Zahlen und Fakten zur Stromerzeugung Klinkestraße 27 31 45136 Essen Internet: www.vgb.org E-Mail: pr@vgb.org 24
Strombedarf Welt Entwicklung des weltweiten Strombedarfs Die Weltbevölkerung nimmt pro Jahr um 78 Millionen Menschen zu. Seit 196 hat sich die Zahl der Menschen verdoppelt. Bis 22 wird der weltweite Energieverbrauch für dann 8 Mrd. Menschen um rd. 35 % ansteigen. Die Weltbevölkerung wird alleine in den nächsten 25 Jahren mehr Strom verbrauchen als im gesamten Zeitraum seit Beginn der Stromerzeugung. Gegenwärtig hat etwa ein Viertel der Weltbevölkerung keinen Zugang zu Elektrizität. Der Stromverbrauch wird rascher anwachsen als alle anderen Arten des Energieverbrauchs. So rechnet die IEA mit einem Anstieg von 66 % bis 22. Die größten Zuwächse werden in den Schwellenländern Südamerikas und Asiens liegen. Nach Einschätzung von Experten werden die fossilen Energieträger mit mehr als 9 % den größten Teil des Verbrauchswachstums decken. Demnach soll sich der Bedarf an Erdgas zur Stromerzeugung bis 22 etwa verdreifachen. Der Kohleverbrauch soll ebenfalls wachsen, wenn auch langsamer als der Öl- und Gasverbrauch. Regenerative Energien werden in der weltweiten Primärenergieverbrauchsstruktur eine wachsende Rolle spielen. Quelle: UN, IEA, WEC Inhaltsverzeichnis y Strombedarf Welt 2-3 y Strombedarf Europa 4-5 y Stromerzeugung Europa 6-7 y Energiemix und CO2 8-9 y Energiepreise 1-11 y Ausnutzungsdauer 12-13 y Stromerzeugungskosten 14-15 y Moderne Kohle- und Gaskraftwerke 16-17 y Kernenergie 18-19 y Erneuerbare Energien 2-21 y Forschung und Entwicklung 22-23 y Klimapolitik 24-25 y VGB-Aktivitäten 26-27 Zuwachs des Strombedarfs in 1 9 kwh (Terawattstunden) nach Regionen 25 Zuwachs der Stromerzeugung in 1 9 kwh + 66 % + 66 % nach Energieträgern 25 2 2 15 15 1 5 2 22 y Westeuropa y Osteuropa y Asien/Pazifik y Afrika + Mittl. Osten y Amerika 1 5 2 22 y Sonstige RE y Wasser y Erdgas y Erdöl y Kernenergie y Kohle Quelle: UN, IEA, WEC Quelle: UN, IEA, WEC 2_3
Strombedarf Europa Strombedarf und Energieimport Mit rd. 3 TWh wird ein Viertel des weltweit erzeugten Stroms in der erweiterten Europäischen Union (EU 25) verbraucht. Der European Energy and Transport Outlook prognostiziert Wachstumsraten von durchschnittlich 1,3 % pro Jahr in den 15 alten EU-Ländern und 2,2% pro Jahr in den 1 neuen EU-Ländern. Dies führt zu einem Mehrbedarf von 1 TWh bis zum Jahr 22. Auch in 22 wird die Hauptlast der Stromerzeugung durch thermische Kraftwerke auf der Basis von Kohle, Gas, Biomasse und Kernenergie getragen. Die Abhängigkeit von importierter Primärenergie wird von heute rd. 5 % auf über 7 % anwachsen, beim Öl sogar auf knapp 9 %. Bewirkt wird die erhöhte Abhängigkeit durch den Beschluss einiger Länder aus der Kernenergie auszusteigen sowie die abnehmenden wirtschaftlich gewinnbaren Reserven in Europa. Lediglich die Braunkohle kann in einigen europäischen Ländern noch langfristig zu wettbewerbsfähigen Preisen aus Tagebaubetrieben gefördert werden. Der Anteil der Stromerzeugung aus Kernenergie wird von heute rd. 32% auf 2 % reduziert werden. Der Anteil der Stromerzeugung aus regenerativen Energiequellen soll sich dagegen auf etwa 2 % verdoppeln. Quelle: Eurelectric, EU - Energy and Transport Outlook Entwicklung des Strombedarfs in der EU von 2-22 4 3 5 3 2 5 2 1 5 1 5 EU15 2574 TWh EU25 2898 TWh 3988 TWh 2 2 22 + 38% y Wasser und Wind y Thermische Kraftwerke (inkl. Biomasse) y Kernenergie Importabhängigkeit der EU von Primärenergieträgern von 199-23 1 9 Importabhängigkeit in % 8 7 6 5 4 3 2 1 199 2 21 22 23 y Feste Brennstoffe y Flüssige Brennstoffe y Erdgas Quelle: EU - Energy and Transport Outlook 4_5
