Entwicklung des Kraftwerksparks in Deutschland und Bayern

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1 Entwicklung des Kraftwerksparks in Deutschland und Bayern Energiedialog Bayern AG 4 Versorgungssicherheit - Strombedarf, gesicherte Leistung, dezentrale vs. zentrale Versorgungsstrukturen München, 21. November 214, Geschäftsbereichsleiter Strategie und Politik

2 Konv. Konv. Konv. Konventionell Konventionell Konventionell EE EE EE EE EE EE Herausforderungen für den Kraftwerkspark: Deutlich mehr Kapazität für die gleiche Aufgabe 6 Bruttostromerzeugung (TWh) Stromerzeugungskapazitäten (GW) Für EE-Anteil am Stromverbrauch von 35% 22 bzw. 5% 23 ist ein enormer Kapazitätsausbau der Erneuerbaren Energien erforderlich (hier: bei konstantem Stromverbrauch) Konventioneller Kraftwerkspark muss jedoch fast unverändert vorgehalten werden (Backup, Systemdienstleistungen), Stromproduktion sinkt jedoch erheblich (Wirtschaftlichkeit?) Seite 2

3 * /t SKE Entwicklung ausgewählter Energiepreise Jahresdurchschnitte in /t SKE Importrohöl Importerdgas Drittlandskohle (Kraftwerkskohle) Quellen: BAFA, Kohlenstatistik e.v. *Importrohöl und Importerdgas bis einschl. 7/214, Drittlandskohle 1. Hj. 214 Seite 3

4 /t CO2 Preisentwicklung CO 2 -Emissionszertifikate ( ) Back- Loading Mittelwert 211: 12,94 /tco 2 Mittelwert 212: 7,38 /tco 2 Mittelwert 213: 4,47 /tco 2 Mittelwert 214: 5,78 /tco 2 CO2-Emissionszertifikat* [ /t CO2] Gleitender 3-Tage-Durchschnitt Quelle: EEX * 211: EUA; 212: EUSP ; 213/14: EUSP Seite 4

5 in Euro/MWh Preisentwicklung an der Strombörse Terminmarkt Jahresfuture ( ) EEX Power Derivatives Phelix-Base-Year-Future/Phelix-Peak-Year-Future (rollierend) : 79,36 /MWh : 99,4 /MWh : 69,84 /MWh : 64,48 /MWh : 69,2 /MWh : 6,86 /MWh : 49,67 /MWh : 55,83 /MWh : 7,33 /MWh : 49,2 /MWh : 49,9 /MWh : 56,7 /MWh : 49,3 /MWh : 39,8 /MWh Diff: 23,53 /MWh Diff: 29,7 /MWh Diff: 2,64 /MWh Diff.: 14,58 /MWh Diff.: 12,95 /MWh Diff.: 11,56 /MWh Diff: 1,59 /MWh : 44,53 /MWh : 35,13 /MWh Diff: 9,39 /MWh Jahresfuture Baseload (rollierend) Jahresfuture Peakload (rollierend) Quelle: EEX Seite 5

6 Jahresvolllaststunden 1)2) 21 bis 213 Gesamte Elektrizitätswirtschaft Kernenergie Braunkohle Biomasse Steinkohle Lauf- und Speicherwasser Erdgas Wind Öl Pumpspeicher Photovoltaik ) Werte 213 vorläufig (Stand: ) 2) bedeutsame unterjährige Leistungsveränderungen sind entsprechend berücksichtigt ) Quelle: BDEW Seite 6

7 Brutto-Kapazitätszuwachs* in MW Konventionelle* Kraftwerke: Veränderungen der Kraftwerksplanungen** im Zeitraum 21 bis Projekte mit Angabe zum voraussichtlichen Inbetriebnahmedatum eingestellte Planungen Projekte ohne Angabe Inbetriebnahmedatum Zeitliche Verzögerung Apr BDEW-Kraftwerksliste Apr. 21 BDEW-Kraftwerksliste Apr. 211 BDEW-Kraftwerksliste Apr. 212 BDEW-Kraftwerksliste Apr. 213 * hier: Gas- und Kohlekraftwerke ** Projekte mit Status im Probebetrieb, im Bau, Genehmigung erteilt, im Genehmigungsverfahren oder in Planung Quelle: BDEW, Stand 5/213 Seite 7

