Kostenoptimale Stromversorgung aus regenerativen Quellen für Europa und seine Nachbarn

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1 Kostenoptimale Stromversorgung aus regenerativen Quellen für Europa und seine Nachbarn Perspektiven und Herausforderung für eine klimafreundliche Stromversorgung Gregor Czisch Ausgangsfragen: Ist eine rein regenerative Stromversorgung für Europa und seine Nachbarn möglich (Potentiale, Zeitverhalten, Technik)? JA! Welche Lösungen bieten sich aus ökonomischer Sicht? Wie wirken sich unterschiedliche technologische, wirtschaftliche und politische Randbedingungen aus?

2 Solarthermische Kraftwerke Photoquelle:

3 Prinzipschaltbild solarthermische Kraftwerke η max 50% Solares Kollektorfeld η > 90% Wärme Thermischer Speicher Wärme Konventionelles Thermisches Dampfkraftwerk η el 35% Strom η 15% Abwärme pot. nutzbar für KWK (z.b. Entsalzung)

4 Potential 700 x EU-Stromverbrauch Met. Daten: ECMWF und NCEP ( ) [kwh/(m^2 a)] Potentielle mittlere jährliche Wärmeerzeugung aus Spiegelrinnen für solarthermische Kraftwerke ( )

5 Produktionsverhältnis DEZ/JUL Saisonaler Vergleich (DEZ JUL) der Wärmeproduktion aus Spiegelrinnen für solarthermische Kraftwerke ( ) Met. Daten: ECMWF und NCEP ( )

6 Stromtransport Photoquelle:

7 Einige geschätzte netto Übertragungskapazitäten zwischen Ländern der UCTE und ihren Nachbarn [MW] (Zeitraum: Winter 2004/2005) UCTE NORDEL UKTSOA ATSOI Mit Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung (HGÜ) können große Leistungen verlustarm und kostengünstig über weite Entfernungen transportiert werden Quelle der Karte: ETSO 2001; Datenquelle: ETSO 2005

8 Kosten der Stromproduktion mit solarthermischen Kraftwerken 2 Speicherkapazität 14 VLh Solarfeldkosten 60 Speicherkosten 185 /kwh /m el Iberische SüdBrügge Mauretanien Halbinsel marokko Belgien Standort Wärmeproduktion Stromerzeugung (2 Wochen Revision sonst 97% Verfügbarkeit) [kwh/m2] Auslastung [h/a] ,5 7,2 29 Stromgestehungs[ ct/kwh] kosten vor Ort Entfernung v. Kassel [km] davon SeeTrassen [km] Transportsystemkosten Solarkraftwerk Solarvielfaches Solarfeld Speicherkapazität Speicher Kraftwerksteil Gesamtinvestition Lebensdauer Betriebskosten/a Versicherungskosten/a Zinssatz Jährliche Kosten η Kraftwerk η Speicher Erzeugung über Speicher Eingangsdaten el. *a)] Transportverluste überschlägig Stromkosten [ ct/kwh] In Kassel 24 6% 15,7 36,5 13% 9, % 9,4 2 ] 2775 [ /kw el. ] [VLh] [ /kwh el ] [ /kw el ] 840 [ /kw el. ] 525 [ /kw el. ] 4140 [ /kw el. ] [a] 25 2% [% der Inv. K.] 1% [% der Inv. K.] 5% [%/a] 418 [ /(kwel.*a)] 37% 92% 70% [%] [%] [%] 0 HGÜ-System [ /(kw [ /m Kosten 12,5 2% 30 Leistungsklasse Nennspannung Ausführung Umrichterstationen [Häusler 1999] [Häusler 1999] Freileitung Seekabel Lebensdauer Betriebskosten Zinssatz Eingangsdaten * % 5% [GW] [kv] Doppelbipol. [ /kw] [ /(kw*1000 km)] [ /(kw*1000 km)] [a] [% der Inv. K /a]