Stromerzeugung Europa Kraftwerkspark und Erzeugungsoptionen Der Strombedarf wird von heute ca. 3 TWh bis 22 auf ca. 4 TWh ansteigen. Als Folge der Altersstruktur des Kraftwerksparks und des Ausstiegs aus der Kernenergie in Deutschland ergibt sich eine Erzeugungslücke von rd. 2 TWh je zur Hälfte aus Ersatz- und Zuwachsbedarf. Somit stellt sich die Frage, wie diese Lücke zu schließen ist. Unter Berücksichtigung einer technisch realisierbaren mittleren Ausnutzungsdauer von 75 Stunden pro Jahr für thermische Kraftwerke und 3 Stunden pro Jahr für Windenergieanlagen (Onshore- und Offshore-Anlagen) würden hierfür rechnerisch benötigt: y 167 Kernkraftwerksblöcke mit je 16 MW, oder y 266 Braunkohleblöcke mit je 1 MW, oder y 444 Steinkohleblöcke mit je 6 MW, oder y 666 GuD-Gaskraftwerke mit je 4 MW, oder y 133 Windenergieanlagen mit je 5 MW (+ Reservekapazität (8%), z. B. 355 Steinkohleblöcke oder 532 GuD-Kraftwerke) Allein diese Zahlen machen deutlich, dass auch zukünftig ein Energiemix zur sicheren Stromerzeugung erforderlich ist. Quelle: EU - Energy and Transport Outlook Entwicklung der Stromerzeugung in der EU 25 von 2-22 22 22 y Wind 1%? y Sonst. (Öl, Holz, Müll) 8% y Gas 18% y Stein-/Braunkohle 3% y Kernenergie 32% y Wasserkraft 11% TWh 3 2 1 2 k k Zuwachs 1 TWh Ersatz 1 TWh 25 21 215 22 225 23? 12 1 8 6 124 42 115 858 79 725 76 95 Kraftwerkspark in der EU 25 (in 22) 65 Gesamte Netto-Kraftwerksleistung in der EU 25: 677.265 MW 4 2 Deutschland Frankreich Großbritannien Italien Spanien Schweden Polen Niederlande Österreich Finnland Belgien Tschechien Dänemark Portugal Griechenland Slowakei Ungarn Litauen Irland 32 223 Slowenien 3 759 Estland 2 811 Lettland 17 799 Luxemburg 16 672 Rep. Zypern Malta 15 627 15 133 12 632 11 182 1 99 7 757 7 492 5 762 5 4 2 729 2 427 2173 1129 988 577 Quelle: Eurelectric, Eurostat 6_7
Energiemix und CO2 Energiemix und CO2 Das Basisszenario der Europäischen Union gemäß der EU-Studie Energie und Transporttrends bis 23 (European Energy and Transport Trends to 23) zeigt, dass durch den stetigen Anstieg des Stromverbrauchs (ca. 1,5 % im Jahr) von heute 3 TWh bis zu 4 TWh in 22 insgesamt mit einem Anstieg der CO2-Emissionen in Europa gerechnet werden muss. Die Graphik zeigt weiter, dass erwartet wird, dass stillgelegte nukleare Erzeugungskapazitäten im Wesentlichen durch thermische Kraftwerkanlagen ersetzt werden. Es wird erwartet, dass der bislang aus Kernkraftwerken nahezu CO2-frei erzeugte Strom aus einem Mix aus Kohle- und Gaskraftwerken sowie Biomasseanlagen bereitgestellt wird. Dies führt ab 215 zu einem verstärkten Anstieg der CO2-Emissionen. In der EU-Prognose wird davon ausgegangen, dass kein nennenswerter Stromerzeugungsanteil aus photovoltaischen Anlagen im Zeitraum bis 23 zur Verfügung gestellt werden kann. Somit wird der Anteil der erneuerbaren Energien im Wesentlichen durch Wasser-, Windkraft- und Biomasseanlagen gedeckt. Durch eine deutliche Steigerung der Wirkungsgrade von thermischen Kraftwerken sowie ein erhöhtes Stromaufkommen aus Biomasseanlagen werden die spezifischen CO2-Emissionen von derzeit rd.,4 Mio. Tonnen CO2/TWh auf etwa,36 Mio. Tonnen CO2/TWh ab 22 zurückgehen. TWh Stromerzeugungsoptionen in der EU 25 bis 23 Entwicklung der energiebezogenen CO2-Emissionen in der EU 25 5 18,6 45 4 35 3 25 2 15 1 Verbrauchszuwachs ca. 1,5 % p. a. Wasser und Wind Thermische Kraftwerke (inkl. Biomasse) CO2-Emissionen in Mio t pro Jahr 16 14 12 1 8 6 4 CO2 CO2 spez.,5,4,3 Spezifische Emissionen in Mio. t CO2/ TWh 5 Kernenergie 2 199 1995 2 25 21 215 22 225 23 199 1995 2 25 21 215 22 225 23,2 Quelle: EU - Energy and Transport Outlook Quelle: EU - Energy and Transport Outlook 8_9
