A Sensitivity Analysis of Investment Cost Projections for Renewable Electricity Generation Technologies

A Sensitivity Analysis of Investment Cost Projections for Renewable Electricity Generation Technologies on the European Power Grid Quantifying Economic Benefits of European Electricity System Integration Eva Schmid, Brigitte Knopf PIK Potsdam Working Group: Energy Strategies Europe and Germany IEWT 2013, Wien Do, 14.02.2013 Session 3A: Strommärkte III 17:00 19:00, Kuppelsaal

Einleitung Energie und Klimapolitische Ziele der EU: Mittelfristig: 20 20 20 Ziele Langfristig: 80 95% CO 2 Emissionsreduktion Roadmap for moving to a competitive low carbon economy in 2050 (European Commission, 2011): Stromsektor: 93 99% CO 2 Emissionsreduktion Erneuerbare werden eine tragende Rolle spielen Technische Lösungen für die Integration von variablen Erneuerbaren (vres) in das Stromsystem: Flexible back up Kapazitäten, Speicher, Demand side Management Ausbau der Europäischen Stromübertragungskapazitäten

Einleitung Wie groß sind die ökonomischen Vorteile der Integration des Europäischen Stromsystems und wovon hängen sie ab? Momentan gibt es keine allumfassenden Analysen/Quantifizierungen, eher nur Einzelfallbetrachtungen z.b. Schaber et al. (2012): Investitionskosten für vres Technologien beeinflussen den durchschnittlichen Strompreis mehr als der Ausbau von Transmissionskapazitäten Wir nutzen das Modell LIMES EU+ (Haller et al., 2012) für eine strukturierte Analyse & Quantifizierung der ökonomischen Vorteile von europäischem Netzausbau LIMES EU+ bestimmt systemkostenoptimalen Netz und Stromerzeugungskapazitätsausbau endogen von 2010 2050 Zwei Zeitskalen: 5 Jahresschritte und 48 Zeitscheiben pro Jahr 3

Szenariendefinition CO 2 Emissionsreduktion wie Roadmap, alle anderen Annahmen wie Szenario EU6 von EMF28 Wie stellen wir Europäische Integration / Netzausbau in Modell LIMES EU+ dar? ΔNTC pro Jahr und Regionenverbindung begrenzt Desertec oder kein Desertec? Wie entwickeln sich die spezifischen Investitionskosten von vres Technologien? 4

Wie entwickeln sich die spezifischen Investitionskosten von vres Technologien? Drei Szenarien: Pessimistisch, Moderat, Optimistisch Daten von Schröder et al. (forthcoming)

Szenario Matrix Integration des Stromsystems Δ NTC [GW/a] Desertec (D) Entwicklung der Spezifischen Investitionskosten von vres Technologien Pessimistisch (pes) Moderat (mod) Optimistisch (opt) = 0 0/pes 0/mod 0/opt 0.25 0.25/pes 0.25/mod 0.25/opt 0.25 0.25D/pes 0.25D/mod 0.25D/opt 0. 5 0.5/pes 0.5/mod 0.5/opt 0. 5 0.5D/pes 0.5D/mod 0.5D/opt 1 1/pes 1/mod 1/opt 1 1D/pes 1D/mod 1D/opt

Ergebnisse 1. Mittel und langfristige Entwicklung des europäischen Stromsystems 2. Indikatoren für ökonomische Vorteile der Integration des Europäischen Stromsystems 7

NTCs zwischen aggregierten Modellregionen NTC [GW] 2020 2040 NTC [GW] Verursachen 0.1% bzw. 0.7 2% der Total System Costs

Installierte Kapazitäten ENTSO E Regionen 2020 2040

Indikatoren Diskontierte Gesamtsystemkosten Zielfunktion des Modells CO 2 Preis Schattenpreis Strompreisverteilung Schattenpreis 12

Diskontierte Gesamtsystemkosten

CO 2 Preis

Strompreisverteilung ENTSO E Regionen 2040

Zusamenfassung der Differenzielle Effekte Impact of NTC expansion: Impact of vres cost reductions:

Zusammenfassung Europäische Integration des Stromsystems mittels Netzausbau (NTCs) ist laut der Modellanalyse eine no regret Option Kaum senkender Einfluss auf Systemkosten, aber mehr als Netzausbau Kosten verursacht CO 2 Preise bei Netzausbau wesentlich geringer Strompreisvolatilität geringer Technologisches Lernen von vres Technologien nötig um die ökonomischen Vorteile des Netzausbaus abzuschöpfen Außerdem stark senkender Einfluss auf die durchschnittlichen Strompreise Ausbau der Transmissionskapazitäten in Nord und Zentraleuropa am wichtigsten, insbesondere um die Windpotentiale zu erschließen Ausblick: Weitere Analysen nötig um diese Ergebnisse zu etablieren 17

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