9 Wasserkraft Speicherwasserkraftwerke Laufwasserkraftwerke Photoquelle, VSE

10 Speicherwasserkraftwerke in Westeuropa (UCTE und NORDEL): Nennleistung, Speicherkapazität und jährliche Stromproduktion Daten der UCTE 1998 Leistung: Speichervermögen: Erzeugungsvermögen: Speicher- und gemischten Pumpspeicherkraftwerke Speicher- und gemischten Pumpspeicherkraftwerke Speicher- und gemischten Pumpspeicherkraftwerke [GW] Slovenien/Kroatien Schweiz Rest Jugoslavien Portugal Österreich Luxemburg Italien Griechenland Frankreich Deutschland Belgien Spanien Summe UCTE [TWh] [GW] [TWh] [TWh]? 18.0? [TWh] Daten zu NORDEL Norwegen Finnland Schweden Summe NORDEL Summe NORDEL + UCTE [GW] 123 [TWh] 189 [TWh] 96 [GW] 180 [TWh] 275 [TWh] > Monat EU-

11 Brutto-Wasserkraft-Potential (0.5 x 0.5 Zellen) Weltweites Brutto-Wasserkraft-Potential TWh (ohne Antarktis) Weltweite jährliche Stromerzeugung aus Wasserkraft 2 500TWh Berechnung und Karte: WaterGAP, B. Lehner,USF (WWF)

12 Brutto-Wasserkraft-Potential (0.5 x 0.5 Zellen) und Wasserkraftwerke Weltweites Brutto-Wasserkraft-Potential TWh (ohne Antarktis) Weltweite jährliche Stromerzeugung aus Wasserkraft 2 500TWh Weltweit installierte Wasserkraftkapazität 750 GW (740 GW dargestellt) Berechnung und Karte: WaterGAP, B. Lehner,USF (WWF)

13 Biomasse-Kraftwerk Photo:

14 Biomasse: Potential, Stromproduktion und Kosten von Biostrom Gewinnbares Biomasse Potential [Dreier 2000] Welt: EU: sek gesamt sek gesamt sek gesamt sek gesamt Annahme η el Wärmeverkauf für [TWhth /a] 1,5-2,5[TWh ct/kwh th th /a] 1092 [TWh /a] 40 [TWhth /a] 30% [TWhel /a] [TWhel /a] [TWhel /a] [TWhel /a] [TWhel /a] [TWhel /a] [TWhel /a] [TWhel /a] th könnte die 1954 Stromkosten bis auf ca. [TWhth /a] BRD: 184 th /a] 7-5 [TWh ct/kwh 368 [TWhth /a] Schweiz 15senken. [TWhth /a] Biomasse Kraftwerk Eingangsdaten Nennleistung 5 [MW] Investition (I) O&M? Zins Lebensdauer Auslastung 2000 [ /kw el ] 4% [% von I/a] 5% [%/a] 20 [a] 4000 [FLh/a] Stromkosten ohne Brennstoff Beispiel Holz 1,2 [ ct/kwhth ] Gesamte Stromkosten Kosten 6 [ ct/kwhel ] 4 [ ct/kwhel ] 10 [ ct/kwhel ]

15 Windkraft Photoquelle:

16 Potentielle jährliche Stromerzeugung von 1.5 MW Windkraftanlagen (NH = 80m) mit variabler Drehzahl: Ausgewiesen in Vollaststunden [VLH] pro Jahr Met. Daten: ECMWF, ERA-15, pser haj er el tti M a/ HL[V -20 ]

17 Vergleich der mittleren Stromproduktion aus Windenergie (JUL JAN) (mittlere Monatswerte aus 15 Jahren) JUL/JAN Produktionsverhältnis Met. Daten: ECMWF, ERA-15,

