldete Unternehmen Hohe private Sparguthaben, Diskussion negative Zinsen Geldmenge >> Realwirtschaft Bisher schuldenfinanzierte Investitionen Eigenkapitalfinanzierte produktive Infrastruktur Schaffung realer Werte, Reduktion der Geldmenge Wirtschaftswachstum Rendite aus Erlösen der produktiven Infrastruktur

39 Europas Potenziale nutzen Investition in produktive Infrastruktur Attraktivität als Konjunkturprogramm in Zeiten der Euro- und Wirtschaftskrise ( Euro-Marshall-Plan ) Ausnutzen der Effizienzpotenziale eines europäischen Binnenmarktes für Strom (Kosten Netz deutlich geringer Einsparung Kosten EE und Speicher) Bereits heute hohe Wettbewerbsfähigkeit der EE (Stromgestehungskosten inkl. Investitionskosten) Wichtig: Regulatorischer Rahmen um Langfristinvestitionen zu geringen Risiken und damit geringen Kapitalkosten zu ermöglichen

40 Politische Konsequenzen Kapital ist vorhanden Staatliche Garantien/Regulierungsvorschriften für Eigenkapitalfinanzierte Langzeitinvestments in Infrastrukturprojekte (Rentenfonds, Bürgerfonds) Diskussion von Finanzierungs-Mechanismen zur Verlagerung der Rückzahlung in die Zukunft EEG als effektives Instrument zur risikoarmen Investition zu geringen Kapitalkosten Betrachtungsrahmen der EEG-Umlage erweitern auf Verkehr und Wärme Energiebesteuerung Umlage über Energieträger CO 2 -Handel/-Besteuerung Erweiterung auf Wärme, Verkehr

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