Energiepreise Preisrisiken der Primärenergieträger Grundlage für Wachstum, Wohlstand und soziale Sicherheit ist eine solide Stromversorgung. Eine preiswerte Stromversorgung ist erforderlich, um Produkte zu konkurrenzfähigen Preisen herzustellen. Eine Analyse der Importpreise für Rohöl, Erdgas und Kohle zeigt, dass beim Rohöl Preisschwankungen von rd. 9%, beim Erdgas von rd. 7% und bei der Steinkohle von lediglich 2 % in den letzten 3 Jahren auftraten. Zusätzlich gibt es in einer Reihe von Ländern preisgünstige Braunkohle für den direkten Einsatz zur Stromerzeugung vor Ort. Die hohen Preisschwankungen beim Erdgas kennzeichnen die Preisrisiken der Stromerzeugung mit Erdgas. Auch zukünftig ist daher auf einen ausgewogenen Energiemix zu achten, um Strom kostengünstig zu erzeugen. Die Stromerzeugungskosten (Herstellungskosten für Strom) resultieren im Wesentlichen aus den Brennstoffkosten sowie den Kapital- und Personalkosten. Dabei ist von Bedeutung, welchen Kostenanteil der Brennstoff an den gesamten Stromerzeugungskosten besitzt. Bei Gaskraftwerken macht der Kostenanteil des Brennstoffes rd. 65 % der Stromerzeugungskosten aus. Bei Steinkohlekraftwerken liegt der Brennstoffanteil dagegen nur bei rd. 45%, bei Braunkohlekraftwerken noch darunter. Neben den ohnehin deutlich höheren Preisschwankungen beim Erdgas im Vergleich zur Steinkohle führt der erhöhte Brennstoffkostenanteil bei den Gaskraftwerken zu zusätzlichen wirtschaftlichen Risiken. Mit Erdgas befeuerte Kraftwerke werden daher vorzugsweise für die gleichzeitige Erzeugung von Strom und Prozesswärme eingesetzt, weil dann das Brennstoffpreisrisiko auf die Koppelprodukte Strom und Wärme verteilt werden kann. Kostenentwicklung Primärenergieträger 197 24 y Rohöl y Erdgas y Steinkohle 25 2 Rohöl +9% Entwicklung August 24 Euro pro t SKE 15 1 Erdgas +7% Steinkohle +2% 5 Bezugsbasis 1 % 197 1975 198 1985 199 1995 2 25 Quelle: Statistik der Kohlenwirtschaft e. V. 1_11
Ausnutzungsdauer Ausnutzungsdauer der Kraftwerke Die Ausnutzungsdauer gibt an, wie viel Volllastbenutzungsstunden eine Anlage im Kalenderjahr betrieben wurde. Aus technischer Sicht ergibt sich eine hohe Ausnutzungsdauer aus dem Vermögen, eine Kraftwerksanlage planmäßig einzusetzen. Die Anlagentechnik sowie der Energieträger müssen dazu planmäßig zur Verfügung stehen. Thermische Kraftwerke, die mit Biomasse, Braunkohle, Steinkohle, Erdgas oder Kernenergie betrieben werden, erfüllen diese Anforderungen. Fluktuierende Energie aus Sonne, Wind und Wasser kann dagegen nur in Abhängigkeit vom Aufkommen eingesetzt werden. Im ungünstigsten Fall wird dabei Strom gerade dann erzeugt, wenn am Strommarkt kein Bedarf besteht, oder umgekehrt, kein Strom erzeugt, wenn großer Bedarf besteht. Der Einsatz derartiger Anlagen (Ausnahme: Pumpspeicherkraftwerke) erfolgt daher nicht planmäßig, sondern stochastisch. Aus wirtschaftlicher Sicht sollte die Ausnutzungsdauer einer Kraftwerksanlage möglichst hoch sein, um die Betriebskosten auf eine große Produktmenge (kwh) verteilen zu können und damit niedrige Strom- erzeugungskosten zu erzielen. 1) Anlagen, die mit regenerativen Energieträgern Strom oberhalb des Preisniveaus der Großhandelsebene erzeugen (mit Ausnahme der Wasserkraft), nehmen nicht am Wettbewerbsmarkt teil. Für die Stromeinspeisung existieren daher individuelle Subventionsregelungen. Am deutschen Energiemarkt erzielen Kernkraftwerke, Braunkohlenkraftwerke und Laufwasserkraftwerke im Grundlastbetrieb eine Ausnutzungsdauer von 65 bis 8 Stunden. Steinkohlekraftwerke erreichen im Mittellastbetrieb rd. 45 Stunden. Sie gleichen die Schwankungen zwischen Stromerzeugung und Stromverbrauch aus. Stromspitzen in besonders verbrauchsstarken Zeiten werden durch so genannte Spitzenlastkraftwerke (z. B. Gasturbinenanlagen) gedeckt. 1) Grundsätzliche Voraussetzung dabei ist, dass die Brennstoffkosten ein Niveau haben, welches erlaubt, Strom zu Wettbewerbsbedingungen zu erzeugen. Dies ist bei mit Erdgas befeuerten Anlagen nicht immer gegeben. Durchschnittliche Ausnutzungsdauer der Kraftwerke in Stunden p. a. (Beispiel Deutschland, Jahr 21) Kernenergie 7 25 82,7 % Braunkohle 7 24 82,6 % Steinkohle 45 51,4 % Erdgas 21 23,9 % Laufwasser 5 62 64,1 % Windenergie 17* 19,4 % 1 2 3 4 5 6 7 8 * Werte aus dem Jahr 22, eigene Berechnungen Quelle: VDEW-Stromdaten 12_13
