Vom Verbraucher zum Produzenten Industrielle Eigenstromerzeugung. als Kostenbremse?

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1 Vom Verbraucher zum Produzenten Industrielle Eigenstromerzeugung als Kostenbremse? Andreas Glatzer CMOÖ Energiepolitik und Wirtschaftsstandort Herausforderungen auf dem Strommarkt WKO, 2. März /1

2 1. CMOÖ allgemein 2. Erweiterungsmöglichkeit GT2 3. CO2-Zertifikate 4. Förderungen KWK-Förderungen 5. Wirtschaftlichkeit /2

3 GuD-Anlage SCA Laakirchen /3

4 Beteiligungsverhältnis Energie AG 50% CMOÖ 50% OMV 100% OMV COG Investitionskosten Mio. Mio. Umsatz Mio. Mio. /a /a Stromlieferung GWh/a Dampflieferung GWh/a Gaseinsatz Mio. Mio. Nm³/a /4

5 GuD-Anlage SCA Graphic LAAKIRCHEN Kommerzielle IBN April 1994 Technische Daten: Investition ca. 45.4m Gasturbine Lieferant Thomassen, Niederlande Anlagentyp Gasturbine General Electric Frame6B el. Leistung 39,3 MWel Brennstoffleistung 123,6 MW (ca. 1030GWh=103Mio.Nm3 Erdgas) Generator Elin, Österreich Abhitzekessel mit Zusatzfeuerung Lieferant Standard Fasel, Niederlande Dampfleistung 150 t/h Druck 65 bar Temperatur 520 C Dampfturbine Lieferant Siemens, Deutschland Anlagentyp Entnahme-Gegendruck-Dampfturbine el. Leistung max. 20,3 MWel Frischdampf 130 t/h, 61,5 bar, 495 C Gegendruckdampf 130 t/h, 4 bar Emissionen gesetzl. Grenzwerte / tatsächl. Werte NOx 150 / 60 mg/nm3 CO 100 / 25 mg/nm3 SO2 keine /5

6 Energieversorgung SCA Laakirchen - Übersicht PM 10 Öl Öltank 10 kv PM 11 DT 3 Gasturbine G Luft G AHK K7 K8 K5 Erweiterung der Energieversorgung K6 Erdgas Erdgas /6

7 Prozeßschema 100% GT; 10% ZF Dampfturbine G 8,6 MW Öl Generator 2,8 bar; 181 C; 72 t/h Gas Speisewasserbehälter 1 t/h 0,7 MW Prozeßdampf PM10, PM MW 2,55 kg/s 3,64 m3/s Generator Luft 40 MW G Gasturbine 550 C Rauchgas Bypass 10% 7,8 MW; Zusatzfeuerung Hochdruckdampf 62 bar; 464 C; 73 t/h; 67 MW Wassereinspritzung Kondensat PM10, PM11 Speisewasser Pumpe 75 bar; 88 C; 7,8 MW; 156 C; 20 MW Kamin Luft Abhitzekassel 59 MW /7

8 Energiebilanz GuD-Laakirchen ,0% 72,8% 71,2% 71,1% 72,8% 71,9% 72,4% 74,9% 75,8% 76,1% 75,5% GWh Brennstoffausnutzung (incl. Reservekessel ) Erdgas HEL ND-Dampf HD-Dampf Strom GT Strom DT /8

9 KWK - Brennstoffeinsparpotential Kraftwerk und Kessel 34% Strom Wirkungsgrad 42% KWK-Anlage SCA LAAKIRCHEN 34% Strom 47% Verlust 81% Erdgas 127% Erdgas 100% Erdgas 24% Verlust 4% Verlust 46% Erdgas Wirkungsgrad 92% 42% Wärme 42% Wärme Brennstoffausnutzung 60% Brennstoffausnutzung 76% /9

10 Stillstände GuD-Anlage Laakirchen Stillstände [Std.] Verfügbarkeit Betrieb 88,0% 86,2% 83,6% Anzahl Starts ,7% 93,2% 96,4% 97,4% 98,3% 97,8% 97,4% 97,9% 92,7% Revision Störung Abstellungen GT-Starts (geplante + ungeplante) Verfügbarkeit = /10

11 GT1 123,6 MW 0 bis 60 MW SCHEMA: Bestand GT1-Anlage 39,8 MW G AHK1 55 bis 150 t/h SCA Bedarf derzeit: Bedarf el. 85 MW Davon GT1 + DT3 50 MW Netzbezug 35 MW Bedarf th. 100 t/h 55 bis 150 t/h DT3 9 bis 20 MW G 55 bis 130 t/h /11

12 GT1 39,8 MW G 123,6 MW 15 MW AHK1 SCHEMA: Volllast GT1-Anlage Volllast GT2-Anlage GT2 111,9 MW Neu 150 t/h DT3 20 MW G Kondensationsdampfturbine 0-7 MW G 40,1 MW G AHK 2 Prozeßdampf Überschuß 0-50 t/h Max. 150 t/h /12

13 3.80 PT WH ST2 KDT PT S WH M PT WH S46 SP5 S47 AC1 LUKO S48 S50 PUMP3 Frischdampf zur Papiermaschine 3.80 PT WH S1 S28 SPHT1 S18 S19 S3 S21 S22 S17 S2 S4 S5 S6 S7 S8 EVAP1 ECON1 SPHT5 EVAP3 ECON3 ECON4 S15 ECON5 S51 S23 Abgas GT2 - Anlage 0.98 PT WH GTD1 GTX PT S44 2 Druck Abhitzekessel 2.44 PT80.00 MU1 S24 S WH PT WH S PT WH M1 S WH ST1 DA PT WH S PT WH S42 S35 S43 DT3 SP4 S45 PUMP1 S38 S40 1 Druck Abhitzekessel PUMP2 S39 SP S9 DB S10 SPHT2 S36 TMX2 S32 S31 S34 S33 S30 S29 SP3 S11 S12 S13 S14 SPHT3 EVAP2 ECON2 Abgas GT6B + AHK PT WH GTD2 GE Frame6B /13

