Role of Power-to-Gas for the Energiewende in Germany

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1 Vorläufig Role of Power-to-Gas for the Energiewende in Germany Daniel Fürstenwerth Agora Energiewende LAPPEENRANTA,

2 Agora Energiewende an Overview Independent and non-partisan Think Tank, 18 Experts Project duration: Financed with 15 million Euro by the Mercator Foundation and the European Climate Foundation Mission: How do we make the Energiewende in Germany a success Analyzing, story? understanding, discussing, assessing, putting forward proposals Daniel Fürstenwerth Lappeenranta

3 The German Energiewende an Overview 1 st order goals > Full nuclear phase-out by 222 > CO2 Emissions*: - 4% by 22-8/95% by 25 2 nd order goals > Renewables (el.): 4-45% in 225 > 8% in 25 > Electricity demand**: -1% by 22-25% by 25 Daniel Fürstenwerth Lappeenranta * against 199 ** against 28

4 Deployment of Renewable Energy in Germany Will Focus on Wind and Solar Cost of Power of new installations, in ct/kwh % Future* Wind and PV are cost competitive today - with new conventional and nuclear power plants Gas CCGT Hard Coal Wind Onshore Solar PV Nuclear (Hinkley Point C) Lignite * Future Cost of PV until 25, Agora Energiewende/Fraunhofer ISE, forthcoming Daniel Fürstenwerth Lappeenranta

5 Study by Agora Energiewende: What is the Role of Electricity Storage in the German Energy Transition? Daniel Fürstenwerth Lappeenranta

6 Leading German Research Institutes Performed Analysis of Future Power System until 25 Vorläufig Simulations on the level of transmission grid Simulations on the level of distribution grid Power-to-Gas : Markets and technology development Battery Technologies: Markets and technology development Daniel Fürstenwerth Lappeenranta

7 Analysis Lookes Both at the Total Cost of the Electricity System and Future Markets for New Technologies Questions How much storage is needed To balance generation and demand In the distribution grid For ancilliary services Analysis 1 2 Scenario analysis on the level of transmission grid Scenario analysis on the level of distribution grid 3 Qualitative analysis of markets for anciliary services Which markets will develop for Batteries Power-to-Gas / Power-to-X 4 Estimation of future market developments Daniel Fürstenwerth Lappeenranta

8 The Study Looks at Scenarios of the German Power System in 223, 233 and with 9% Renewable Energy Electricity Generation and Demand in Germany, in TWh %* 6%* 9%* %,9 Residuale Nachfrage PV Wind (onshore & offshore) Biomasse Wasserkraft Expansion of Renewable Energies until 223 and 233 according to government targets Development of power system (Load, grids, fossil power plants) based on forcasts of German regulator Expansion of renewables considered in rest of Europe (slower than in Germany) Additional analysis: delayed availability of alternative Flexibility options (flexible CHP, DSM, interconnectors) * For the rest of Europe a slower expansion of renewable energies is assumed: 23% at 42% in Germany, 4% at 6% in Germany, 6% at 9% in Germany Detailled assumptions published online 8

9 1 Analysis on the Level of Transmission Grid For Each Year, the Cost of the Power System are Calculated and Compared in a Case With and Without New Storage Start Cost of reference system (without new electricity storage) Calculation of Cost in Scenario without and with additional storage Savings by storage Cost for storage Result Savings (or extra cost) by additional storage Analysis of 5 combinations of short- and long-term storage Fix cost degression assumed 9

10 1 Result on the Level of Transmission Grid In 223 and 233 Additional Storage Increases the Cost of the Power System, at 9% Renewables it Can Reduce Cost Savings and cost increases by additional storage, in bn EUR per year (bandwidth of results of all combinations of storage technologies considered*) 5, 2,5, -2,5 Scenario % 1,2 1,3,8,1 -,2-2,3 In 223 the benefit of new storage to balance generation and demand is insignificant, resulting in cost increase In 233 a small amount of new storage can lead to cost reductions in the best case At 9% renewables new storage leads to cost reductions -5, * Results of the worst-case-scenario are depicted as dotted line only 1