18 Potentielle jährliche Stromerzeugung von Windkraftanlagen (NH = 80m, NL = 1.5 MW ) in Europa und seiner Nachbarschaft in Vollaststunden [VLH] pro Jahr a/ HL[V ] Stromverbrauch EU & Norwegen: 2100 TWh Potentielle WindEnergie-Produktion an Landstandorten mit mehr als 1500 VLH bei 4 8 MW/km2: TWh Mittlere jährliche Prod.: 2050 VLH Met. Daten: ECMWF, ERA-15, EU Kasachstan Südmarokko Nord & Norwegen Russland & West Sibirien Mauritanien VLH VLH TWh 320 TWh 222 bei MW/km MW/km MW/km bei

19 Monatsmittelwerte von Stromverbrauch und Stromerzeugung aus Windenergie in Stromerzeugung ausgewählten guten Windgebieten Monatsmittelwerte: aus Windkraft in ausgewählten guten Windgebieten und elektrischer Verbrauch Ausgewählte gute Windgebiete in EU & Norwegen 0.8 Elektrischer Verbrauch in EU & Norwegen Met. Daten: ECMWF, ERA-15, Monat mit. Leistung des el. Verbrauchs [Lmit./Linst.] mit. Leistung aus Windkraft [Lmit./Linst.] 1.0

20 Monatsmittelwerte von Stromverbrauch und Stromerzeugung aus Windenergie in Stromerzeugung ausgewählten guten Windgebieten Monatsmittelwerte: aus Windkraft in ausgewählten guten Windgebieten und elektrischer Verbrauch 1.5 Südmarokko Elektrischer Verbrauch in EU & Norwegen Met. Daten: ECMWF, ERA-15, Monat mit. Leistung des el. Verbrauchs [Lmit./Linst.] mit. Leistung aus Windkraft [Lmit./Linst.] 1.0

21 Monatsmittelwerte von Stromverbrauch und Stromerzeugung aus Windenergie in Stromerzeugung ausgewählten guten Windgebieten Monatsmittelwerte: aus Windkraft in ausgewählten guten Windgebieten und elektrischer Verbrauch Kombination der Produktion: 1/3 aus EU & Norwegen, je 1/6 aus den anderen 4 Regionen 0.7 Elektrischer Verbrauch in EU & Norwegen Met. Daten: ECMWF, ERA-15, Monat mit. Leistung des el. Verbrauchs [Lmit./Linst.] mit. Leistung aus Windkraft [Lmit./Linst.] 1.0

22 Potentielle jährliche Stromerzeugung von Windkraftanlagen (NH = 80m, NL = 1.5 MW ) in Europa und seiner Nachbarschaft in Vollaststunden [VLH] pro Jahr a/ HL[V ] Stromverbrauch EU & Norwegen: 2100 TWh Potentielle WindEnergie-Produktion an Landstandorten mit mehr als 1500 VLH bei 4 8 MW/km2: TWh Mittlere jährliche Prod.: 2050 VLH Met. Daten: ECMWF, ERA-15,

23 Kosten-Kalkulation für Windstrom aus entfernten Regionen Region Volllaststunden Entfernung zu Kassel [h/a] [km] Land See Land & See a) Nordussland und Westsibirien b) Kasachstan c) Südmarokko d) Mauretanien Kosten [ c/kwh] vor Ort mitl. Verluste [%] Verlustin Kassel kosten % 10.2% 10.4% 10.8% Eingangsdaten für die Kostenrechnung Transport-System (HGÜ) HGÜ Spannung Umrichter Kosten Umrichter-Verluste (Vollast) Freileitungs-Kosten See-Kabel-Kosten Leitungs-Verluste Jährliche Betriebs-Kosten [%Gesamt-Investition] Real-Zins Rechnerische Lebensdauer Wind Parks Wert Einheit +/- 600 [kv] 2 * 60 [ /kw] Gesamt-Investitions-Kosten 2 * 0.55 [%] 70 [ /(kw * 1000 km)] 700 [ /(kw * 1000 km)] 4 [% / (1000 km)] Jährliche Kosten Betriebs-Kosten [%Gesamt-Investition] 1 [%] 5 [%] Real-Zins 25 [a] Rechnerische Lebensdauer Nennleistung HGÜ = Nennleistung Windkraft 5 GW Vergleich mit Deutschland: Auslastung Stromkosten 1600 Wert Einheit 1000 [ /kw] [%] [%] [a] VLh 6,5 c/kwh

