STRATEGIEN FÜR EINE ERFOLGREICHE ......Hard coal PP Nuclear PP Reforming Battery stor. Pumped stor....

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STRATEGIEN FÜR EINE ERFOLGREICHE ENERGIEWENDE IN DEUTSCHLAND

Prof. Dr. Bruno Burger

Dipl.-Phys. Oec. Johannes Mayer

Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE

Seminar Erneuerbare Energien

Karlsruhe, 18. März 2015

www.ise.fraunhofer.de

http://www.ise.fraunhofer.de/

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2

AGENDA

Entwicklung der Einspeisevergütung für Solarstrom in Deutschland

Das Energiekonzept der Bundesregierung

Regenerative Energien Modell – Deutschland (REMod-D)

Studie PV Kosten bis 2050

Sonnenfinsternis am 20.03.2015

Energy-Charts

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3

Einspeisevergütung für Solarstrom in Deutschland

0

10

20

30

40

50

60

2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020Jahr

€Cen

ts /

kWh

Photovoltaik

2004 bis 2010:

41% oder 8,3%/a

2010 bis 2014:

65% oder 23%/a

Degression:

2004 bis 2014:

76% oder 13,3%/a

zukünftig:

0,5%/m oder 5,8%/a

März 2015:

8,65ct – 12,5ct

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4

0

10

20

30

40

50

60

2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020Jahr

€Cen

ts /

kWh

Industrie

Haushalte

Photovoltaik

Vergleich Einspeisevergütung Solarstrom - Stromkosten

Netzparität mit

Haushaltsstrom

2010 bis 2012

Netzparität mit

Industriestrom

2012 bis 2014

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5

0

10

20

30

40

50

60

2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020Jahr

€Cen

ts /

kWh

Wind

Photovoltaik

Vergleich Einspeisevergütung Solarstrom - Windstrom

Parität mit

Wind offshore

2012 bis 2014

Parität mit

Wind onshore

2014 bis 2020

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6

Jahr

€Cen

ts /

kWh

0

10

20

30

2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020

40

50

60

SuperbenzinDiesel

Erdgas Heizöl

Photovoltaik

Vergleich Einspeisevergütung Solarstrom – Kosten fossiler Brennstoffe (Heizwert)

Parität mit

Superbenzin, Diesel

2012 bis 2013

Parität mit

Erdgas, Heizöl

2014 bis 2017

Heizwerte:

Super: 8,9 kWh/l

Diesel: 9,8 kWh/l

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7

Nettostromerzeugung 2014

Jahr 2014

100

120

140

80

60

40

20

TWh

Braunkohle SteinkohleKernenergie Gas Wind Solar Biomasse Wasserkraft

91,8 TWh

140,9 TWh

99,0 TWh

33,2 TWh51,4 TWh

32,8 TWh53,9 TWh

18,5 TWh

40

30

20

10

GW

35,678 GW

Braunkohle

Jahr 2014

SteinkohleKernenergie Erdgas Wind Solar Biomasse Wasserkraft

12,068 GW

21,206 GW

27,853 GW 28,439 GW

5,619 GW

38,124 GW

8,153 GW

Installierte Netto-Nennleistungen

Kraftwerkspark und Stromerzeugung 2014

90 GW konventionell 88 GW erneuerbar

365 TWh konventionell 157 TWh erneuerbar

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8


2014 2020 2025 2035 2050

Anteil EE an der Stromerzeugung

29% 35% 40%-45% 55%-60% 80%

Wasserkraft 5,6 GW kein nennenswerter Ausbau möglich

Biomasse (100 MW/a) 8 GW 8,7GW 9,2 GW 10,2 GW

Solar (2,5 GW/a) 38 GW 52 GW 52 GW 52 GW

Wind onshore (2,5 GW/a) 36 GW 50 GW 63 GW 88 GW

Wind offshore 0,6 GW 6,5 GW 11 GW

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9


80

60

40

20

GW

Braunkohle

Jahr 2025


Installierte Leistungen

Bruttostromerzeugung

Jahr 2025

100

120

140

80

60

40

20

TWh

Braunkohle SteinkohleKernenergie Erdgas Wind Solar Biomasse Wasserkraft



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10


80

60

40

20

GW

Braunkohle

Jahr 2035


Installierte Leistungen

Bruttostromerzeugung

Jahr 2035

100

120

140

80

60

40

20

TWh

Braunkohle SteinkohleKernenergie Erdgas Wind Solar Biomasse Wasserkraft



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11

Monatliche Produktion Solar und Wind 2013

Monatliche Produktion Solar und Wind

Jahr 2013

Januar Februar März April Mai Juni Juli August Sept. Oktober Nov. Dez.

