Erneuerbare Energien & Energieeffizienz - Aktualität und Dringlichkeit des Übergangs zu nachhaltigen Energien Stephan Kohler Wettbewerbsfähig Innovativ Zukunftsfähig Wirtschaftliche Perspektiven erneuerbarer Energien & Energieeffizienz Evangelische Akademie Tutzing 14.04.2005
Gesellschafter der dena 50 Prozent Bundesrepublik Deutschland vertreten durch: Bundesministerium für Wirtschaft und Arbeit Im Einvernehmen mit Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit Bundesministerium für Verkehr, Bau- und Wohnungswesen 50 Prozent KfW Bankengruppe Geschäftsführung Stephan Kohler 2
Aufsichtsrat der dena Aufsichtsratsvorsitzender Wolfgang Clement Bundesminister für Wirtschaft und Arbeit Stellv. Aufsichtsratsvorsitzender Detlef Leinberger Vorstandsmitglied der KfW Bankengruppe Aufsichtsratsmitglieder Dr. Tessen von Heydebreck Vorstandsmitglied der Deutschen Bank Wolfgang Kroh Vorstandsmitglied der KfW Bankengruppe Dr. Manfred Stolpe Bundesminister für Verkehr, Bauund Wohnungswesen Jürgen Trittin Bundesminister für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit 3
Kompetenz- und Handlungsfelder der dena 4
Klimaverträgliche Energiebereitstellung eine energiepolitische Herausforderung des 21. Jahrhunderts Die CO 2 -Konzentration ist seit 1750 um etwa 30 % gestiegen und hat 2003 einen Wert von rund 370 ppm überschritten. Sie ist damit größer als je zuvor in den vergangenen 420.000 Jahren. 5
Struktur des Welt-Primärenergieverbrauchs 2002 6
Primärenergiebedarf: WETO-Prognose Quelle: EU-Kommission 2003, WETO 7
Primärenergieverbrauch nach Regionen Quelle: EU-Kommission 2003, WETO 8
Shell-Szenarien zur Entwicklung des Primär-Energieverbrauchs "Dynamics as usual" "Spirit of the coming age" 1200 1200 1000 1000 800 800 Exajoules 600 Exajoules 600 400 400 200 200 0 0 1975 2000 2025 2050 1975 2000 2025 2050 Öl Kohle CH4/H2 Gas Kernkraft Wasserkraft Biofuels Erneuerbare Energien Quelle: Shell, 2002 9
Beispiel China Stark wachsende Öl- und Gas-Nachfrage in China: In 2004 Import von 100 Mt ( 2.2 Mb/d), davon die Hälfte aus dem Mittleren Osten. 2010 wird Erdöl etwa 51.4 % bis 52.6 % der Energienachfrage decken (in 2000 noch 29.1 %). Das bedeutet, dass 2010 ca. 180 200 Mt (4.3 Mb/d) importiert werden. Auch beim Gas ist stärkere Nachfrage Chinas zu erwarten: Von 0 Importen in 2000 geht man zwischen 20 und 25 Gm³ in 2010 aus (etwa 20 % der Energienachfrage). 10
Öl-Nachfrage unterschätzt Die Nachfrage wird bisher mit einem jährlichen Wachstum von 1,5 2% prognostiziert. Die OPEC geht von einem Wachstum des Ölverbrauchs bis 2025 um 28 Mb/d auf dann 111 Mb/d aus. Es wird von einer Steigerung des weltweiten Energieverbrauchs bis 2030 um mind. 60% ausgegangen. Die Nachfrageprognosen sind von realer Entwicklung bisher meist übertroffen. 11
Rückgang der Neufunde 60 50 40 Gb/a 30 Neufunde Produktion 20 10 0 1940 1945 1950 1955 1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 Grafik: dena, Daten: ExxonMobil 2002 12
Verfügbarkeit von Erdöl Der Ölpreis wird tendenziell ansteigen: Mit ca. 40 Jahren ist die statistische Reichweite begrenzt, unter Hinzuziehung der möglichen Ressourcen liegt sie bei ca. 65 Jahren. Die Exploration und Produktion von neuen Reserven wird immer teurer. Offenbar haben einige Förderländer die Höchstmenge ihrer Produktionsmöglichkeiten erreicht bzw. überschritten. Mit dem Erreichen der Höchstförderungsmöglichkeit wird die Schere zwischen Angebot und Nachfrage geöffnet. - a) ein relativ schnell eintretender Peak würde eine Preiskrise hervorrufen. - b) eine langsamere Entwicklung würde die Erschließung noch möglicher Reserven und die Substitution anregen. 13