8 Kapazitätsentwicklung: Kraftwerke mit hoher Verfügbarkeit und hoher Realisierungswahrscheinlichkeit 37,8 GW Projekte* im Bau, genehmigt, im Genehmigungsverfahren oder in Planung 37,8 GW davon unsicher (in Planung) 4,4 GW 33,3 GW davon noch im Genehmigungsverfahren 12,8 GW 2,5 GW Abhängig von politischer Rahmensetzung und marktlicher Entwicklung Derzeit geplante und im Bau befindliche Kraftwerke (>2 MW el ): maximaler Brutto-Zubau: 37,8 GW Brutto-Zubau mit hoher Realisierungswahrscheinlichkeit 2,5 GW davon Anlagen mit begrenztem Beitrag zur gesicherten Leistung (Offshore- Wind) 9,5 GW 11, GW angekündigte geplant endgültige Stilllegungen gemäß BNetzA 6,2 GW 4,8 GW * Projekte >2 MW el mit geplantem Inbetriebnahmejahr bis 22 oder derzeit noch nicht angekündigtem Inbetriebnahmejahr ** Umfang von gesetzlichen und ökonomischen Rahmenbedingungen abhängig Stilllegungen bis 22 durch Kernenergie- Ausstieg 4, GW,8 GW angekündigte geplant vorläufige Stilllegungen zzgl. weitere Stilllegungen gemäß BNetzA 6,3 GW -5,5 GW Unmittelbare politische Entscheidung erforderlich -13,6 GW Ke- Ausstieg 221/22 8,1 GW zusätzliche konventionelle Kraftwerke, die aus wirtschaftlichen Gründen, altersbedingt oder wegen Verschärfung von Emissionsgrenzwerten und technischen Anforderungen mittelfristig stillgelegt werden**? Rückgang von Kapazitäten mit hoher Verfügbarkeit unter Berücksichtigung von Neuanlagen mit hoher Realisierungswahrscheinlichkeit bis 22 um 5,5 GW erwartbar Quelle: BDEW, Stand 3/214 Seite 8

9 Rückbau von konventioneller Kraftwerksleistung Zubau von konventioneller Kraftwerksleistung Zu- und Rückbau von konventionellen und nuklearen Kraftwerken: Deutschland Saldo: MW (rd. 13% der konventionellen und nuklearen Kraftwerksleistung 213) k. A. Kernenergie Steinkohle Erdgas Übrige Energieträger unbekannt 1.) davon rd. 2.7 MW als systemrelevant eingestuft 2.) weitere rd. 4.4 MW mit geplant vorläufige Stilllegung ( Kaltreserve ) Quellen: BDEW, Pressemeldungen, Unternehmensangaben, Bundesnetzagentur; Stand 7/214 Seite 9

10 Deutliche strukturelle Unterschiede Installierte Kraftwerksleistung in Deutschland und Bayern Deutschland MW Bayern MW (14%) Pumpspeicher 3,3% Mineralöl 2,2% Abfall u. a. 2,7% Mineralöl 3,6% Pumpspeicher Abfall 2,%,7% Wind 3,9% Biomasse 4,6% Wind 18,1% Erdgas 14,9% Biomasse 3,5% Erdgas 16,3% Steinkohle 15,6% Photovoltaik 19,5% Steinkohle 3,1% Kernenergie 19,3% Photovoltaik 39,% Braunkohle 12,% Kernenergie 6,3% Lauf- und Geothermie Speicherwasser,2% 2,% Erneuerbare Energien 43,1% Geothermie,1% Lauf- und Speicherwasser 7,3% Erneuerbare Energien 54,9% Quellen: Kraftwerksliste der BNetzA, Stand , BDEW (eigene Berechnungen) Seite 1

11 Installierte Leistung ist nicht gleich Erzeugung Installierte Kraftwerksleistung und Stromerzeugung 213 in Bayern Installierte Leistung Stromerzeugung 213* Mineralöl 3,6% Pumpspeicher Abfall 2,%,7% Wind 3,9% Erdgas 16,3% Biomasse 4,6% Abfall <1% Pumpspeicher Mineralöl <1% Wind ca. 2% ca. 1% Erdgas ca. 7% Steinkohle ca. 5% Biomasse ca. 9% Photovoltaik ca. 12% Erneuerbare Energien ca. 36% Steinkohle 3,1% Kernenergie 19,3% Photovoltaik 39,% Kernenergie ca. 5% Lauf- und Speicherwasser ca. 13% Geothermie,1% Lauf- und Speicherwasser 7,3% Erneuerbare Energien 54,9% Geothermie ca.,1% Quellen: Kraftwerksliste der BNetzA, Stand , VBEW, BDEW (eigene Berechnungen) *teilweise geschätzt Seite 11

