Kraftwerke im Investitionsstau Wohin steuert die deutsche Energiepolitik

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1 Kraftwerke im Investitionsstau Wohin steuert die deutsche Energiepolitik Dr. Johannes Lambertz Vorsitzender des Vorstandes, RWE Power AG Berlin, 10. September 2010 Gemeinschaftsveranstaltung Bau-, Baustoffe- Zementindustrie

2 Eine nachhaltige Energieversorgung muss vier Ziele erfüllen W Wirtschaftlichkeit > Bereitstellung einer kosteneffizienten Energieversorgung V Versorgungssicherheit > Breiter Energiemix > Technologievielfalt U Umweltfrelichkeit > Klimaschutz > Schadstoffminimierung (NO x /SO 2 /Staub) > Ressourcenschonung A Akzeptanz > Akzeptanz der Technologien Die sichere Bereitstellung von Elektrizität zu bezahlbaren Preisen das Erfüllen der Klimaziele sind gleichwertige Herausforderungen für die Energieversorger SEITE 2

3 Der Anlagenneubau in Europa folgte klaren Treibern diese sind aktuell unsicher diffus Anlagenneubau in Europa von 1960 bis 2015 in MW MW (gemittelt) BUILD BUILD Nach Ölkrise BUILD Liberalisierung Kohle Kernenergie Gas Öl Wind Wasser Aufbau- Jahre IBN-Jahr NAP II Finanzkrise Quelle: Platts Datenbank 2008 HOLD SEITE 3

4 Deutschland 2010: Wesentliche Indikatoren des Neubaubarometers stehen aktuell aus Sicht der EVU auf Hold. Hold - kein Neubau - dafür Optimierung bestehender Anlagen Neubau-Indikatoren SPREAD Sind erzielbare Deckungsbeiträge ausreichend? ja nein ANLAGENPREIS Können Anlagen günstig beschafft werden? ANLAGENQUALITÄT Ist geplanter Betrieb über 40 Jahre möglich? POLITIK Sind die Rahmenbedingungen klar sicher? SEITE 4

5 Aktuell erreichbare Spreads nicht ausreichend, um die Vollkosten neuer Kohle-KW zurück zu verdienen. Marktbedingungen für Kraftwerksneubauten Vollkosten eines Merit Order des deutschen Kraftwerksportfolios 2010 Kohlekraftwerks 1 (Einsatzreihenfolge Strompreissetzung auf Basis variabler Kosten 2 ) /MWh 100,00 /MWh 100,00 80,00 60,00 40,00 20,00 0,00 Kapitalkosten O&M Variable Kosten 80,00 60,00 40,00 20,00 Öl Gas Benötigtes Strompreisniveau Steinkohle Braunkohle Einsatz im Markt Kernenergie Laufwasser 0, Nachgefragte Kraftwerksleistung in GW 1) Finanzmathematische Durchschnittskosten. Anlagenpreisniveau 2009, Nettowirkungsgrad von 46%, Anlagennutzungsdauer: 40 Jahre, bei 7000 Vlh/a 2) Forwards Frontyear (2010) bei 15 /t CO 2, 23 /MWh th Gas, 8 /MWh th Steinkohle (zzgl. Brennstoffbinnentransport zum KW) Im Strommarkt bildet sich der Strompreis stündlich an der Börse, nach den variablen Kosten des gerade noch benötigten Kraftwerks. Quelle: CAWM Universität Münster; CERA SEITE 5

6 Variable Kosten Kraftwerke, die zukünftig als Kapazitätsreserve vorgehalten werden, verdienen ihre Kosten nicht über den Großhandel zurück Einsatzreihenfolge deutscher Kraftwerke 2009 in % Off-Peak Peak Must run 1) Braunkohle Nuklear Steinkohle GuD Peaking Anteil der installierten Kapazität (in %) Auf dem heutigen Markt bildet sich der Preis aus Angebot Nachfrage: > Das letzte zur Deckung der Nachfrage benötigte Kraftwerk gibt durch seine variablen Einsatzkosten den aktuellen Marktpreis vor. > Must-Run Anteil ist politisch Vorgegeben Mögliche Einsatzreihenfolge EU-Markt 2020 in % Off-Peak Peak Regulierter Markt: EEG KWK Gas KWK Biomasse Steinkohle KWK Braunkohle KWK Wasser, Wind, PV Markt ca. 30% der Kapazität Kohle neu Nuklear Kohle alt Größtenteils Kapazitätsreserve Anteil der installierten Kapazität (in %) Quelle: Boston Consulting Group Toward a Distributed-Power World SCHEMATISCH Wird der aktuelle Kurs beibehalten, wird sich eine neue Preisbildungssystematik etablieren: > Knapp 40% der installierten Kapazität (EEG/KWK) werden vorrangig eingespeist > Nur 30% der Leistung nimmt am Stromhandel der Börse teil. Über 90% der Erneuerbaren müssen durch konventionelle Kapazität abgesichert werden, d.h. müssen 30% Konventionelle zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit vorgehalten werden. Bis ein Marktmodel für diesen Anteil etabliert ist, steht das Investitionsbarometer auf hold GuD Peaker z.b. Gas, Öl SEITE 6