Preisentwicklung Rohöl 1970-2003 und Rohöl-Weltmarktpreise 2004/2005 1970-2003 2004/2005 14
Prognosen der Gasförderung 15
Künftige Gasversorgung Voraussichtliche Verdopplung der Nachfrage bis 2030. Insbesondere China und Indien, aber auch vermehrt die USA fragen Gas nach Stabile Vorkommen in Russland, um das Kaspische Meer und im Mittleren Osten Rückgang Europäischer Reserven ab 2010 wahrscheinlich Annahmen großer unentdeckter Reserven (USGS) oder drastischer Verbesserung der Produktionsmöglichkeiten (EIA) nicht sicher Starke regionale Ungleichheiten der Gasvorkommen und Produktionskosten bei weitgehend getrennten Märkten Im Vergleich zum Erdöl ist eine aufwendigere Transportinfrastruktur notwendig, die zu gestalten ist und die dann aber unflexibel ist, jedoch stabilere Lieferbeziehungen bietet. 16
Wettlauf um globale Energiereserven Eintritt Chinas, Indiens und anderer bevölkerungsreicher Schwellenländer in die Globalisierung führt zu einem Energienachfrageboom, Erhöhter Energiebedarf hat einen Wettlauf um die globalen Energiereserven ausgelöst, der sich stark auf die Quellen in Russland, im Iran und in Zentralasien konzentriert, Diese Nachfrageentwicklung hat Auswirkungen auf die Angebotsstrategien der Öl- und Gaslieferländer zur Folge: Russland blickt inzwischen - mit neuen Energieprojekten in Asien und Amerika nach Ost und West dieser Strategiewechsel wird deutliche Auswirkungen auf den russischen Dauerkunden Europa haben 17
Einseitige Ressourcenverteilung Die Dominanz der Förderung aus dem Mittleren Osten wird sich deutlich verstärken. Sechs Golf-Staaten (Iran, Irak, Katar, Kuwait, Saudi-Arabien und Vereinigte Arabische Emirate) haben zwei Drittel der Öl-Reserven. Die OPEC schätzt, dass sie 2025 ca. 50 % der Nachfrage bedient. Asien wird besonders betroffen sein, da hier die Hauptversorgungsländer liegen. Die USA wird die größten Spielräume haben, da sie eine nennenswerte eigene Produktion haben und Importe aus Südamerika, Afrika und Europa beziehen. 18
Die Lage der Reserven ca. 70 % Weltölreserven ca. 40 % Weltgasreserven 19
Vergleich verschiedener Szenarien zum Welt-Primärenergieverbrauch 2050 1400 1200 1155 A = Energiebedarf im Jahr 1995 1000 B = Shell-Szenario Nachhaltige Entwicklung Primärenergie, EJ/a 800 600 400 386 825 660 C = Weltenergie-Konferenz, mittleres Szenario D = Solares Langfristszenario des DLR 1995: 5,6 Mrd. Menschen 2050: 10,1 Mrd. Menschen 200 0 A B C D Kohlen Erdgas Sonne, Wind, Wasser Mineralöl Kernenergie Biomasse 20
Struktur des Primärenergieverbrauchs in Deutschland Quelle: BMU 21
Struktur des Endenergieverbrauchs in Deutschland 2002 nach Anwendungen und Sektoren 800 700 600 [TWh pro Jahr] 500 400 300 200 100 0 Industrie Gewerbe, Handel & Dienstleistungen Haushalte Verkehr Raumwärme Prozesswärme Beleuchtung Warmwasser mechanische Energie Information und Kommunikation (IuK) 22
Bereich Stromanwendung: Endenergieverbrauch Strom 2003 in stationären Anwendungen nach Sektoren 250 200 [TWh pro Jahr] 150 100 50 0 Industrie Gewerbe, Handel & Dienstleistungen Haushalte Raumwärme mech. Energie Informations- & Kommunikationstechnik (IuK) Prozesswärme und Warmwasser Beleuchtung 23