11 1 Background to Results in 223 and 233 In the Next 1 Years, the Amount of Surplus Electricity in Germany is not Significant Residual load net of generation by wind, solar and hydro power at 42% Renewables in Germany in Summer* in GW, hourly values per week Average Individual Weeks In an average week, additional generation is required at every time (flexible biomass-, gas- or coal-fired power plants) Mo Tue We Thu Fr Sa Su In some weeks especially during weekends- a surplus of renewable energy appears, which can yet be integrated by existing storage, demand side management, Power-to-heat or export of power * May, June, July and August; illustration of input parameters to the detailed simulation 11

12 1 Result on the Level of Transmission Grid Approximately 1 GW of New Storage Helps to Reduce Total Cost at 9% Renewable Electricity in Germany Insights from comparing different combination of additional storage: In the 9% Scenario combinations of approximately 8-16 GW of long term storage (Power-to-Gas) lead to cost reductions in the electricity sector (~7 GW of short term storage) Long term storage lead to higher cost reductions in the 9% scenario, as short term storages (4hours) face stronger competition by alternative flexibility options Storage can replace conventional power plants and provide firm capacity 12

13 3 Results on Ancilliary Services Storage Can Already Today Compete in Some Ancilliary Service Markets Qualitative Analysis: Storage for ancilliary services (Summary) Primary Response Battery storage very competitive Long term demand remains small (~,6 GW) Secondary Response Storage well suited, competitiveness unclear In future high competition from renewables and DSM Secure Capacity Storage can provide secured capacity in principle Requirement of new capacity markets under discussion 13

14 Questions How much storage is needed To balance generation and demand In the distribution grid For ancilliary services Analysis 1 2 Scenario analysis on the level of transmission grid Scenario analysis on the level of distribution grid 3 Qualitative analysis of markets for anciliary services Which markets will develop for Batteries Power-to-Gas / Power-to-X 4 Estimation of future market developments 14

15 4 Markets for New Storage Technologies Key Markets for Power to-gas / Power-to-X Will Develop in Transportation and Chemicals, Which Require These Technologies for Decarbonisation Estimation of future markets for Power-to-Gas in Germany in GW 16 Both chemicals and transportation sector have limited alternatives for decarbonisation Average electricity demand today (GW) Chemicals Transport Power-to-X may increase power consumption but contributes to overall efficiency min min max min min max min min max 25 max max max Power A CO 2 -neutral power production is required for Power-to-X to contribute to climate protection 15

16 4 Markets for New Storage Technologies Batteries and Power-to-X Make Wind- and Solar Energy Available for Transport and Chemicals and Can Provide Flexibility for Power System Energy Source Battery 1 Energy Consumer Transport 1 Primary use: Battery and Power-to-X enable use of costefficient renewable energies in other sectors Power-to-X 2 Flexibility Chemicals 2 Secondary use: These technologies can provide flexibility as an additional service to the power system Electricity 16

17 1 Cost of Technology Reduction in Power-to-Gas Investment Cost is Expected Due to Technology Development and Deployment Cost of storage system (Bandwidth), in EUR/kW per year % Learning rate ,1, Installed Capacity. Capacity, In GW in GW Large bandwidth of current and future cost development considered Cost of long term storage includes cost of electrolysis/methanisation and storage - power generation equipment not considered 17

18 4 Markets for New Storage Technologies Gas May Be in the Center of Future Energy Storage and Conversion Further Research Needs to Focus on Sector-Integrated Analysis Electricty Heat Electricity storage Gas Heat storage Gas storage Fuel storage Transport Li-Ion technology as well a link between sectors

19 Summary: Power-to-Gas in Germany 1. The expansion of renewable energies does not have to wait for storage. 2. The market for new storage technologies will develop dynamically. 3. Political support for Power-to-Gas may depend on future solutions to ensure the right energy input. Daniel Fürstenwerth Lappeenranta