12 Stark vereinfachte Status quo-abschätzung: Stromerzeugung Bayern heute und 223 Stromerzeugung 213* Abfall <1% Pumpspeicher Mineralöl <1% Wind ca. 2% ca. 1% Bayerisches Energiekonzept 221 Erdgas ca. 7% Steinkohle ca. 5% Kernenergie ca. 5% Biomasse ca. 9% Photovoltaik ca. 12% Lauf- und Speicherwasser ca. 13% Erneuerbare Energien ca. 36% Geothermie ca.,1% Anteile am Stromverbrauch 221: Wind: 6-1% (derzeit fraglich) Biomasse: 1% Photovoltaik: >16% Wasserkraft: ca. 17% Geothermie: ca.,6% Kernenergie: % ab 223 Summe: 5-55% Knapp die Hälfte aus anderen Energieträgern und/oder Bezug von außerhalb Quellen: Kraftwerksliste der BNetzA, Stand , VBEW, BDEW (eigene Berechnungen) *teilweise geschätzt Seite 12

13 Rückbau von konventioneller Kraftwerksleistung Zubau von konventioneller Kraftwerksleistung Zu- und Rückbau von konventionellen und nuklearen Kraftwerken: Bayern Saldo: -6.6 MW, davon sind MW als systemrelevant eingestuft k. A. Kernenergie Steinkohle Erdgas Mineralöl *nur derzeit von der Bundesnetzagentur veröffentlichte Zu- und Rückbauten zzgl. Kernenergieausstieg gem. AtG 7; weitere mögliche Neubauten und Stilllegungen nicht berücksichtigt Quellen: Bundesnetzagentur; Stand 1/214, BDEW (eigene Berechnung auf Basis der Kraftwerksliste und der KWSAL der BNetzA) Seite 13

14 Rückbau von konventioneller Kraftwerksleistung Zubau von konventioneller Kraftwerksleistung Bayern: Rückgang der konventionellen Leistung um mindestens 54% Zu- und Rückbau der konventionellen Leistung bis 222* 3. Zubau von..% in Relation zur installierten Leistung 213 der konventionellen und nuklearen Kraftwerken in Bayern: Insgesamt:,6%,6% -1. 3,5% ,5% 1,5% 1,5% 11,5% Insgesamt: 54,5% k. A. Rückbau von..% in Relation zur installierten Leistung 213 der konventionellen und nuklearen Kraftwerken in Bayern: Kernenergie Steinkohle Erdgas Mineralöl *nur derzeit von der Bundesnetzagentur veröffentlichte Zu- und Rückbauten zzgl. Kernenergieausstieg gem. AtG 7; weitere mögliche Neubauten und Stilllegungen nicht berücksichtigt Quellen: Bundesnetzagentur; Stand 1/214, BDEW (eigene Berechnung auf Basis der Kraftwerksliste und der KWSAL der BNetzA) Seite 14

15 Leistungsbilanz in den einzelnen Regelzonen Quelle: Übertragungsnetzbetreiber zur Leistungsbilanz 213 nach EnWG 12 Abs. 4 und 5 Seite 15

16 Nordrh.-Westf. Bayern Niedersachsen Baden-Württ. Brandenburg Sachsen Sachsen-Anhalt Rheinland-Pfalz Schleswig-Holst. Hessen Berlin Thüringen Mecklenbg.-Vorp. Bremen Hamburg Saarland geplant einsetzbare elistung in MW Stromverbrauch in GWh Geplant einsetzbare Kraftwerksleistung und Stromverbrauch Für eine TWh Stromverbrauch stehen x MW geplant einsetzbare Kraftwerksleistung* zur Verfügung Deutschland gesamt: geplant einsetzbare Kraftwerksleistung* 214 (MW) Stromverbrauch 212 (GWh) Große regionale Heterogenität von Leistung und Verbrauch erfordert enge Kooperation der Regionen und gemeinsame Lösungen! *Kernenergie, Kohle, Erdgas, DKG-Gase, Laufwasser, Biomasse, Geothermie, thermische Abfallbehandlung; entspricht nicht 1:1 der gesicherten Leistung, ist aber Indikator dafür Quellen: BDEW, Kraftwerksliste der Bundesnetzagentur vom Seite 16