Stromerzeugungskosten Stromerzeugungskosten für Kraftwerksneubauten Die Nutzung erneuerbarer Energien (mit Ausnahme bestehender Wasserkraftanlagen) wie Windenergie, Biomasse, Geothermie und Photovoltaik ebenso wie die Stromerzeugung aus kleinen Anlagen zur Kraft-Wärme-Kopplung ist derzeit noch nicht wettbewerbsfähig. Daher werden diese Techniken über staatliche Förderprogramme gestützt. Von den regenerativen Energiequellen sind allein die bestehenden, zum Teil abgeschriebenen Wasserkraftanlagen wirtschaftlich betreibbar. Ihr Ausbaupotenzial ist jedoch weitgehend ausgeschöpft, sodass kein nennenswerter Zuwachs zu erwarten ist. Im Erzeugungswettbewerb des liberalisierten Strommarktes stehen heute Braunkohlekraftwerke, Steinkohlekraftwerke, Gaskraftwerke und Kernkraftwerke. Ihr Strom kann auf dem Großhandelsmarkt nur dann abgesetzt werden, wenn er zu wettbewerbsfähigen Marktbedingungen erzeugt wird. Im Jahr 23 lag der mittlere Preis für Strom auf der Großhandelsebene bei durchschnittlich 3 Euro/MWh. Die Entscheidung zum Bau und Betrieb eines Kraftwerks wird von dieser Erlös-Erwartung vorgegeben. Liegen die Stromerzeugungskosten oberhalb des Erlös-Niveaus, kann die Anlage nicht wirtschaftlich betrieben werden. Kann ein Grundlast- oder Mittellastkraftwerk durch die vorrangige Einspeisung von Strom aus regenerativen Anlagen nicht mit den geplanten Betriebsstunden betrieben werden, führt dies zu einer Erhöhung der Stromerzeugungskosten. Durch den ab dem Jahr 25 eingeführten Handel mit CO2-Emissionszertifikaten können darüber hinaus weitere Kosten für die Stromerzeugung entstehen. Die im Vergleich zu den Stromerzeugungskosten deutlich höheren Endverbraucherpreise resultieren aus weiteren Kosten für den Stromtransport, Konzessionsabgaben sowie in Deutschland gesetzlich festgelegten Abgaben gemäß dem Erneuerbare-Energien-Gesetz und dem Kraft-Wärme- Kopplungs-Gesetz. Darüber hinaus beinhalten die Endverbraucherpreise weitere Kosten, verursacht durch die Ökosteuer und die Mehrwertsteuer. Stromerzeugungskosten für Neubauten auf der hochspannungsseitigen Ebene der Generatoren bei jeweils typischer Auslastung (ohne Abgaben für CO2) Photovoltaik 49 h/mwh Euro/MWh 14 12 Typische Schwankungsbreite je nach Auslastung bzw. Brennstoffpreis 1 8 6 4 Durchschnittspreis (23) am Großhandelsmarkt 2 Nuklear Braunkohle Steinkohle Gas (GuD) Wasserkraft Wind Onshore Wind Offshore Biomasse Quelle: Eigene Berechnungen, Bremer Energieinstitut, TVO, EURELECTRIC, Studie RKW NRW 14_15
Moderne Kohle- und Gaskraftwerke CO2-Reduzierung durch effiziente Kohle- und Gaskraftwerke M oderne fossil befeuerte Kraftwerke auf Basis von Braunkohle, Steinkohle und Gas können weltweit einen großen Beitrag zur Reduzierung der CO2-Emissionen leisten. Für Braunkohlekraftwerke sind bereits Wirkungsgrade von > 43 % und für Gas-Kombi-Kraftwerke von > 58 % möglich. Die technisch-wirtschaftliche Analyse der Konzeptstudie Referenzkraftwerk Nordrhein-Westfalen zeigte, dass für Steinkohlenkraftwerke heute Wirkungsgrade von rd. 46 % für einen Binnenstandort erzielt werden könnten. Wird der Kühlturm dieser Anlage durch eine Frischwasserkühlung ersetzt (z. B. Küstenstandort), kann der Nettowirkungsgrad sogar auf rd. 47% gesteigert werden. Mit weiteren kostenintensiven Maßnahmen sind auch Wirkungsgrade von 48 % möglich. Die wirtschaftlichen Rahmenbedingungen auf dem liberalisierten europäischen Energiemarkt lassen diese erhöhten Investitionen jedoch derzeit nicht zu. Eine einfache Rechnung führt zum