7 Die Rückkehr zum langfristigen Trendniveau stellt Investitionsbereitschaft sicher. Entwicklung der spez. Anlagenpreise für Kohlenkraftwerke GuD-Anlagen Verlauf der Preiskurven für Anlagenpreise nach Anlagentypen Inbetriebnahmejahr Kohlekraftwerke GuD-Anlagen langfristige Trendniveaus 130% 100% Kohle (PB ) Vergangenheit Zukunft 140% 100% GuD (PB 2008) IBN Stark gestiegene Anlagenpreise bremsen die Investitionsbereitschaft. Für ein investitionsfrelicheres Klima muss sich die Preiskurve stabilisieren. PB = Preisbasis SEITE 7

8 Die politischen Vorgaben in Deutschland schränken die Marktmechanismen stark ein Politischer Einfluss auf Neubauentscheidungen Vorrangregelung Vorrangregelung für für EEG EEG KWK: KWK: System System der der Marktpreisbildung Marktpreisbildung aus aus Angebot Angebot Nachfrage Nachfrage wird wird eingeschränkt. eingeschränkt. Heimischer Heimischer Energiemix Energiemix wird wird nicht nicht geschützt: geschützt: kein kein klares klares Bekenntnis Bekenntnis zur zur Braunkohle. Braunkohle. CCS-Richtlinie CCS-Richtlinie -Förderung: -Förderung: - + Praktikabler Praktikabler Rechtsrahmen Rechtsrahmen für für CCS-Technologie CCS-Technologie Förderung Förderung für für Demo-Projekte. Demo-Projekte. Energiekonzept: Energiekonzept: Klarheit Klarheit über über Ziele Ziele für für den den Ausbau Ausbau erneuerbarer erneuerbarer Energien Energien zur zur Stromerzeugung Stromerzeugung (rd. (rd %) %) starke starke CO CO 2 -Minderung 2 -Minderung (minus (minus 80%) 80%) bis bis ABER: ABER: Deutlicher Deutlicher Rückgang Rückgang der der fossilen fossilen Stromerzeugung, Stromerzeugung, insb. insb. der der Braunkohle, Braunkohle, bis bis Regeln Regeln für für Emissionshandel: Emissionshandel: Vollversteigerung Vollversteigerung weit weit gehende gehende Einschränkung Einschränkung von von JI/CDM-Maßnahmen JI/CDM-Maßnahmen + - SEITE 8

9 Durch die CO 2 -Bechmarkzuteilung für Neuanlagen stand das Barometer auf build seit Februar 2008 steht es auf hold. Vollkosten 1 neuer Steinkohle-KW Strom-Forwards im Vergleich /MWh BUILD EU Richtlinienentwurf: Keine CO 2 -Zuteilung für Neuanlagen! HOLD Versprochene CO 2 - Kostenentlastung für hocheffiziente Neuanlagen sorgte bis Ende Januar 2008 für Neubauanreize im Markt Jun 07 Jul 07 Strom Base-Forward 1 Markteintrittspreis Steinkohle 2 bei CO 2 -Auctioning Markteintrittspreis Steinkohle 2 mit CO 2 -Benchmark Zuteilung Aug 07 Sep 07 Okt 07 Nov 07 Dez 07 Jan 08 Feb 08 Mrz 08 Apr 08 Mai 08 Jun 08 Jul 08 Aug 08 Sep 08 Okt 08 Nov 08 Dez 08 Jan 09 Feb 09 Mrz 09 Quelle: Universität Münster; CERA 1) Bewertung auf Basis Forward Notierungen Frontjahr für Steinkohle API#2, CO 2 EUA, Strom EEX-Base 2) Wirkungsgrad 46%, 1450 /kw, O&M bei 3% des Invest p.a., 7000 Vlh/a, 40 Jahre Nutzungsdauer Bei CO 2 -Vollauktionierung liegen die Vollkosten neuer Anlagen derzeit noch über dem Preisniveau für Strom. Hohe CO 2 - Brennstoffpreise wie im Sommer 2008 sind nötig, damit Wirkungsgradvorteile neuer Anlagen ausreichende Deckungsbeiträge im Markt generieren. SEITE 9