14 Spannungsfeld für Projekt GT2: - Einschätzung der künftigen Entwicklung der Strompreise - Einschätzung der künftigen Entwicklung der Erdgaspreise - Steigerung des Wärmebedarfes des Industriebetriebes - Genehmigungsaspekte (UVP, etc.) - Zuteilung einer ausreichenden Anzahl von CO2-Zertifikaten für die Neuanlage - Förderungen KWK-Förderungen Σ Wirtschaftlichkeit gegeben JA oder NEIN /14

15 UMWELTASPEKTE NOx, CO NOx CO GT1-ANLAGE - Bescheidwerte 150 mg/nm3 100 mg/nm3 - Durchschnittswerte 66 mg/nm3 19 mg/nm3 GT2-ANLAGE Werte der GT-Bieter <50 mg/nm3 <35 mg/nm3 Nach dem Ausbau werden beide als eine Anlage betrachtet LRV-WERTE Betrachtung <200 MW 80 mg/nm3 35 mg/nm3 Betrachtung >200 MW 35 mg/nm3 35 mg/nm /15

16 Beispiel CMOÖ: gemäß Ö-NAP Zuteilung von t für Periode Davon KWK-Bonus: ca t/a Referenzszenario I: Wärmeproduktion in Gaskessel mit 92% Wirkungsgrad Stromproduktion in Kohlekraftwerk (poln. SK, el. Nettowirkungsgrad 42% inkl. Leitungsverluste bis Standort, Kondensationskraftwerk) Referenzszenario II: Wärmeproduktion in Gaskessel mit 92% Wirkungsgrad Stromproduktion in Gaskondensationskraftwerk (el. Nettowirkungsgrad 50% inkl. Leitungsverluste bis Standort) Effektive CO2-Einsparung durch Vor-Ort-Erzeugung in KWK-Anlage: Verglichen mit Referenzszenario I: ca t Verglichen mit Referenzszenario II: ca t KWK-Bonus Deutschland: 27 t CO2 pro GWh KWK-Strom = ca t /16

17 CO2 - Vergleich zwischen GT1-Anlage GT1-Anlage + GT2-Anlage to to to to = to to to = to to to to to Strom aus Steinkohle-KW ZF to to Strom aus Steinkohle-KW GT to Wärme aus Gaskessel GT to Wärme aus Gaskessel GT1 0 to CO2 getrennte Erzeugung CO2 GT1-Anlage 0 to bei 110 t/h Dampfbedarf CO2 getrennte Erzeugung CO2 GT1 + GT2 Anlage /17

18 Vergleich zwischen GT1-Anlage GT1-Anlage + GT2-Anlage kw kw kw 64 MW kw GT kw ZF kw kw kw kw 0 kw 36 MW GT1 DT3 STROMOUTPUT GT1- ANLAGE GT1 GASVERBRAUCH GT1- ANLAGE kw 0 kw bei 110 t/h Dampfbedarf GT2 GT1 DT3 STROMOUTPUT GT1 + GT2 -ANLAGE GT1 GASVERBRAUCH GT1 + GT2 -ANLAGE /18

19 KWK - Brennstoffeinsparpotential Berechnung der Primärenergieeinsparung PEE gem. EU KWK-RL: PEE = [1-{1/( (KWK W η / Ref W η) + (KWK E η / Ref E η) )}] x 100 % Annahme: Ref W η = 92% Ref E η = 42% PEE CMOÖ = 26,4% CMOÖ ist hocheffiziente Anlage gem. KWK-RL, da >10% PEE /19

20 Förderung über CO2-Einsparung? Österr. JI/CDM-Programm: Zukauf von CO2-Zertifikaten für 5-7 EUR/to z.b. neue 50 MWel KWK-Anlage (vergleichbar bestehende Anlage): für Periode : 5 x ca t CO2-Einsparung Bewertung pro t CO2 mit z.b. 5 EUR/t: 5,75 Mio EUR Neuanlagenkosten ca. 52 Mio EUR würde ca. 11% Investförderung entsprechen + zusätzlich ausreichende Gratiszuteilung (analog Zuteilung erste Periode) /20

21 Bild mit Genehmigung von Hrn. DI Martin Hochfellner Verbund ATP, erstellt für Vortrag bei IEWT /21

22 Strombezugskosten 110 kv und 20 kv vs. Eigenerzeugung Gegenüberstellung 110kV und 20kV Energiepreis (Annahme) Ökozuschläge inkl. 19 Stranded Costs Netznutzung Netznutzung Netto-Energiesteuer 50 /MWh absolute Kosten Ind.betrieb 110kV effektive Kosten von CMOÖ beliefert Ind.betrieb ohne 110kV (0 Ausfälle) Energieabg. 110kV von CMOÖ beliefert 110kV (5 Ausfälle) absolute Kosten Ind.betrieb 20kV effektive Kosten Ind.betrieb ohne Energieabg. 20kV von CMOÖ beliefert 20kV (0 Ausfälle) von CMOÖ beliefert 20kV (5 Ausfälle) /22

23 Danke für Ihre Aufmerksamkeit! /23