24 Potentielle jährliche Stromerzeugung von Windkraftanlagen (NH = 80m, NL = 1.5 MW ) in Europa und seiner Nachbarschaft in Vollaststunden [VLH] pro Jahr a/ HL[V ] Stromverbrauch EU & Norwegen: 2100 TWh Potentielle WindEnergie-Produktion an Landstandorten mit mehr als 1500 VLH bei 4 8 MW/km2: TWh Mittlere jährliche Prod.: 2050 VLH Met. Daten: ECMWF, ERA-15,

25 Dauerlinien von Überschuss und Mangel der Stromerzeugung von 660 GW WKA in denvon 5 Regionen undmangel Stromverbrauch EU &von Norwegen Dauerlinien Überschuß und der Stromerzeugung 660 GW WKA in den 5 Regionen und Stomverbrauch EU & Norwegen 0.8 [GW] Erfaßte heutige Kraftwerkskapazität 465 GW Relative Leistung [L/LNenn] Verbrauch EU & Norwegen Erfaßte Jahresproduktion 1935 TWh % 20% 40% 60% Zeitanteil während des Jahres [%] Met. Daten: ECMWF, ERA-15, % 100%

26 Dauerlinien von Überschuss und Mangel der Stromerzeugung von 660 GW WKADauerlinien in den 5 Regionen und Stromverbrauch EU & Norwegen von Überschuß und Mangel der Stromerzeugung von 660 GW WKA in den 5 Regionen und Stomverbrauch EU & Norwegen GW WKA - Verbrauch [GW] Produktion Bedarf Überschuß Relative Leistung [L/LNenn] Verbrauch EU & Norwegen Mangel 14% des Bedarfs % 20% 40% 60% Zeitanteil während des Jahres [%] Met. Daten: ECMWF, ERA-15, % 100%

27 Dauerlinien von Überschuss und Mangel der Stromerzeugung von 660 GW WKA in den 5 Regionen und Stromverbrauch EU & Norwegen Dauerlinien von Überschuß und Mangel der Stromerzeugung von 660 GW WKA in den 5 Regionen und Stomverbrauch EU & Norwegen GW WKA - Verbrauch [GW] Jahresproduktion von Speicherwasserkraftwerken (EU & Norwegen) 15% des Verbrauchs Relative Leistung [L/LNenn] Verbrauch EU & Norwegen Speicherkapazität 10% des Verbrauchs % 20% 40% 60% Zeitanteil während des Jahres [%] Met. Daten: ECMWF, ERA-15, % 100%

28 Dauerlinien von Überschuss und Mangel der Stromerzeugung von 660 GW WKADauerlinien in den 5 Regionen und Stromverbrauch EU & Norwegen von Überschuß und Mangel der Stromerzeugung von 660 GW WKA in den 5 Regionen und Stomverbrauch EU & Norwegen GW WKA - Verbrauch [GW] Jahresproduktion von Speicherwasserkraftwerken (EU & Norwegen) 15% des Verbrauchs Speicherkapazität 10% des Verbrauchs Relative Leistung [L/LNenn] Verbrauch EU & Norwegen % 20% 40% 60% Zeitanteil während des Jahres [%] Met. Daten: ECMWF, ERA-15, % 100%