10 Entwurf des Energiekonzepts beschränkt mit vielen konkreten Zielvorgaben die Handlungsmöglichkeiten > Langfristiges Ziel ist die Senkung der Treibhausgasemissionen um 80% die Erhöhung des Anteils der Erneuerbaren am Stromverbrauch auf 50% bis 2030 auf 80% bis > Durch eine hohe Zahl von Zielvorgaben in Zehnjahresschritten bis 2050 wird die künftige Energieversorgung Deutschlands in ein Korsett gezwängt, das Marktkräften sehr weitgehend die Luft abschnürt. Allerdings gibt es nun zumindest mehr Sicherheit über die Vorstellungen der Besregierung. > Die Rolle von Strom als Zukunftsenergie wird nicht anerkannt. Vielmehr soll der Stromverbrauch sinken (- 10 % bis % bis 2050, jeweils im Vergleich zu 2008). > Die Bedeutung der Braunkohle als heimischer Energieträger für die Versorgungssicherheit wird nicht gewürdigt. > Massive Stromimporte werden akzeptiert, trotz der Risiken für die Versorgungssicherheit SEITE 10

11 Energieszenarien berücksichtigen Versorgungssicherheit nicht ausreichend Windeinspeisung vom bis Situation mit 8 Wochen sehr niedriger Windeinspeisung Windleistung in MW Quelle: eigene Analyse Jahresdurchschnitt: 3486 MW = 17 % Ausfall von ~3.000 GWh * * Differenz zwischen tatsächlicher Einspeisung Jahresdurchschnitt > Bis 2020 werden die Ziele von 30% erneuerbaren Energien für D erreichbar sein; bis 2030 über 40% möglich das dafür notwendige Investitionsvolumen ist bisher nicht abgeschätzt > Massiver Ausbau der erneuerbaren Energien führt zu weiter verstärkter fluktuierender Einspeisung > Erneuerbare Energien stellen einen geringen Anteil an gesicherter Leistung ABER Zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit 1. werden verstärkt flexible Kraftwerke benötigt 2. müssen zusätzliche Speichermöglichkeiten zur Bereitstellung als Kapazitätsreserve geschaffen werden 3. muss das Netz stark ausgebaut werden 4. muss Lastmanagement betrieben werden SEITE 11

12 Kurzzeitspeicher können nur unzureichend die zunehmende Einspeisung großer fluktuierender Strommengen ausgleichen Pumpspeicherkraftwerke Derzeit in Deutschland Kapazität von r 7 GW, Ausbaupotenzial wird auf 2 GW geschätzt. 1 bei Volllastbetrieb reicht die gespeicherte Wassermenge heute zur Deckung von 2% des durchschnittl. tägl. Stromverbrauchs in Dtld. Adiabate Druckluftspeicher Gesamtkapazität abhängig von Anzahl verfügbarer geeigneter Salzstöcke zur Luftspeicherung Druckluftspeicher können kurzfristig Ersatzkapazität bereitstellen. Bei 200 MW Leistung kann eine Anlage für die Dauer von 5 Std. 40 hochmoderne Windrädern ersetzen (Speicherkapazität 1 GWh) E-Mobility Potenzial bis 2020 bei 1 Mio. Autos zwischen 0,5-3 GW Leistung 2-4 GWh Kapazität 2 Werden 2030 r 30% des gesamten Stroms aus Wind erzeugt, ist eine Speicher- oder Pufferkapazität von r GWh erforderlich, um eine durchschnittliche windfreie Woche zu überbrücken. Das wäre das 70fache der heute in Deutschland zur Verfügung stehenden Pumpspeicherkapazität von 40 GWh. 1 Quelle: "Who needs pumped storage plants", Dr. Funke - RWE Power AG, Thiel - Vattenfall Europe Generation AG, beim VGB Kongress 2009, Lyon 2 Quelle: dena Studie"PSW-Integration EE", 2010 SEITE 12

13 FAZIT Die Energiepolitik ist aus dem Gleichgewicht > CO 2 -Reduktion Ausbau der Erneuerbaren stehen als politisches Ziele fest > Versorgungssicherheit Preiswürdigkeit haben untergeordnete Rolle eingenommen Der Anlagenbau folgt marktwirtschaftlichen Triggern die alle auf hold stehen > Neubauten finanzieren sich über den Spread am Wholesalemarkt > Aktuelle Spreads reichen nicht zur Refinanzierung neuer Anlagen > Für Reservekapazitäten besteht zur Zeit noch kein Marktmechanismus > Die Anlagenpreise haben sich noch nicht wieder stabilisiert Die politischen Rahmenbedingungen erschweren Investitionsentscheidungen > Durch die CO 2 -Vollversteigerung werden die am Wholesalemarkt erzielbaren Spreads geschmälert > Energieszenarien der Besregierung berücksichtigen Versorgungssicherheit nicht ausreichend > Kurzzeitspeicher können nur unzureichend die zunehmende Einspeisung großer fluktuierender Strommengen ausgleichen SEITE 13