TWh

15,0

18,0

21,0

12,0

9,0

6,0

3,0

Verbrauchskurve,

skaliert

Erzeugung und Verbrauch passen bei gleicher installierter Leistung für PV und Wind gut zusammen

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12



Jahr 2025


TWh

15,0

18,0

21,0

12,0

9,0

6,0

3,0

Überproduktion im Januar

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13


Jahr 2035


TWh

15,0

18,0

21,0

12,0

9,0

6,0

3,0


Überproduktion von

Windenergie im Januar

und Dezember

Zu geringe Produktion von

Solar im Sommer

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14

Anteil von Solar- und Windenergie an der Stromerzeugung

00

2533 GW

36 G

W

50

75

100

125

150

175

200

50 7525 100 125 150 175 200Solar / GW

Win

d / G

W

5%10% 15% 20% 25%

30%

35%

40%

45%

50%

Installierte Leistung 2014

Anteil an der

Stromerzeugung

Quelle: Kreifels, Mayer, Burger, Wittwer: „Analysis of Photovoltaics and Wind Power in Future“, Energy Technology Journal, January 2014

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15

00

25

50

75

100

125

150

175

200

50 7525 100 125 150 175 200Solar / GW

Win

d / G

W

0%

1%3%

5%

10%

15%

20%

25%

30% 35% 40%

5%

10%15% 20% 25%

30%

35%

40%

45%

50%

Verluste durch Überproduktion

Verluste durch Über-produktion bei 20 GW Grundlastkraftwerken

Optimales Verhältnis Solar – Wind für maximalen Anteil an der Stromerzeugung und minimale Verluste durch Überproduktion

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Ausbauziel 2035 für Wind- und Solarenergie

00

25

50

75

100

125

150

175

200

7525 100 125 150 175 200Solar / GW

Win

d / G

W

5%

10%15% 20% 25%

30%

35%

40%

45%

50%

0%

1%

3%5%

10%

15%

20%

25%

30% 35% 40%

107 GW

52 G

W

Ausbauziel 2035:

52 GW Solar

88 GW Wind onshore

19 GW Wind offshore

37% Anteil, 10% Verluste

Dieser Ausbau wäre optimal, ca. 3% Verluste durch Überproduktion würden eingespart.

37% Anteil, 7% Verluste

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17

Zusammenfassung zum Energiekonzept der Bundesregierung

Der Deckel von 52 GW für die PV behindert ein sinnvolles Zusammenspiel von PV und Wind. Er sollte dringend abgeschafft werden.

Bei der Festlegung des Ausbaupfades für Solar- und Windenergie sollten die technischen Aspekte im Vordergrund stehen und nicht die politischen.

PV und Wind sollten im Verhältnis 1:1 ausgebaut werden

Das Modell zur Absenkung der PV-Vergütung muss dringend geändert werden

Wir brauchen ein funktionierendes System für die CO2-Zertifikate mit angemessenen Preisen

Neben dem Kernenergieausstieg brauchen wir einen Plan zum Braunkohleausstieg

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AGENDA




Folien von Prof. Dr. Hans-Martin Henning



Energy-Charts

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19

Leitfragen unserer Untersuchungen

Klimaschutzziele Deutschlands überwiegend auf Basis von Energieeffizienz und erneuerbaren Energien erreichbar? Modell, das alle Verbrauchs-Sektoren und Energieträger einschließt

Wie sehen konsistente Systeme aus (Lastdeckung zu jedem Moment)? hohe Zeitauflösung (Stunden)

Wie sehen kostenoptimale Systeme aus (Technologiemix, Struktur)? jährliche Vollkosten in „eingeschwungenem“ Zustand

Welche Rolle spielen zentrale Effizienzmaßnahmen, z.B. energetische Sanierung Gebäude? Einbeziehung Mehrkosten energetische Sanierung in Kostenanalyse

Langfrist-Perspektive, volkswirtschaftliche Betrachtung

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20

Stromerzeugung und -speicherung

Brennstoffe (inkl. Biomasse und Power-

to-Gas/Fuel)

Verkehr (Batterie-elektrisch,

Wasserstoff, konventionell)