17 Brandenburg Sachsen Schleswig-Holst. Sachsen-Anhalt Nordrh.-Westf. Bayern heute Niedersachsen Berlin Bayern 221/23 Mecklenbg.-Vorp. Rheinland-Pfalz Baden-Württ. Bremen Thüringen Hessen Saarland Hamburg geplant einsetzbare elistung in MW Stromverbrauch und geplant einsetzbare Kraftwerksleistung Für eine TWh Stromverbrauch stehen x MW geplant einsetzbare Kraftwerksleistung* zur Verfügung. hohe Ausstattung mit geplant einsetzbarer Kapazität in Relation zum Verbrauch niedrige Ausstattung mit geplant einsetzbarer Kapazität in Relation zum Verbrauch ca.12** Deutschland: Große regionale Heterogenität von Leistung und Verbrauch erfordert enge Kooperation der Regionen und gemeinsame Lösungen! *Kernenergie, Kohle, Erdgas, DKG-Gase, Laufwasser, Biomasse, Geothermie, thermische Abfallbehandlung; entspricht nicht 1:1 der gesicherten Leistung, ist aber Indikator dafür Quellen: BDEW, Kraftwerksliste der Bundesnetzagentur vom ** vereinfachtes Annahmenset: KE-Ausstieg, konventionelle Kraftwerke gem. NEP 214 (2. Entwurf), Umsetzung bayer. Energiekonzept 221, -8% Stromverbrauch in Anlehnung an bayer. Energiekonzept 221) Seite 17

18 Integration des europäischen Stromhandels bis 214 und darüber hinaus CWE CEE Nordic UK-CH Ziele der Marktintegration im europäischen Stromhandel CSE SWE Bis Ende 214: Europäischer Day- Ahead-Handel (implizite Auktion und price coupling) Etablierung eines grenzüberschreitenden Regelenergiemarktes U.a (26) CWE Central Western Europe CEE Central Eastern Europe CSE Central South Europe SWE South Western Europe Seite 18

19 verbleibende Leistung in GW Verbleibende Leistung* Januar, Werktag, 19: h ,1 Österreich 8,31 Niederlande 3,4 Frankreich 2,24 Polen -,34 Tschechien -,39 Schweiz -3,3 Dänemark DE DK PL CZ AUT CH F NL -1-6,53 Deutschland Verbleibende Leistung ITALIEN 225: +23 GW, aber netzseitig für Mitteleuropa nur bedingt verfügbar, Redispatch ökonomisch fragwürdig. *Die verbleibende Leistung gibt an, wieviel gesicherte Leistung noch über die zu deckende Last im Januar, 19 Uhr, werktags zur freien Verfügung ist. Quelle: Entso-E, System Adequacy Forecast Seite 19

20 Bilanz: 1. Der Rückgang an gesicherter Leistung in Bayern und der gleichzeitige Zuwachs an fluktuierender Einspeisung in Bayern ist einmalig und gibt Anlass zur Besorgnis. Er ist Ergebnis politischer Entscheidungsprozesse. 2. Gaskraftwerke sind in den gegenwärtigen Marktbedingungen nicht im Geld. Werden Gaskraftwerke zunehmend preissetzend steigen die Preis. 3. Generell gilt: Die langfristige Perspektive von konventionellen Kraftwerken in Deutschland und auch in Bayern ist gut. Vorausgesetzt es wird ein Kapazitätsmarkt eingeführt. 4. Ein Kapazitätsmarkt sollte DSM anreizen um Lastspitzen zu vermeiden. 5. Kurz- bis mittelfristig ist der Ausbau der Netze die mit Abstand beste Option um den Wirtschaftsstandort Bayern gut versorgt zu wissen. 6. Eine Aufteilung Deutschlands in unterschiedliche Preiszonen mag energiewirtschaftlich naheliegend sein, sollte aber auch im Interesse der bayrischen Wirtschaft - unbedingt vermieden werden. Seite 2

21 Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit! BDEW Bundesverband der Reinhardtstraße Berlin Telefon /

22 Sind Kohlekraftwerke in größerem Umfang für eine sichere Energieversorgung weiterhin notwendig? glaube das Parteinähe glaube das nicht alle CDU/CSU SPD Linke Grüne n = 1.1 Seite 22

23 Verbleibende Leistung* 225 Januar, Werktag, 19: h 225: Januar, 19: h, Werktag <% -1% verbleibende Leistung negativ: Unterdeckeung der Last verbleibende Leistung schwach positiv: geringe verbleibende Leistung 1-2% >2% verbleibende Leistung deutlich positiv: ausreichende bis hohe verbleibende Leistung Verbleibende Leistung 225 als Anteil an der Netto-Kraftwerksleistung *Die verbleibende Leistung gibt an, wieviel gesicherte Leistung noch über die zu deckende Last im Januar, 19 Uhr, werktags zur freien Verfügung ist. Quelle: Entso-E, System Adequacy Forecast Seite 23

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