Ergebnis, dass bei einem vollständigen Ersatz der weltweit bestehenden Steinkohlenkraftwerke (mittlerer Wirkungsgrad ca. 3 %) durch diese neue Technologie (Wirkungsgrad 46 %) eine Minderung der CO2-Emissionen um 35% erzielt werden könnte. Damit könnten die weltweiten CO2-Emissionen von 5,5 Mrd. t auf 3,6 Mrd. t reduziert werden ein Beitrag, der dem 1,5fachen der gesamten CO2-Kyoto-Verpflichtung bis 28/212 entspricht. Weltweiter Ersatz bestehender Steinkohlekraftwerke durch moderne Referenzkraftwerke Mrd. t CO2/a 6, 5, 4, 3, 2, 1, 5,5 y = Derzeitige Steinkohlekraftwerke y = Referenzkraftwerke -35% 3,6 η = 3 % η = 46 % Einsatzbereit: Moderne Kohle- und Gaskraftwerkstechnik Braunkohle Steinkohle Gas BoA Niederaußem Referenzkraftwerk NRW GuD Köln-Niehl > 43 % 46% > 58% 16_17
Kernenergie Möglichkeiten der Kernenergienutzung Die Europäische Union ist mit 32 % weltweit führend bei der Stromerzeugung aus Kernenergie. Keine andere Region produziert einen größeren Anteil aus Kernenergie. Jährlich werden so rd. 65 Mio. Tonnen CO2 vermieden. Verschiedene europäische Länder setzen den Ausbau der Kernenergie fort, um die wachsende Stromnachfrage auch zukünftig CO2-frei zu decken. Mit den neuen EU-Mitgliedsstaaten wurde vereinbart, Kernkraftwerke stillzulegen, die westliche Sicherheitsstandards nicht erfüllen. Unter anderem im Rahmen des europäischen Programms Phare erfolgten dazu sicherheitstechnische Beurteilungen, aus denen für nachrüstfähige Anlagen Verbesserungen abgeleitet und umgesetzt wurden. Von der Stilllegung sind 35 MW aus Sicht der EU nicht nachrüstwürdige Kernkraftwerksleistung betroffen. Die EU-Erweiterung hat damit zu einer Verbesserung der Sicherheit geführt. Die probabilistische Sicherheitsanalyse (PSA) ist eine bewährte Standardmethode zur Bewertung der Sicherheit von technischen Anlagen, so auch insbesondere von Kernkraftwerken. Sie wird grundsätzlich anlagenspezifisch angewandt und für die meisten Kernkraftwerke in zehnjährigem Abstand aktualisiert. Die Auswertung zeigt eine kontinuierliche Verbesserung der PSA-Ergebnisse über mehr als 35 Jahre. Dies ist sowohl auf verfeinerte Nachweismethoden als auch auf Anlagenverbesserungen (Nachrüstung) zurückzuführen. Derzeit sind 442 Kernkraftwerksblöcke weltweit in Betrieb, deren kumulierte Betriebserfahrung sich zum 1. Juli 24 auf über 11 5 Reaktorbetriebsjahre beläuft. Die integrale Sicherheit über all diese Kernkraftwerke hat sich im Durchschnitt alle 1 Jahre verzehnfacht. Dagegen haben sich die kumulierten Reaktorbetriebsjahre erst in 2 Jahren verzehnfacht. Die Zunahme der Anlagensicherheit verläuft damit schneller als die Zunahme der Reaktorbetriebsjahre. Damit würde selbst bei verstärktem Ausbau der Kernenergie die Wahrscheinlichkeit für einen Unfall mit radiologisch bedeutsamer Freisetzung weiter sinken. Darüber hinaus verfügen moderne Reaktordesigns wie der EPR (European Pressurized Reactor) über Einrichtungen zur Beherrschung von Kernschmelzen. EU 25: Nr. 1 in der Stromerzeugung aus Kernenergie Stromerzeugung aus Kernenergie TWh Anteil Kernenergie an Gesamtstromerzeugung % 1 % EU 25 966 TWh Nordamerika 898 TWh Japan 312 TWh 137 TWh 32 % 2 % 27 % 15,4 % Weltstromerzeugung und Anteil Kernenergie 16 % Russland 133 TWh Quelle: IEA 22 Anlagenbezogene Wahrscheinlichkeit für Kernschmelzunfall je Reaktorbetriebsjahr Kernschmelzhäufigkeit pro Reaktorbetriebsjahr 1 1 1 1 1 Millionen 1 Millionen Ergebnisse von probabilistischen Sicherheitsanalysen (PSA), für KKW weltweit Jeder Punkt repräsentiert das Ergebnis je einer PSA für je eine Anlage Älteste Generation von Druckwasserreaktoren russischer Bauart, sollen stillgelegt werden. 198 199 2 Mindeststandard nach IAEO- Empfehlungen Die tatsächliche Strahlengefährdung für die Bevölkerung ist nochmals wesentlich kleiner, da nur jeder zehnte bis hundertste Kernschmelzunfall auch zu bedeutsamen Freisetzungen von Radioaktivität führt. Die Einzelergebnisse sind auf Grund unterschiedlicher Methoden und Randbedingungen untereinander nicht direkt vergleichbar. 1 1 1 Weltweit kumulierte Reaktorbetriebsjahre Quellen: Internationale Atomenergie Organisation IAEO, VGB 18_19