Prozesse in Gewerbe und

Industrie

Wärme (Gebäude,

inkl. Fernwärme

und Speicher)

Minimierung jährlicher

Vollkosten


Struktur eines Energiesystems mit dominantem Anteil erneuerbarer Energien

Alle Verbrauchs-sektoren

Stundengenaue Modellierung

Optimierung Struktur

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21

RenewablesFossil

RenewablesFossil

RenewablesFossil

RenewablesFossil

GWCHPHP

RenewablesFossil

ElectricityImport

Electricity Renewables SurplusExport Fossil

Hydrogen Raw biomassHeat Liquid fuelsGas Electricity

Hard coal PP

Nuclear PP

Reforming

Battery stor.

Pumped stor.

H2-2-Fuel

GT

CCGT

District heat

Oil PP

Lignite PP

Processing

Bio-2-el.

H2-storage

Electrolysis

Methanation

TWhGW

0

108

TWh

TWh

GW

GW

Solar thermal

PV

Hydro power

Onshore wind

Offshore wind

Raw biomass

00 0

103

Biogas storage

0

TWh 36 TWh18

1

85

Bio-2-Liquid 91 TWh

TWh

TWh

Hard coal

Lignite

Petroleum

TWh

144TWh

0 0

Natural gas

37 13

7 TWh68 27

TWh 3 TWh

485 0 0

3910

CO2 emissions 1990 (reference year) 990 Mio t CO2

CO2 emissions 196 Mio t CO2

CO2 reduktion related to 1990:

TWh

TWh 0 TWh

TWh

Uranium0 0

10

Primary fossil energy carrier

445

384

Industry (fuel based process)

Electricity (baseload)

80%

TWh

TWh TWh TWh GW

GW 215

237 Final energy237 TWh

TWh 0

0 Conversion0 Losses

375

Bio-2-CH4 00 TWh

TWh

TWh

TWh

103

77%

15 TWhTWh

0 Losses502 Final energy630 TWh

GW

GW

125128 TWh

120 TWh6 5

19 Battery veh.

TWh 0 TWhTWh

TWhTWh

TWh

TWh

GWh

GWh

0 0GWh

21

Consumption sector

121TWh

3TWh

Deep geothermal

Environ-mental heat

Renewable energy sources

Renewable raw materials

Water

Sun

Bio-2-H20

17632 TWh

0

Wind

335TWh

Biodiesel

5 TWh

Energy conversion Storage

10

375

383

52

49

TWh

TWh

0

0


TWhTWh

TWh

GW

GW

GW

100%

GW

TWhTWh

TWh

TWh

TWh

TWh

11

106

20

98

0

Heating (space heating and hot

water)

237

20

Total quantity gas

TWh

TWh

TWhTWh

TWh

GW

GW

66

TWh

TWh 17 TWh

TWh

0

0

50

126

Final energy

0%

11

GW

GW

GW

GW

GW

GW

20

15

GW0

TWh

TWh

419

21

135

85TWh5

0

TWh

TWh

TWh

TWh

TWh

TWh

TWh

23%

108

100%

ConversionLosses

00

29%

128 Conversion

Total quantity hydrogen

108 TWh

0%

Total quantity raw biomass

244

TWh

TWh

GW

GW

Biogas plant

2

58

77

55

103 0

103

0

91

141

TWh0

TWh00

0

19

Total quantity heating

0 Conversion

17 Losses264 Final energy280 TWh Mobility

108

71%

Conversion0 Losses


46TWh

87%13%

Total quantity electricity

39%61%

Total quantity liquid fuels


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REMod-D Energiesystem-

modell

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22

Modell-Ansatz

Exogene Vorgaben

CO2-Emissionen verfügbare Menge fossiler Energieträger

Weitere externe Randbedingungen (z.B. verfügbare Biomasse, konventioneller Kraftwerkspark, Zusammensetzung Fahrzeugsektor…)

Optimierer Optimierung

Gesamtsystem (Minimierung

jährliche Gesamtkosten)

Ergebnisse

Installierte Leistung aller Komponenten

Größe Speicher

Umfang energetische Sanierung Gebäude

Wärmeversorgungs-techniken Gebäude-sektor (Wärme-netze, dezentral)

RenewablesFossil

RenewablesFossil

RenewablesFossil

RenewablesFossil

GWCHPHP

RenewablesFossil

ElectricityImport

Electricity Renewables SurplusExport Fossil

Hydrogen Raw biomassHeat Liquid fuelsGas Electricity

Hard coal PP

Nuclear PP

Reforming

Battery stor.