20 Feedback, questions and discussion Contact: 2

21 Backup 21

22 1 Analysis on the Level of Transmission Grid Different Combination of Storage Technologies were Considered while Assuming a Strong Decrease in Cost of Technology Variation of additional storage - example 9%-Scenario, in GW Cost of storage system (Bandwidth), in EUR/kW per year* 4 Short term storage Short term storage Long term storage % EE % EE Analysis of need for storage by considering scenarios with additional storage: combinations of short- and long term storage Assuming bandwidth of future cost development Cost of long term storage includes cost of electrolysis/methanisation and storage (power generation equipment not considered) *Annual cost per storage system, for short term storage consisting of 1kW+4kWh 22

23 Deepdive Power to Gas Vorläufig Assumptions Long Term Storage (2/2) Cost assumptions - Power-to-Gas today 43%/22% 6%/4% 9%/6% min max min max min max min max Hydrogen (AEL, PEM, HTEL) /kw Methane (El. + Meth.) /kw Bandwidth assumed /kw Cavern / Hydrogen /kw h,3,6,3,5,2,4,1,3 Cavern / Methane /kw h,1,2,1,2,5,1,5,1 Bandwidth assumed /kw h,1,6,1,5,5,4,5,3 WACC % 6% 1% 6% 1% 6% 1% 6% 1% Fix Opex as % of investment % 2% 2% 2% 2% Technical lifetime (charging) years FENES, IAEW, ISEA, EF.RUHR Unterlagen BK

24 Deepdive Power to Gas Background Market Estimations: 1% Decarbonisation of Germany Until 25 (Analysis by Germany Environmental Office) Vorläufig Energy in Transport Sector, TWh Diesel (Bio) Benzin (Bio) Kerosin Diesel (fossil) Benzin (fossil) Stromkraftstoffe (Power-to-X) Strom Energy in Chemicals Sector, TWh Quelle: UBA-Studie Treibhausgasneutrales Deutschland 214 auf Basis einer Studie des Ökoinstituts e. V., Quelle: UBA-Studie Treibhausgasneutrales Deutschland 214, Annahmen zum Ausbau strombasierter Rohstoffe von FENES, OTH Regensburg Energieverbrauch chem. Industrie Strombasierte Rohstoffe (Power-to- X) 24

25 Deepdive Power to Gas Vorläufig How much may electricity for Power-to-Gas cost? Bandwidth of cost of electricity for Power-to-Gas that leads to break-even with oil (oil price assumed until 25: $ 29 / b)

26 Deepdive Power to Gas Vorläufig Assumptions Long Term Storage (1/2) 25 Bandwidth input parameter for cost of long term storage (EUR/kW/year, for system of 1 kw+72 kwh) Wasserstoff (AEL, PEM, HTEL) + Kaverne - Wasserstoff Methan (El. + Meth.) + Kaverne / Proenspeicher Bandbreite in Agora-Studie Wasserstoff (AEL, PEM, HTEL) + Kaverne - Wasserstoff Methan (El. + Meth.) + Kaverne / Proenspeicher Bandbreite in Agora-Studie Wasserstoff (AEL, PEM, HTEL) + Kaverne - Wasserstoff Methan (El. + Meth.) + Kaverne / Proenspeicher Bandbreite in Agora-Studie D9 Unterlagen BK

27 Power to Gas Bandwidth of Market Development Assumed for Power-to-Gas/Liquid in Mobility Vorläufig 7 Installierte Leistung für Mobilität in GW Annahmen / Bandbreiten: 223: 3 5 % der Biokraftstoffe aus UBA-Studie 233: 15 1 % der Stromkraftstoffe aus UBA-Studie 25: 3 1 % der Stromkraftstoffe aus UBA-Studie

28 Deepdive Power to Gas Bandwidth of Market Development Assumed for Power-to-Gas in Chemistry Vorläufig 7 Installierte Leistung für Chemie in GW Annahmen / Bandbreiten: 223:,5 5 % aller chemischen Rohstoffe 233: 5 3 % aller chemischen Rohstoffe 25: 3 98 % aller chemischen Rohstoffe (UBA-Studie)