Erneuerbare Energien Erneuerbare Energieträger und dezentrale Kleinanlagen Die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien hat aus Gründen der Sicherheit und Diversifizierung der Energieversorgung, des Umweltschutzes und des sozialen und wirtschaftlichen Zusammenhalts für die Europäische Gemeinschaft eine hohe Priorität. Die Nutzung der erneuerbaren Energien steht jedoch im Spannungsfeld zu den Zielsetzungen der Liberalisierung des Strommarktes, da ihre Stromerzeugungskosten im Vergleich zu der konventionellen Energieerzeugung nicht konkurrenzfähig sind. Für die optimale Einbindung der erneuerbaren Energien im liberalisierten Strommarkt ist daher eine hohe Effizienz der eingesetzten Energiewandler erforderlich. Zur Minimierung der Wettbewerbsverzerrungen im EU-Binnenmarkt ist es notwendig, einheitliche Regelungen zur Förderung der erneuerbaren Energien einzuführen. Diese sollten marktwirtschaftliche Kriterien beinhalten. Von den erneuerbaren Energiequellen sind allein die bestehenden Wasserkraftanlagen wirtschaftlich betreibbar. Hier ist das technische Potenzial jedoch weitgehend ausgeschöpft. Sowohl in Europa als auch in Deutschland ist mit einer installierten Leistung von 2876 MW bzw. 14 69 MW (Stand Ende 23) ein verstärkter Ausbau der Windkraftanlagen zu verzeichnen. Die Deutsche Energie-Agentur (DENA) erwartet, dass sich dieser Trend fortsetzen wird (siehe Prognosewerte unten). Der hauptsächliche Unterschied der Stromerzeugung aus Windenergie gegenüber der in konventionellen Wärmekraftwerken ist jedoch die Unstetigkeit der Erzeugung. Die witterungsbedingt schwankende und nicht sicher verfügbare Energiebereitstellung stellt erhebliche Anforderungen an den bestehenden Kraftwerkspark. So müssen konventionelle thermische Kraftwerke bereitstehen, um den Strombedarf auch dann zu decken, wenn Windparks wegen schwachen Winds oder Sturms keinen Strom produzieren. Neben der Windenergie kann die Nutzung der Biomasse einen merklichen Anteil zur Stromerzeugung beitragen. Im Bereich der dezentralen Kleinanlagen gehören Brennstoffzellen zu den Zukunftstechniken, die einen Beitrag für eine umweltverträgliche Energieversorgung leisten können. Voraussetzung ist jedoch eine drastische Reduzierung der Systemkosten, um einen wirtschaftlichen Betrieb gewährleisten zu können. kumulierte installierte Leistung Prognose Windenergieentwicklung in Deutschland bis 22 5 45 4 35 3 25 2 15 1 5 21: 27 MW 27: 21 MW 22: 46 MW Offshore Repowering Onshore 1993 1996 1999 22 25 28 211 214 217 22 Jahr Quelle: DEWI (Prognosewerte gerundet) Windstromeinspeisung und Gesamtstromabgabe in der E.ON-Netz-Regelzone in % 1 9 8 7 6 5 4 3 2 max. Windleistung: 3 MW 1 17. Nov 19. Nov 21. Nov 23. Nov 25. Nov 27. Nov 29. Nov 1. Dez y Lastgang der Gesamtstromabgabe y Windstromeinspeisung max. Gesamtlast: 17 MW 2_21
Forschung und Entwicklung Forschung und Entwicklung Zur Deckung des weltweit wachsenden Strombedarfs sind zusätzliche Kraftwerkskapazitäten erforderlich, die auf rd. 2 GW bis zum Jahr 22 geschätzt werden. Gleichzeitig muss den klimapolitischen Herausforderungen Rechnung getragen werden. Vor diesem Hintergrund wird eine langfristig sichere, wirtschaftliche und umweltverträgliche Versorgung in liberalisierten Strommärkten am besten mit einem ausgewogenen Energieträgermix erreicht. Neben dem weiteren Ausbau der CO2-freien Energiequellen ist hierzu auch weiterhin der Einsatz von fossilen Energieträgern