29 Dauerlinien von Überschuss und Mangel der Stromerzeugung von 660 GW WKADauerlinien in den 5 Regionen und Stromverbrauch EU & Norwegen von Überschuß und Mangel der Stromerzeugung von 660 GW WKA in den 5 Regionen und Stomverbrauch EU & Norwegen GW WKA - Verbrauch [GW] Relative Leistung [L/LNenn] Verbrauch EU & Norwegen Fehlende Produktion nach Einsatz der Speicherwasserkraftwerke 1.6% des Verbrauchs % 20% 40% 60% Zeitanteil während des Jahres [%] Met. Daten: ECMWF, ERA-15, % 100%

30 Dauerlinien von Überschuss und Mangel der Stromerzeugung von 660 GW WKA Dauerlinien in den 5 Regionen undund Stromverbrauch EU & Norwegen von Überschuß Mangel der Stromerzeugung von 660 GW WKA in den 5 Regionen und Stomverbrauch EU & Norwegen GW WKA - Verbrauch [GW] Backup Leistung 18% der WKA Leistung Backupsystem: Gas Turbine ( /kw) => Backup Investition 5-10% der WKA Investition Relative Leistung [L/LNenn] Verbrauch EU & Norway % 20% 40% 60% Zeitanteil während des Jahres [%] Met. Daten: ECMWF, ERA-15, % 100%

31 Mögliches Stromversorgungsgebiet HGÜ-System Bevölkerung ca. 1,1 Mrd. Einwohner Stromverbrauch 4000 TWh/a Größte Distanz 8000 km Nordwest-Sibirien Süd-Mauretanien

32 Jährliche Stromproduktion nach Typ, Strom-Verbrauch, -Transport, -Überschuss und -Kosten Szenario: Heutige Technologie und Kosten (Grundszenario GrSz) (DK-D = Region 6) (ohne externen Überschuß) 4250 Kosten [ ct/kwh] ,6 ct/kwh 5 4,6 ct/kwh ,6 ct/kwh Fu si G on eo th G ud er m -K ie ra ft w Pa er ra ke bo l ri nn Ph en ot ov ol ta W ik as se rk ra ft W St in dk ro m ra er ft ze St ug ro un m g tr Tr an an sp sp or or t tv er Pu lu st m e ps pe ic he r St ro m ve La rb st ra m uc an h ag em en t B B io m re as nn se st of fz el le n Fa llw in d -1 = nicht zugelassen -250 Jahresenergie [TWh] Jahreserzeugung nach Typ Durchschnittliche Stromkosten Stromkosten DK-D: eigene Erzeugung Stromkosten DK-D: inklusive Importstrom Stromkosten nach Typ

33 Einfache volkswirtschaftliche Betrachtungen Stromproduktionskosten nach Grundszenario 4,6 ct/kwh Erzeugung inklusive Ferntransport, Transportverluste und Speicherung => Jährliche Kosten für EU & Norwegen 1,1% des BIP Heutige Ausgaben für Strom sind > 2% des BIP (BRD ca. 3%) Erzeugung, Transport, Verteilung und Speicherung Davon Ausgaben für reine Stromerzeugung 0,8% des BIP => Mehrkosten 0,3% des BIP Kostenreduktionspotential groß Reg. Stromversorgung evtl. billiger als die heutige Terminmarkt EEX: German-Baseload-Cal-07 5,4 ct/kwh

34 Stromproduktionskosten [ ct/kwh] 11 Biomasse Brennstoffzellen Fallwind Geothermie GuD-Kraftwerke Parabolrinnen Photovoltaik Wasserkraft Wind Land Wind offshore Stromkosten D-Dk Stromkosten Ø Stromverbrauch Gr S z Tr an s. +B Z 1/8 PV IK 1/ 1 6P VIK SE GS SE 1/2 GS RK 2/ 5 RK Gr 2/3 Sz SK +W ak 0% W Ing Tra a ns.1 5% 10 Gu 0% D EV 10 % Gu Gr D Sz nu rk ab el Gr Sz +F W % Erzeugung [TWh] Jährliche Stromproduktion nach Typ, und Kosten der Stromerzeugung Jahreserzeugung der einzelnen Kraftwerkstypen in verschiedenen Szenarien verschiedene Szenarien