29 2 Result on the Level of Distribution Grid Storage Can Avoid Grid Expansion Cost Effectively in the Lowest Voltage Level in Specific Cases But Not in the Medium Voltage Distribution Grid Cost of storage to avoid distribution grid expansion in % of cost of conventional grid expansion Low voltage level, 233 1% 5% % Medium voltage level, 233 2% 1% % +2% -5% >1% max* min* max* min* In specific cases in the low voltage level, storage can avoid grid expansion costeffectively (appr.,7 GW in Germany until 233) Case-specific analysis is required, incl. alternatives (e.g. curtailment, new transformer technologies) In medium and high voltage level, grid expansion is always more cost-effective Conv. grid expansion Storage *Bandwidth of results in the low-voltage level: Cost at 6% vs. 8% of PV connected in the low voltage level Bandwidth in the medium-voltage level: minimal and maximal investment cost in case of 25% storage 29

30 4 Markets for New Storage Technologies Technological Development and Cost Reduction is Expected Especially in Battery Technologies Example: Cost development assumed for Li-Ion-Systems* in EUR/kWh (Assumptions from 213) ~4% ~6% UBS Study Sep Electic vehicle batteries ~8% ~25 Example Li-Ion: Technological development driven by electric mobility Large cost recuction potentials identified already today General: Large cost reduction expected in all new storage technologies An even faster cost reduction seems possible ( Storagebreakthrough ) *here specific cost of capacity 3

31 4 Markets for New Storage Technologies For Batteries the Primary Response Market is Attractive Alreday Today, Transport Will be the Largest Market in the Future Estimation of future markets for Power-to-Gas in Germany in GW Average electricity demand today (GW) min max min max min max Ancilliary Services Distributed Storage Transport Large demand for storage especially in transport Future battery storage capacity may exceed todays average electricity demand Market for distributed storage will depend on regulatory environment regarding selfconsumption

32 Kernergebnisse und Schlussfolgerungen auf einen Blick Der Ausbau der Erneuerbaren Energien muss nicht auf Stromspeicher warten. In den nächsten 1 bis 2 Jahren kann die benötigte Flexibilität im Stromsystem durch andere Flexibilitätsoptionen günstiger bereitgestellt werden als durch neue Stromspeicher. Erst bei sehr hohen Anteilen von Erneuerbaren Energien werden neue Stromspeicher wirklich benötigt. Der Markt für neue Energiespeicher wird dynamisch wachsen Neue Märkte für Batterien und Power-to-X entstehen v.a. im Verkehrs- und Chemiesektor. Diese können Flexibilität im Stromsektor als Zusatznutzen anbieten. Forschung und Entwicklung sowie Marktanreizprogramme sind auf eine systemunterstützende Integration auszurichten. Speicher müssen gleichberechtigten Zugang zu Märkten für Flexibilität erhalten. Schon heute können Speicher einige Systemdienstleistungen kosteneffizient erbringen. Märkte für Flexibilität wie der Regelleistungsmarkt oder ein zukünftiger Kapazitätsmarkt müssen deshalb technologieoffen ausgestaltet werden. Im Verteilnetz sollten Speicher ein Element im Baukasten der Netzbetreiber werden. In speziellen Fällen können netzdienlich eingesetzte Speicher den Netzausbau in der Niederspannungsebene kosteneffizient vermeiden. Der regulatorische Rahmen sollte solche kosteneffizienten Entscheidungen grundsätzlich ermöglichen. 32

