12. Symposium Energieinnovation, Graz

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1 MODELLGESTÜTZTE BETRACHTUNG MÖGLICHER PFADE FÜR EINE DEKARBONISIERUNG DES EUROPÄISCHEN STROMSEKTORS BIS Symposium Energieinnovation, Graz Benjamin Pfluger, Fraunhofer-Institut für System- und Innovationsforschung ISI, Karlsruhe

2 Agenda Einleitung Methodik Ergebnisse Zusammenfassung und Ausblick Seite 2

3 Einleitung Ziele 1. Baseline Szenario Analyse der langfristigen Auswirkungen existierender Klimaschutzpolitiken auf die Entwicklungen im Stromsektor Werden die Emissionen stark genug gesenkt? Was sind die Gründe für ein mögliches Nichterreichen der Ziele? 2. Strengthened Intensities (SI) Szenario Analyse mit veränderten Intensitäten existierender Klimaschutzpolitiken, welche eine (nahezu) vollständige Dekarbonisierung erreichen Welche Politiken sind notwendig? Welche Auswirkungen hat die Dekarbonsierung auf den Stromsektor? Kern -energie Erneuerbare Energien Carbon capture and storage CCS) Angebotsseitige Dekarbonisierung Seite 3

4 Agenda Einleitung Methodik Ergebnisse Zusammenfassung und Ausblick Seite 4

5 Methodik Mehrstufiger Modellansatz Step 1 Step 2 Step 3 Defining external parameters Hourly electricity demand Fuel prices CO2 prices Investments in RES-E Model: PowerACE- Resinvest Output: RES-E capacity Hourly feed-in profiles for RES-E Models: ISI-Wind and ISI- PV Output: Hourly generation profiles Step 4 Optimisation of the power sector Model: PowerACE-Europe (Least cost optimization) Output: Capacities and dispatch of: conventional power plants, interconnectors, electricity storages Seite 5

6 Methodik Inputparameter: Nachfrage Umwandlung in stundenscharfe Nachfrage durch Lastprofile von ENTSO-E, sowie von nationalen Übertragungsnetz- und Strombörsenbetreibern. Seite 6

7 Methodik Inputparameter: Brennstoff und CO 2 -Preise Price in 2010/MWh Gas Coal Oil Lignite Nuclear CO2 price Baseline CO2 price SI Price in 2010/t Quellen: Planbureau voor de Leefomgeving und IEA (2010) Seite 7

8 Methodik EE-Diffusionsszenarien PowerACE-ResInvest Agentenbasiertes Diffusionsmodell 14 EE-Technologien in über Kostenpotentialstufen Detaillierte Datenbanken zu aktuellen Fördersystemen (FIT, Zertifikatehandel) Investoragenten suchen die lukrativsten Investitionen Staatsagenten passen Förderpolitiken ggf. an National governments Check of support costs and target achievement Adaptation of support conditions Electricity market price DB DB DB Financial support conditions Administrative bodies Decision about authorisation Potential Limit Electricity Demand Diffusion Parameter Calculation of Cost- Resource Curves Remaining Potential Utilisation Efficiencies Investment O&M costs Interest rate Fuel costs Investment planner Income Prediction Calculation of electricity generation costs Calculation of annuity Request for plant production Capacity extension DB Learning rate Calculation of technological learning Investment Plant Operator Plant manufacturer DB Start of plant operation Reinvestment decision of decommissioned plants Decision about production capacity extension Manufacturing of RES Power Plants DB Utilisation Factor Activity DB Maximum annual capacity extension DB Legend: Agents Production Capacity Technology characteristics Endogenous model input Exogenous model input Databases Seite 8

9 Methodik Stundenscharfe PV- und Windprofile Photovoltaik Stündliche Satellitendaten für für ca Messpunkte Berechnung der Erzeugung aus Modultypen, Ausrichtung, Temperatur, etc. Windenergie Daten aus über Wetterstationen von Meteomedia Berechnung der Erzeugung aus Turbinentyp, Rauhigkeitslängen, Luftdichte, etc. Seite 9