35 Vergleich von möglichen Partnern für eine großräumige Stromversorgung mit regenerativen Energien (volkswirtschaftliche Daten aus den späten 1990 ern) 100% 100% 3.3% 7% 2,5% 36% 100% 100% 100% 100% 150%200% 1.7% 100% 2.2% 100%

36 Zusammenfassung und Schlussfolgerungen Die Potentiale regenerativer Energien sind mehr als ausreichend. => Eine regenerative Vollversorgung Europas ist möglich. Das Zeitverhalten des Dargebots erneuerbarer Energien verbessert sich mit Größe und günstiger Wahl der Erzeugungsgebiete. Wasserkraft und Biomasse bieten sich als Backup- und Speicher an. Wärmespeicher in Solarkraftwerken sind eine interessante Option. Kosten für Backup und Transport werden nicht dominant. Internationale Kooperation und Stromtransport könnten eine Schlüsselrolle bei der zukünftigen Stromversorgung einnehmen. Die Stromkosten müssen nicht weit über den heutigen liegen. Die Ergebnisse der Szenarien verweisen den Handlungsbedarf und den Großteil der Verantwortung in den Bereich der Politik. Die Ziele Entwicklungshilfe und Umbau der Stromversorgung lassen sich gemeinsam sehr gut verfolgen.

37 Dezentral gegen das bisherige System der Energieversorgung? "Wir wollen uns nicht mehr allein auf die Förderung der alternativen Energien konzentrieren, wir müssen vielmehr das bisherige System der Energieversorgung in seiner Gesamtheit angreifen und für dessen Ablösung sorgen." Hermann Scheer zur Feier des 15-jährigen Bestehens von EUROSOLAR VDE zufolge müssen bis 2020 : allein in Deutschland bis zu 80 GW Kraftwerks Leistung installiert werden in Europa 200 GW Kraftwerkskapazität neu gebaut werden Mein Fazit: Allein mit dezentralen Ansätzen werden wir der drängenden Klima- und Ressourcenproblematik nicht gerecht. Die Antwort auf diese Probleme ist eine großräumige Nutzung regenerativer Energien in internationaler Kooperation.

38 EEG mit Vergütung für regenerativen Strom aus Nachbarländern als Teil einer Umsetzungsstrategie für eine großräumige Stromversorgung Beispiel Windstromproduktion in Südmarokko (konservativ 3400VLh): Phase 1 bis ca. 1 GW (wegen begrenzter Kapazität der Marokkanischen Stromversorgung) Stromgestehungskosten für Windstrom volkswirtschaftlich < 3 ct/kwh Stromgestehungskosten für Windstrom erhöhte Eigenkapitalrendite (EKR) 20% auf 30% des Gesamtkapitals < 4 ct/kwh Anrechnung CDM mit (20 /tco2, 0,6 kgco2/kwhel) ca. - 1,2 ct/kwh Unterstellte Einspeisevergütung auf dem Strommarkt Betrag der durch EEG gedeckt werden müsste - 2,0 ct/kwh 0,8 ct/kwh Phase 2 bis ca. 5 GW (Einspeisung über HGÜ in bestehendes Südspanisches Netz) Kosten für HGÜ-Leitung und Verluste bei erhöhter EKR Betrag der durch EEG gedeckt werden müsste <1,2 ct/kwh 2,0 ct/kwh Phase 3 mehr als 100GW denkbar (Einspeisung über verschiedene HGÜ-Trassen in verschiedenen Punkten des UCTE-Netzes ) Kosten für HGÜ-Leitung und Verluste bei erhöhter EKR Betrag der durch EEG gedeckt werden müsste <1,8 ct/kwh 2,6 ct/kwh