33 Vorläufig Die Ergebnisse sind robust, geben aber auch Hinweise auf künftigen Forschungsbedarf Wesentliche Einflussfaktoren auf die Ergebnisse Geschwindigkeit des EE-Ausbaus in Deutschland und Nachbarländern Netzausbau innerhalb Deutschlands sowie zu den Nachbarländern Entwicklung alternativer Flexibilitätsoptionen wie Gasturbinen, Lastmanagement, KWK-Flexibilisierung, Power-to-Heat Entwicklung der Kosten der Speichertechnologien Bewertung Wesentlicher Forschungsbedarf Zentrale Annahmen stellen wahrscheinliche Entwicklung dar Meistdiskutierte Annahme war innerdeutscher Netzausbau andere Studien (Consentec 213, IWES/IAEW/SUER 214) zeigen dass Kernergebnisse auch bei verzögertem Netzausbau gelten Einfluss von neuen Speichertechnologien (Batterien, Power-to-X) im Wärme-, Verkehrs- und Chemiesektor auf das Stromsystem

34 1 Bei 9% Erneuerbaren Energien in Deutschland senken Speicher die Kosten, Kurzzeitspeicher stehen in stärkerer Konkurrenz zu alternativen Flexibilitätsoptionen Vorläufig Einsparungen und Mehrkosten im 9%-EE-Szenario in Mrd. EUR pro Jahr Betrachtete Kombination an Speichern: Langzeit (in GW) Kurzzeit (in GW) Im 9% Szenario führen Kombinationen aus etwa je 1 GW Speichern zu Einsparungen Langzeitspeicher schneiden langfristig besser ab Kurzzeitspeicher stehen stärker in Konkurrenz zu flexibler KWK und flexibler Nachfrage 34

35 1 Analyse auf Ebene des Übertragungsnetzes Bei einem EE-Anteil von 9% in Deutschland senken geringe Leistungen zusätzlicher Speicher die Systemkosten Vorläufig Einsparungen und Mehrkosten im 9%-EE-Szenario in Mrd. EUR pro Jahr Betrachtete Kombination zusätzlicher Speicher: Langzeit (in GW) Kurzzeit (in GW) Kurzzeitspeicher stehen stärker in Konkurrenz zu alternativen Flexibilitäten Im 9%-Szenario größerer Nutzen im Erzeugungsausgleich bei geringeren Investitionskosten Speicher können konv. Kraftwerke ersetzen und gesicherte Leistung bereitstellen Kombinationen aus etwa je 1 GW zusätzlichen Kurz- und Langzeitspeichern führen zu Kosteneinsparungen Langzeitspeicher schneiden langfristig besser ab 35

36 Ergebnis auf Ebene des Übertragungsnetzes bei D 43 % / EU 22 %: Aus Sicht des Strommarktes zeigt sich in den 22er und 23er Jahren kein zwingender Bedarf für zusätzliche Speicher (bei Netzausbau und Erschließung anderer Flex.optionen) Einsparung Betrachtete Kombination zusätzlicher Speicher: Mio. / a Kurzzeit (in GW) Langzeit (in GW)

37 Ergebnis auf Ebene des Übertragungsnetzes bei D 6 % / EU 4 %: In den 23er Jahren kann ein geringer Ausbau an Langzeitspeichern (ca. 3 GW) gesamtwirtschaftlich sinnvoll werden, wenn das europäische Übertragungsnetz nur verzögert ausgebaut, andere Flexibilitätsoptionen nur verzögert aktiviert und Speicherkosten sich günstig entwickeln werden Mio. / a Einsparung Betrachtete Kombination zusätzlicher Speicher: Kurzzeit (in GW) Langzeit (in GW)

38 Ergebnis auf Ebene des Übertragungsnetzes bei D 9 % / EU 6 %: Stromspeicher senken im langfristigen Betrachtungsbereich die Systemgesamtkosten immer dann, wenn sich die Speicherkosten günstig entwickeln, selbst in einem System mit vielen anderen Flexibilitäten, einem deutschen EE-Anteil von 9 % und einem europäischen EE-Anteil von nur 6 %. Mio. / a Einsparung Betrachtete Kombination zusätzlicher Speicher: Kurzzeit (in GW) Langzeit (in GW) Kurzzeitspeicher stehen stärker in Konkurrenz zu alternativen Flexibilitäten Langzeitspeicher können langfristig die Systemkosten reduzieren, selbst bei ungünstiger Entwicklung der Speicherkosten