Bereich Stromanwendung: Technische Effizienzpotenziale in [TWh/a] Informations- & Kommunikationstechnik Haushalte; 8 GHD; 6 Industrie; 11 Prozesswärme & Warmwasser Prozesswärme und Warmwasser; 27,9% Industrie; 5 Haushalte; 14 mech. Energie; 22,5% GHD; 20 GHD; 6 Beleuchtung; 32,4% Beleuchtung Haushalte; 8 Industrie; 8 GHD; 6 Haushalte; 4 Industrie; 15 Mechanische Energie Informations- & Kommunikationstechnik (IuK); 26,0% GHD: Gew erbe, Handel & Dienstleistungen 24
Bereich Gebäude: Endenergieverbrauch 2002 für Raumwärme und Warmwasser nach Sektoren 600 500 [TWh pro Jahr] 400 300 200 100 0 Industrie Gewerbe, Handel & Dienstleistungen Haushalte Nichtwohngebäude Wohngebäude Öl Gas Strom Fernw ärme Sonstige 25
Bereich Gebäude: Energieeffizienz- und Einsparpotenziale bei der Raumwärmebereitstellung in Wohngebäuden 100% 41 90% 80% 122 172 70% [TWh pro Jahr] 60% 50% 40% 30% 588 547 466 416 20% 10% 0% Ist-Stand Trendszenario forcierte Sanierung vorgezogene Sanierung 2002 2020 Raumwärme Sparpotenzial 26
Bereich Mobilität: Endenergieverbrauch 2003 nach Endenergieträgern und Verkehrsmitteln Endverbrauch nach Energieträgern 11% 2%1% Endverbrauch nach Verkehsmitteln 11% 4% 3% 43% 55% 27% 43% Vergaserkraftstoff Dieselkraftstoff Flugkraftstoffe Strom Sonstige Personenverkehr Güterverkehr Schienenverkehr Luftverkehr Schifffahrt 27
Bereich Mobilität: Energieeffizienzpotenziale 1. Verlagerung von Güterverkehr von der Straße auf die Schiene Beispiel: Energiebedarf für den Transport von 1 t Fracht auf der Straße: 188 MJ / auf der Schiene: 45 MJ 2. Technische Optimierung der Kraftfahrzeuge 3. Benutzerverhalten bei Kraftfahrzeugen Energieeinsparungen bis zu 25% möglich; 5-10% unter Alltagsbedingungen erzielbar. 4. Optimierung des Flugverkehrs 28
Entwicklung der installierten Leistung aus Erneuerbaren Energien 50 45 47,3 [GW] 40 35 30 25 20 15 10 5 4,1 14,6 18,7 5,9 22,4 28,3 7,2 29,8 37 11,3 36 0 2003 2007 2010 2015 Summe sonst. EE Wind Gesamt 29
Entwicklung der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien entspricht 20 % an der gesamten Stromerzeugung 140 120 120,8 100 89,8 [TWh] 80 60 40 20 25,8 24,0 49,8 66,4 36,8 29,6 31,5 58,3 43,6 77,2 0 2003 2007 2010 2015 Summe sonst. EE Wind Gesamt 30
Bedarf an neuen 380 kv-trassen im deutschen Verbundnetz bis 2015 Kosten bis 2007: 0,28 Mrd. Kosten 2008 2010: 0,49 Mrd. Kosten 2011 2015: 0,35 Mrd. 31
Netzausbau Offshore Für den Ausbau der Offshore-Windenergie ist die Anbindung der Windparks an das 380/220 kv Übertragungsnetz an Land notwendig Offshore-Netzanbindung wird von den Windparkbetreibern geplant und finanziert Offshore-Netz wird nur gebaut, wenn Offshore-Windparks auch tatsächlich errichtet werden Für Aufbau eines Offshore-Netzes ist eine abgestimmte Strategie und Konzeption erforderlich, um die Eingriffe in Natur und Umwelt zu minimieren 32
Gebündelte Anlandung von Offshore-Windstrom Ausgehend von den Sammelstationen wird der Windstrom jeweils über gemeinsame, gebündelte Leitungen an Land geführt 33