Pumped stor.

H2-2-Fuel

GT

CCGT

District heat

Oil PP

Lignite PP

Processing

Bio-2-el.

H2-storage

Electrolysis

Methanation

TWhGW

0

108

TWh

TWh

GW

GW

Solar thermal

PV

Hydro power

Onshore wind

Offshore wind

Raw biomass

00 0

103

Biogas storage

0

TWh 36 TWh18

1

85

Bio-2-Liquid 91 TWh

TWh

TWh

Hard coal

Lignite

Petroleum

TWh

144TWh

0 0

Natural gas

37 13

7 TWh68 27

TWh 3 TWh

485 0 0

3910

CO2 emissions 1990 (reference year) 990 Mio t CO2

CO2 emissions 196 Mio t CO2

CO2 reduktion related to 1990:

TWh

TWh 0 TWh

TWh

Uranium0 0

10

Primary fossil energy carrier

445

384

Industry (fuel based process)

Electricity (baseload)

80%

TWh

TWh TWh TWh GW

GW 215


TWh 0


375

Bio-2-CH4 00 TWh

TWh

TWh

TWh

103

77%

15 TWhTWh

0 Losses502 Final energy630 TWh

GW

GW

125128 TWh

120 TWh6 5

19 Battery veh.

TWh 0 TWhTWh

TWhTWh

TWh

TWh

GWh

GWh

0 0GWh

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Consumption sector

121TWh

3TWh

Deep geothermal

Environ-mental heat

Renewable energy sources

Renewable raw materials

Water

Sun

Bio-2-H20

17632 TWh

0

Wind

335TWh

Biodiesel

5 TWh

Energy conversion Storage

10

375

383

52

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TWh

TWh

0

0


TWhTWh

TWh

GW

GW

GW

100%

GW

TWhTWh

TWh

TWh

TWh

TWh

11

106

20

98

0

Heating (space heating and hot

water)

237

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Total quantity gas

TWh

TWh

TWhTWh

TWh

GW

GW

66

TWh

TWh 17 TWh

TWh

0

0

50

126

Final energy

0%

11

GW

GW

GW

GW

GW

GW

20

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GW0

TWh

TWh

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85TWh5

0

TWh

TWh

TWh

TWh

TWh

TWh

TWh

23%

108

100%

ConversionLosses

00

29%

128 Conversion

Total quantity hydrogen

108 TWh

0%

Total quantity raw biomass

244

TWh

TWh

GW

GW

Biogas plant

2

58

77

55

103 0

103

0

91

141

TWh0

TWh00

0

19

Total quantity heating

0 Conversion

17 Losses264 Final energy280 TWh Mobility

108

71%

Conversion0 Losses


46TWh

87%13%

Total quantity electricity

39%61%

Total quantity liquid fuels


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23

Optimiertes System – Strom

Photovoltaik ∼ 147 GWel

Mittlere und große KWK (Wärmenetze) ∼ 60 GWel

Onshore Wind

∼ 120 GWel

Offshore Wind ∼ 32 GWel

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24

Optimiertes System – Wärme

Wärmepumpen

∼ 22 GWth (el., Erdreich)

∼ 19 GWth (el., Luft)

∼ 15 GWth (Gas)

Solarthermie ∼ 82 GWth

KWK ∼ 60 GWel

Groß-WP ∼ 15 GWth

Energetische Sanierung auf ∼ 40 % des heutigen

Raumwärmebedarfs

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25

Wärmespeicher in Gebäuden

∼ 320 GWh (d.h. 7 Mio Einheiten á 800 Liter)

Großwärmespeicher in Wärmenetzen

∼ 350 GWh (d.h. 150 Einheiten á 50.000 m³)

Pumpspeicher-KW 42 Einheiten mit insgesamt 60 GWh

Stationäre Batterien

∼ 24 GWh (d.h. 8 Mio Einheiten á 3 kWh)

Elektrolyseure mit insgesamt ∼ 33 GWel (Verkehr, Transport)

Optimiertes System – Speicher

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Vergleich Heutiges System vs. optimiertes System 2050

M&O, Invest, Steuern, Gebühren, Gewinne

M&O, Invest

Steuern, Gebühren, Gewinne

1)

*Angenommene Verdopplung fossiler Energiepreise bis 2050

-50% -81%

Primärenergie (TWh) CO2-Emissionen (Mio t) Vollkosten (Mrd. € p.a.)