39 Backup - Annahmen 39

40 1 Hintergrund für Kernergebnis 1: Bei 42% Erneuerbaren Energien in Deutschland entstehen keine relevanten EE-Erzeugungsüberschüsse Vorläufig Residuallast nach Stromerzeugung aus Wind, Solar- und Wasserkraftanlagen bei 42% EE in Deutschland im Winter* in GW, stündliche Werte im Wochenverlauf Durchschnitt Einzelne Wochen In den meisten Wochen wird zu jedem Zeitpunkt zusätzliche Erzeugung neben der wetterabhängigen Produktion aus Wind-, Solarund Wasserkraftanlagen benötigt (flexible Biomasse-, Gas- oder Kohlekraftwerke) Mo Di Mi Do Fr Sa So In einzelnen Wochen kommt es v.a. am Wochenende zwar zu EE-Überschüssen, hierfür existieren jedoch mit bestehenden Speichern, Lastmanagement, Power-toheat oder Stromexport i.d.r. günstigere Flexibilitätsoptionen als den Bau neuer Speicher * November, Dezember, Januar und Februar; illustrative Darstellung von Eingangsdaten der Simulationen 4

41 1 Hintergrund für Kernergebnis 1: Bei 6% Erneuerbaren Energien in Deutschland entstehen keine relevanten EE-Erzeugungsüberschüsse Vorläufig Residuallast nach Stromerzeugung aus Wind, Solar- und Wasserkraftanlagen bei 6% EE in Deutschland im Sommer* in GW, stündliche Werte im Wochenverlauf Durchschnitt Einzelne Wochen Mo Di Mi Do Fr Sa So * Mai, Juni, Juli und August; illustrative Darstellung von Eingangsdaten der Simulationen 41

42 1 Hintergrund für Kernergebnis 1: Bei 6% Erneuerbaren Energien in Deutschland entstehen keine relevanten EE-Erzeugungsüberschüsse Vorläufig Residuallast nach Stromerzeugung aus Wind, Solar- und Wasserkraftanlagen bei 6% EE in Deutschland im Winter* in GW, stündliche Werte im Wochenverlauf Durchschnitt Einzelne Wochen Mo Di Mi Do Fr Sa So * November, Dezember, Januar und Februar; illustrative Darstellung von Eingangsdaten der Simulationen 42

43 Vorläufig Änderung der Kostenannahmen für Kurzzeitspeicher Kosten Kurzzeitspeicher - Batterien (Energie (Kapazität) zu Leistungsverhältnis E2P = 4 Stunden) heute % Energie zu Leistung (E2P) 4 h min max min max min max min max Systemkosten spezifisch /kw 99 3, , , ,3 Zinsatz für Annuität % 6% 1% 6% 1% 6% 1% 6% 1% jährliche Fixkosten / Invest % 2% 2% 2% 2% Nutzungsdauer Jahre Gesamteffizienz % 8% 9% 8% 9% 75% 9% 75% 8%

44 Vorläufig Annahmen zu Kosten der Kurzzeitspeicher (finale Bandbreiten) Bandbreite der Eingangsdaten für Kosten der Kurzzeitspeicher (EUR/kW/Jahr, jeweils für System 1kW+4kWh) Pumpspeicher Batterie Lithium Batterie NaS Batterie Blei Batterie Redox Flow Bandbreite in Agora-Studie Pumpspeicher Batterie Lithium Batterie NaS Batterie Blei Batterie Redox Flow Bandbreite in Agora-Studie Pumpspeicher Batterie Lithium Batterie NaS Batterie Blei Batterie Redox Flow Bandbreite in Agora-Studie D/6EU Unterlagen BK

45 Annahmen zu Kosten der Kurzzeitspeicher (finale Bandbreiten) Vorläufig 45 Bandbreite der Eingangsdaten für Kosten der Kurzzeitspeicher (EUR/kW/Jahr, jeweils für System 1kW+4kWh) Unterlagen BK