unabdingbar. Die Entwicklung neuer Kraftwerkskonzepte mit hohen und höchsten Wirkungsgraden bei der Energieumwandlung fossiler Einsatzstoffe stellen eine große Herausforderung und Chance zugleich dar. Mit einem abgestuften Vorgehen kann dieser Herausforderung begegnet werden. Kurz- und mittelfristig ist die konsequente Weiterentwicklung fossil befeuerter Anlagen (Werkstoffe, Komponenten, Prozessführung) auf Basis bestehender Technologie anzustreben. Damit sollen die unter den gesamtwirtschaftlich notwendigen Rahmenbedingungen (Verfügbarkeit und Wettbewerbsfähigkeit) der Stromerzeugung am raschesten nutzbaren Potenziale der CO2- Minderung realisiert werden. Solche CO2-Minderungsmaßnahmen sind darüber hinaus für alle kraftwerkstechnischen Optionen als No-Regret- Strategie zu verfolgen und zu fördern, da einerseits niedrige spezifische CO2-Vermeidungskosten und andererseits die bedeutende Minderung der CO2-Emissionen möglich sind. Die VGB-Emax-Kraftwerksinitiative ist dabei ein erster Schritt zur Weiterentwicklung moderner umweltfreundlicher Steinkohle- und Braunkohlekraftwerke. Parallel hierzu sind zusätzliche FuE-Aktivitäten für neuartige Kraftwerkskonzepte zu forcieren, mit denen mittel- und langfristig weitere Wirkungsgradsteigerungen und CO2-Reduzierungen einschließlich der Optionen zur CO2-Abscheidung möglich werden. Gegenstand solch längerfristiger FuE- Aktivitäten muss u. a. die Entwicklung innovativer CO2-Abscheidetechniken und die systematische Erforschung kompletter Prozessketten einschließlich einer gesicherten CO2-Speicherung sein. Insgesamt erfordert die dargestellte Situation eine durchgängige Technologieoffensive, die nur mithilfe eines umfangreichen nationalen und europäischen Forschungsprogramms realisiert werden kann. In Ergänzung hierzu muss auch die öffentliche Akzeptanz für eine nachhaltige Energieversorgung verbessert werden. Emax-Kraftwerksinitiative FuE Stromerzeugungstechnologien: heute morgen übermorgen Emax Power für Europa Referenz Kraftwerk 62 C Einsatzbereit Versuchsanlage COMTES 7 C Effizienz Umweltschutz Wirtschaftlichkeit Demo- Kraftwerk 7 C Forschung n CO2-Abscheidung und Speicherung n Kernfusion n Wasserstoffwirtschaft (z. B. Brennstoffzelle) n Erneuerbare n 7 C Kraftwerkstechnologie n Braunkohlentrocknung n IGCC (GuD mit Kohlevergasung) n Fortgeschrittene Kernkraftwerke n Brennstoffzelle (Gasbasis) n Erneuerbare Forschungs- und Entwicklungsprogramme (FuE) COORETEC, KOMET 65, MARCKO II, AD 7 Entwicklung n Erneuerbare (mit Förderung) n GuD- und Gaskraftwerke n Steinkohlekraftwerke n Braunkohlekraftwerke n Kernkraftwerke bis 22 nach 22 22_23
Klimapolitik Klimabilanz in der EU 25/ Welt Auch ohne Zutun des Menschen verändert sich das Weltklima durch geologische Prozesse und Veränderungen der kosmischen Strahlungsaktivität. Obwohl ein Zusammenhang zwischen einzelnen Starkniederschlägen und Veränderungen des Globalklimas nicht wissenschaftlich belegbar ist, bleiben die Reduzierung der Emissionen und ein schonender Umgang mit Energieressourcen schon aus Vorsorgegründen wichtige Ziele. Die weltweiten CO2-Emissionen werden von 24,5 Mrd. t (Stand 2) um jährlich etwa 1,8 % ansteigen. Der auf die Stromerzeugung zurückzuführende Anteil wird dabei unter Prognosebedingungen von 5,6 Mrd. t auf 9,1 Mrd. t bis 22 zunehmen. Da der überwiegende Zuwachs an CO2- Emissionen aus den Entwicklungsländern und den USA kommen wird, kann eine globale Klimavorsorge nur dann zu nachhaltigen Emissionsminderungen führen, wenn sich diese Länder den Reduktionsverpflichtungen anschließen. Heute sind von der Selbstverpflichtung gemäß dem Kyoto-Abkommen nur rd. 3 % der weltweiten CO2-Emissionen betroffen. Quelle: WEC, SV GUA, IEA Entwicklung der weltweiten CO2-Emissionen 199 bis 225 Millarden Tonnen 4 35 3 25 2 15 1 5 y