10 Methodik Eingangsdaten für die Optimierung Beispiel: Eingangsdaten für Deutschland, 42. KW im Jahr 2050 Seite 10

11 Methodik PowerACE-Europe PowerACE-Europe Betrachtung der EU-27 plus Norwegen und Schweiz (EU-27+2) Simultane Optimierung der Jahre 2020, 2030, 2040 und 2050 in stündlicher Auflösung Datenbanken zu existierenden Kraftwerken, Pumpspeichern und Interkonnektoren Konventionelle Kraftwerksoptionen: Kernkraft Kohle (ohne und mit CCS) Braunkohle (ohne und mit CCS) Gas-und-Dampf-Kombikraftwerk (ohne und mit CCS) Gasturbine Zielfunktion Minimierung aller (diskontierten) Kosten der Stromerzeugung, -übertragung und -speicherung (CAPEX, OPEX, Brennstoffe und Emissionsrechte) Seite 11

12 Methodik Beispiel: Deutschland, 42. KW 2050, SI Sz. Seite 12

13 Agenda Einleitung Methodik Ergebnisse Zusammenfassung und Ausblick Seite 13

14 Ergebnisse CO 2 -Emmissionen Baseline Existierende Politiken reichen nicht aus, um den Stromsektor bis 2050 zu dekarbonisieren. Seite 14

15 Ergebnisse Erzeugungsmix in den Szenarien SI Szenario: 64% aus fluktuierendem EE in 2050 Seite 15

16 Ergebnisse Konventioneller Erzeugungsmix Unter den Annahmen bezüglich Stromnachfrage und CCS- Abscheideraten ist ein EE-Anteil von ca. 80 % notwendig, um den Stromsektor zu dekarbonisieren. CO 2 -Emissionen pro MWh: 101 kg Seite 16

17 Ergbnisse Beispiel: Spanien, 27. KW 2050, SI Szen. Der EE-Ausbau verschlechtert die Wettbewerbsposition von Grundlastkraftwerken und führt in beiden Szenarien zu niedrigen Zubauraten bei Kernenergie. Seite 17

18 Ergebnisse NTC in 2050 (Baseline) Kumulierte NTC steigt auf 137 GW in 2050 Faktor 2,4 Seite 18

19 Ergebnisse NTC in 2050 (SI Szenario) Ein starker Ausbau der Interkonnektoren ist zwingend erforderlich, um große Mengen EE-Strom zu integrieren. Kumulierte NTC steigt auf 356 GW in 2050 Faktor 6,3 Seite 19

20 Ergebnisse Stromspeicher Neue, große Stromspeicher rentieren sich erst bei sehr hohen Anteilen von Stromerzeugung aus fluktuierenden EE. Seite 20

21 Agenda Einleitung Methodik Ergebnisse Zusammenfassung und Ausblick Seite 21

22 Zusammenfassung und Ausblick Hauptschlussfolgerungen Existierende Politikmaßnahmen reichen bei derzeitigen Intensitäten nicht aus, um den Stromsektor bis 2050 zu dekarbonisieren. Unter den angenommenen Parametern bzgl. Stromnachfrage und CCS- Abscheideraten sind ein EE-Anteil von ca. 80 % und ein schnell steigender C0 2 -Preis erforderlich, um eine Emissionsreduktion um 95 % gegenüber 1990 zu erreichen. Der steigende Anteil fluktuierender EE verschlechtert die Wettbewerbsfähigkeit von Grundlastkraftwerken, insbesondere der Kernenergie. Ein starker Ausbau der Interkonnektoren ist zwingend erforderlich, um große Mengen EE-Strom zu integrieren. Neue, große Stromspeicher rentieren sich erst bei sehr hohen Anteilen von Stromerzeugung aus fluktuierenden EE. Seite 22

23 Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit Seite 23

24 Backup-Folien Seite 24

25 Results Power plant portfolio comparison Seite 25

26 Results Total costs Baseline Seite 26

27 Results Total costs SI scenario Seite 27

28 Results Average cost per MWh Average specific costs per MWh delivered increase by 24 % in the SI scenario compared to the Baseline until Seite 28

29 Results CO 2 -emissions SI scenario Seite 29

30 Results Norway as battery? Seite 30

31 Plant assumptions Technology Year Investment O&M Lifetime Efficiency CO 2 capture rate Unit [ /kw] [ /(kw*a)] [years] [%] [%] Nuclear , % 0% power plant , % 0% Coal , % 0% , % 0% Coal w , % 85% CCS , % 90% Lignite , % 0% , % 0% Lignite w , % 85% CCS , % 90% CCGT % 0% % 0% CCGT w , % 88% CCS % 92% Gas % 0% turbine % 0% Seite 31

32 Results Need for curtailment In a least-cost scenario with a high share of RES-E a certain part of the generation from RES has to be curtailed. Seite 32