46 Vorläufig Annahmen zu Kosten der Langzeitspeicher (finale Bandbreiten) 25 Bandbreite der Eingangsdaten für Kosten der Langzeitspeicher (EUR/kW/Jahr, jeweils für System 1 kw+72 kwh) Unterlagen BK

47 2 Methodik: Eine Voruntersuchung vergleicht die Vorteilhaftigkeit von Speichern mit alternativen Flexibilitäten Backup Vorläufig Ausgangsfrage: Sind alternative Flexibilitätsoptionen wie Netzausbau, Flexibilisierung von KWK, etc. günstiger oder teurer als Speicher? Zu betrachtende Flexibilitätsoption Flexibilisierung der Nachfrage Flexibilisierung der KWK Netzausbau zu Nachbarstaaten Kurzzeitspeicher Langzeitspeicher Berechnung von Kosten/Nutzen je Option (IAEW) Kosten im Referenzfall Nutzen der Option X (Variable Kosten) Kosten der Option X (Invest- Kosten) Effekt der Option X Berücksichtigung in Szenariogestaltung Vorteilhaftere Flexibilitätsoptionen werden im Referenzfall unterstellt Beschränkungen des Ausbaus z.b. durch Akzeptanzgründe werden angenommen 47

48 Vorläufig Mittelfristige Auswirkungen von Flexibilitätsoptionen Einsparungen Erzeugungskosten Untersuchung des Einflusses von Flexibilitätsoptionen auf das Stromerzeugungssystem* Zus. Flexibilitäten von jeweils 1 GW Einsparung von Erzeugungs- kosten durch Flexibilität Geringe Auswirkungen durch zus. DSM oder KWK (,2 %) Höherer Einfluss von Kurzzeitspeichern in 223 Größte Einsparungspotentiale durch Einsparung Erzeuugngskosten Mio. / GW / a Netzanbindung Nachbarstaaten Kurzzeitspeicher 1h Kurzzeitspeicher 8h zusätzliches DSM zusätzliche Flexibilisierung KWK Langzeitspeicher 72h erhöhte Netzanbindung (55 Mio. /GW/a; ~,11 %) * Exemplarische Untersuchung für 223 unflexibel FENES, ISEA, IAEW, ef.ruhr Unterlagen BK

49 Mittelfristige Auswirkungen von Flexibilitätsoptionen Einsparungen/Mehrkosten Backup Vorläufig Einsparungen/Mehrkosten durch Flexibilitätsoptionen in Mio. / GW / a Netzanbindung Nachbarstaaten zusätzliche Flexibilisierung KWK zusätzliches DSM Kurzzeitspeicher 1h Kurzzeitspeicher 8h Langzeitspeicher 72h Deutliche Mehrkosten bei Speichern aufgrund hoher Investitionen Gesamtwirtschaftlicher Einfluss bei Flexibilisierung von KWK und zusätzlichem DSM gering Höchste Einsparpotentiale bei erhöhter Netzanbindung zu Anrainern FENES, ISEA, IAEW, ef.ruhr Unterlagen BK

50 Differenzierung (1/4): Must run : Der Wärmebedarf in Deutschland wird stündlich modelliert, Annahmen zur Flexibilität der KWK und Wärmeerzeugung werden in den Szenarien unflexibel vs. wahrscheinlich variiert Vorläufig KWK* gesamt Must-run /Nicht-flexible KWK**: muss laufen Einsp. bei max. Wärmebedarf**** Einsp. bei min. Wärmebedarf unflex. wahrs. unflex. wahrs Flexible KWK**: kann die Stromerzeugung für 3-6 h einstellen, bzw. durch Heizkessel oder PtH ersetzen Heizkessel (Erdgas)*** Elektroheizer (PtH) Wärmebedarf (je Stunde) Wärmebereitstellung (aus dem Stromsektor) * Fossile Kraftwerke (Braun- und Steinkohle, Gas) und Biomasse ** Installierte Leistungen in GW elektr. *** Installierte Leistung in GW therm. **** Durch Nicht-Verfügbarkeiten geringer als gesamte installierte Leistung 5