Andere Regionen y USA y China/Indien y Westeuropa Andere Regionen China/Indien USA Westeuropa 199 21 25 21 21 22 225 Quelle: Energy Information Administration/International Energy Outlook 24 CO2-Reduktionsziele in Europa Spezifische CO2-Reduktionskosten in /t CO 2 Belgien Ziel 28/212 Stand 22 7,5 6,4 Dänemark 21,,1 Finnland, 4,8 Frankreich,1,6 Deutschland 21, 18,9 Griechenland 25, 23,6 Irland 13, 31,1 Italien 6,5 7,1 Luxemburg 28, 44, Niederlande 6, 4,1 Österreich 13, 9,7 Portugal 27, 36,5 Spanien 15, 32,1 Schweden 4, 3,3 Großbritannien 12,5 12, EU 15 8, 2,3 Beitrittsstaaten 6,9 32, EU 25 7,8 8,3 in % CO2-Äquivalenten in % CO2-Äquivalenten Quellen: European Environment Agency (EEA) 25 2 15 1 5 15-2 Moderne Kohlekraftwerke 6-7 7-9 9-11 Wasserkraftwerke Windkraftwerke Biomasse- Anlagen 8-1 Photovoltaische Anlagen 24_25
VGB-Aktivitäten Die Aufgaben der VGB-Geschäftsstelle Mitgliederversammlung VGB PowerTech e. V. ist der europäische Fachverband der Strom- und Wärmeerzeuger. Entsprechend dieser Aufgabenstellung ist die VGB-Geschäftsstelle gegliedert in die Competence-Center: y Kernkraftwerke y Fossil befeuerte Kraftwerke y Erneuerbare Energien und dezentrale Erzeugung y Umweltschutz und Querschnittsaufgaben y Operative Dienste Diese Competence-Center bearbeiten alle Fragen der Erzeugung von Strom und Wärme und der damit zusammenhängenden Umweltschutzthemen und zwar in enger Zusammenarbeit mit VDEW auf nationaler und EURELECTRIC auf europäischer Ebene. Zur Erfüllung der satzungsgemäßen Aufgaben werden vom VGB-Vorstand ehrenamtlich tätige Ausschüsse eingesetzt, deren Besetzung und Aufgabenverteilung dem Technischen Beirat der VGB obliegt. Zurzeit sind vier Bereiche mit zahlreichen Fach- und Sonderausschüssen sowie Arbeitskreisen tätig. Wissenschaftlicher Beirat Kernkraftwerke Competence-Center für Erzeugung von Strom und Wärme Fossil befeuerte Kraftwerke Vorstand Geschäftsführung Erneuerbare Energien und dezentr. Erzeug. VGB-Ausschüsse Umweltschutz u. Querschnittsaufgaben Technischer Beirat Operative Dienste Ingenieurberatung Qualitätssicherung Schadensanalyse Wasserchemie Werkstoff- und Chemielabor Teams Forschung Controlling, IT Marketing Administration VGB PowerTech e. V. Wir sind ein freiwilliger Zusammenschluss von Unternehmen, für die der Kraftwerksbetrieb und die dazugehörige Technik eine wichtige Grundlage ihres unternehmerischen Handelns bilden. Sitz ist Essen mit Verbindungsbüros in Brüssel und Berlin. Unser Ziel ist die Förderung und Optimierung y der Betriebssicherheit und Umweltverträglichkeit sowie y der Verfügbarkeit und Wirtschaftlichkeit bestehender und auch neu zu errichtender Anlagen zur Strom- und Wärmerzeugung. Unsere Mitglieder sind derzeit 423 Unternehmen aus dem Bereich der Betreiber, Hersteller und mit der Kraftwirtschaft verbundene Institutionen. Unsere Mitglieder kommen aus 29 Ländern und repräsentieren eine installierte Kraftwerksleistung von 471 7 MW, davon 394 MW in Europa. Unsere Aufgaben y Internationale Erfahrung bündeln und nutzen. y Fachkompetenz für die Aufgaben von heute und die Herausforderung von morgen anbieten. y Interessen der Mitgliedsunternehmen vertreten. Zurzeit sind 423 Unternehmen aus 29 Ländern Mitglied in unserem Verband: Fossile Kraftwerke : 295 MW Kernkraftwerke : 114 6 MW Wasserkraftwerke : 62 1 MW Gesamt : 471 7 MW EU 25: 394 Mitglieder in 19 Ländern Belgien, Dänemark, Deutschland, Finnland, Frankreich, Griechenland, Großbritannien, Irland, Italien, Luxemburg, Niederlande, Österreich, Polen, Portugal, Schweden, Slowenien, Spanien, Tschechische Republik, Ungarn Europa: 2 Mitglieder in 6 Ländern Island, Kroatien, Rumänien, Russland, Schweiz, Türkei Außerhalb Europas: 9 Mitglieder in 4 Ländern Brasilien, Indien, Israel, Südafrika Gesamt: 423 Mitglieder in 29 Ländern 26_27