Sicherheit der Stromversorgung Bei Ausbau der Windenergie kann die Versorgungssicherheit auf heutigem Niveau gewährleistet werden (wenn technische Maßnahmen zügig umgesetzt werden) Bei Eintritt besonderer Fehlersituationen im Verbundnetz können große Windenergieleistungen (konzeptgemäß) vom Netz gehen und zu nicht zulässigen Leistungseinbrüchen führen Netzstudie formuliert Handlungsbedarf: Umrüstung von Windenergie-Altanlagen Maßnahmen im Verbundsystem zur Spannungshaltung Ersatz von Windenergie-Altanlagen durch Neuanlagen (Repowering) 34
Auswirkung des Windenergieausbaus auf Regel- und Reserveleistung Ausbau der Windenergie stellt zusätzliche Anforderungen an Regel- und Reserveleistung Bedarf hängt von Prognosegenauigkeit der Windenergie ab, die Kosten von der Marktstruktur Bedarf an positiver und negativer Regel- und Reserveleistungen: 2003 2015 Positive Regel- und Reserveleistung 1.200 MW (max. 2.000 MW) 3.200 MW (max. 7.000 MW) negative Regel- und Reserveleistung 750 MW (max. 1.900 MW) 2.800 MW (max. 5.500 MW) Die zusätzlich benötigte Regel- und Reserveleistung wird durch bestehenden Kraftwerkspark bereitgestellt 35
Höchstlast und installierte Leistung des Kraftwerkparks in 2015 mit und ohne Windenergieausbau Zugewinn an gesicherter Leistung durch Ausbau der Windenergie (Leistungskredit) im Jahr 2015 ca. 6 % der installierten Windleistung 140,0 120,0 Leistungskredit 100,0 Wind konventionell Leistung [GW] 80,0 60,0 Geothermie Fotovoltaik Wasserkraft & Pumpspeicherkraftwerke Biomasse 40,0 Jahreshöchstlast 20,0 0,0 Höchstlast (2015) 2015 ohne Wind 2015 mit Wind 36
Leistungsbilanzen für verschiedene Fälle in 2015 90.000 80.000 70.000 60.000 [MW] 50.000 40.000 30.000 20.000 10.000 0 Einspeisung Bedarf Einspeisung Bedarf Einspeisung Bedarf Einspeisung Bedarf Starklast ohne Wind Starklast mit Wind Schwachlast ohne Wind Schwachlast mit Wind konventionelle Kraftwerke Last Pumpspeicher Wind Netzverluste Import/Export 37
Einspeisevergütung und Kosteneinsparungen durch Windenergiezubau in den Szenarien 9 8 7 6 [c /kwh] 5 4 3 2 1 1,8 1,8 1,6 8,1 1,7 2,5 3,4 7,7 2,6 3,0 3,9 6,9 0 2007 2010 2015 Summe Kosteneinsparungen: Basisszenario Summe Kosteneinsparungen: Basisszenario + CO2 Summe Kosteneinsparungen: Alternativszenario Durchschnittliche Einspeisevergütung für die zusätzliche WEA-Einspeisung 38
Entwicklung der CO 2 -Emissionen im Kraftwerkspark 350 300 CO2-Emission [Mio t/jahr] 250 200 150 100 Vergleichswert 2003; 279 318 279 Vergleichswert 2003; 279 251 228 Vergleichswert 2003; 279 302 264 50 0 Basisszenario ohne CO2-Aufschlag Basisszenario mit CO2 Aufschlag Alternativszenario mit CO2- Aufschlag Vergleichswert 2003 2015 ohne WEA Zubau 2015 mit WEA Zubau CO 2 -Vermeidungskosten durch Windenergie (je nach Szenario) Jahr 2007: 95 bis 168 / t CO 2 Jahr 2015: 41 bis 77 / t CO 2 39
Handlungsbedarf Kurz-mittelfristig Schaffung der planungsrechtlichen Voraussetzungen für den Netzausbau an Land Konzeption für Aufbau und Betrieb eines Offshore-Netzes Konzepte zur Lösung des Spannungstrichterproblems Prüfung der Nachrüstbarkeit von Altanlagen Verstärktes Repowering Mittel-langfristig Aktive Beteiligung der Windenergieanlagen an Netzbetriebsführung: Einspeisemanagement, Netzstützung in Fehlersituationen, Bereitstellung von Regelleistung Ausweitung der Betrachtungen auf europäischen Netzverbund 40
Szenario zur Entwicklung der Stromerzeugung 41
Energieversorgung Struktur zentraler und dezentraler Systeme 42
Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit! Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena) Chausseestraße 128 A 10115 Berlin 43