51 Differenzierung (2/4): Annahmen zu DSM in den wahrscheinlichen und unflexiblen Szenarien Vorläufig 223 unflexibel: Nur heute kontrahierte abschaltbare Lasten (~8MW), Arbeitspreis ~4EUR/MWh (wird nur in Extremfällen eingesetzt) 223 wahrscheinlich: 6,5 GW DSM (basierend auf Analysen von IAEW), davon 3 GW mit Arbeitspreis 1-4 EUR/MWh 233 unflexibel: Annahmen wie in 223 wahrscheinlich 233 wahrscheinlich: leichter Anstieg ggü. 223 (konservative Schätzung) Annahme ähnlicher Potentiale in Europa durch Skalierung anhand länderabhängiger Spitzenlast für jedes Szenario unflexibel realistisch wahrs.,8,8,8 2,2 3,5 Status Quo 213 (in Anspruch genommene AbV, Arbeitspreis ~4EUR/Mwh) DSM neu (Arbeitspreis ~4EUR/Mwh) unflexibel realistisch wahrs.,8,8 2,2 2,2 3,5 4,8 DSM neu Arbeitspreis ~5EUR/Mwh 1 9%,8 2,2 11, GW FENES, IAEW, ISEA, ef.ruhr Unterlagen BK 2 51

52 Differenzierung (3/4): Annahmen zum Ausbau der Übertragungsnetze an Grenzkuppelstellen und im restlichem Europa in den Szenarien wahrscheinlich und unflexibel Vorläufig Übertragungskapazitäten Deutschland zu Nachbarstaaten: Abbildung mittels NTC unter Berücksichtigung von TYNDP-Projekten (verzögerter Netzausbau) 223 unflexibel : bis wahrscheinlich* : bis unflexibel : bis wahrscheinlich : bis %: alle Projekte bis Berücksichtigung reduzierter NTC aus Netzentwicklungsplan 213 Analoge Bestimmung der Übertragungskapazitäten für Rest-EU Keine Berücksichtigung von Netzrestriktionen innerhalb von Deutschland Übertragungskapazitäten von Deutschland** GW unflexibel flexibel NEP unflexibel 233 flexibel NEP 233 9% Annahmen für.. Export heute wahrs. wahrs. Import Zum Vergleich: * Die Annahmen zum verzögerten Netzausbau hier sind Szenarioannahmen und stellen keine Prognose dar **ohne Luxemburg FENES, IAEW, ISEA, ef.ruhr Unterlagen BK 2 52

53 Remuneration of new nuclear power in the UK, and large PV and wind onshore in Germany after accounting for inflation, in real Euro 213 /MWh 12 Nuclear in the UK PV (utility-scale) in Germany Wind onshore in Germany 1 EUR213/MWh Year of operation Note: Wind onshore remuneration in Germany is presented here in a simplified way by showing average payments. In reality, remuneration at the beginning differs from remuneration at the end. Source: EEG 212, UK Government 213a, calculations by Prognos AG. 53

54 Comparison of average remuneration for new nuclear power in the UK, and PV and wind in Germany, in Euro 213 /MWh 12 Remuneration, in Euro 213 /MWh % 73-5% % New nuclear*, (UK, 223) PV (Germany, 213) Wind onshore (Germany, 213) Wind offshore** (Germany, 213) * Hinkley Point C agreement ** Wind offshore 213 without grid costs; in Germany, the regulatory approach excludes grid costs from being covered by the remuneration. Offshore grid costs are estimated to be between 25 and 35 EUR/MWh, depending on the distance to shore. Source: DECC 213; ECB 214a; EEG 212; Prognos AG 213; UK Government 213a; calculations by Prognos AG. 54

55 Comparison of annual system costs, in million Euro 213 Annual system cost, million Euro % Gas OCGT Gas CCGT Nuclear PV Wind onshore Renewables and gas Nuclear and gas Source: ECB 214a; EEG 212; Prognos AG 213; UK Government 213a; calculations by Prognos AG. 55