M&O: maintenance and operation cost

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Investitionen für EE (Wind, Solar) & stationäre Batterien Mrd. € p.a.

Gesamtinvestitionen (ohne Finanzierungskosten, inkl. Re-powering) von 2015 bis 2050: 515 Mrd. €2014

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28

Investitionen vs. eingesparte Brennstoffkosten Mrd. € p.a.

0 %

1 %

2 % Jährliche Steigerungsrate der

Marktpreise für fossile Energien

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29

Investitionen vs. eingesparte Brennstoffkosten Mrd. € p.a.

Erhöhung Brennstoffkosten 2 % p.a. kumulativ eingesparte Brennstoffkosten 1072 Mrd. €

0 % 679 Mrd. €

1 % 851 Mrd. €

Investitionen kumulativ 515 Mrd. €

Einsparungen von

164 – 557 Mrd. €

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30

Phasen der Transformation des Energiesystems

siehe auch: Hans-Martin Henning, Andreas Palzer, Carsten Pape, Frieder Borggrefe, Henning Jachmann und Manfred Fischedick, Phasen der Transformation des Energiesystems. Energiewirtschaftliche Tagesfragen, Ausgabe 01/02, 2015

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31

Ausbau erneuerbare Energien für Strom

Entwicklung bis heute

rund 4 x heutiger Wert

rund 3.5 x heutiger Wert

Für alle Techniken Werte deutlich unterhalb der

technischen Potenzialgrenzen

inst

allie

rte

Leis

tung

, GW

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32

Zusammenfassung, Ausblick

Reduktion energiebedingter Treibhausgas-Emissionen um 80 % und darüber möglich und mittel- und langfristig mit vergleichbaren bzw. langfristig niedrigeren Kosten wie heutige Versorgung

Deutlich verringerte Abhängigkeit von Energieimporten

Wesentliche Säulen: Verbrauchsreduktion, effizientere Wandlungsketten (Strom, Wärme, Verkehr) und erneuerbare Energien

Fluktuierende erneuerbare Energien werden Rückgrat der Stromversorgung

Modell ist der erste Ansatz einer umfassenden und ganzheitlichen Modellierung und Optimierung „aus einem Guss“

Nächster Schritt: Kostenoptimierung des vollständigen Transformationspfades, beginnend heute (Veröffentlichung neuer Ergebnisse auf der Intersolar, Juni 2015)

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33

AGENDA





“Current and Future Cost of Photovoltaics”, erstellt im Auftrag der Agora Energiewende


Energy-Charts

http://www.agora-energiewende.de/fileadmin/downloads/publikationen/Studien/PV_Cost_2050/AgoraEnergiewende_Current_and_Future_Cost_of_PV_Feb2015_web.pdf





http://www.agora-energiewende.de/

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35

1. Methodik und Fokus der Studie

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36

Methodik Szenarien mit S-Kurven-Ansatz

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37

Fokus der Studie Freiflächenanlagen ab 1 MW Leistung

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38

2. Marktszenarien

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39

PV-Marktszenarien Kurzfristprognosen für den PV-Markt

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40

PV-Marktszenarien Szenarien mit S-Kurven-Ansatz

© Fraunhofer ISE

41

PV-Marktszenarien Szenarien mit S-Kurven-Ansatz

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42

PV-Marktszenarien PV-Anteil an der globalen Stromerzeugung (top down)

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46

Entwicklung der PV-Wechselrichter Große Fortschritte bei Leistungsdichte und Kosten

30 kW von 2004

370 kg -> 12 kg/kW

30 kW von 2008

155 kg -> 5 kg/kW

20 kW von 2014

40 kg -> 2 kg/kW

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56

Zusammenfassung

PV gehört bereits heute zu den kostengünstigen erneuerbaren Energien

Photovoltaik wird in vielen Regionen die kostengünstigste Stromquelle

Schlüsselrolle: Finanzierungsbedingungen und regulatorischen Rahmen-bedingungen

Die Rolle der PV in der zukünftigen Energieversorgung wird in vielen Szenarien massiv unterschätzt.

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58

PV-Erzeugungsleistung am 20. März 2015 Simulation auf Basis von realen Messdaten (2011-2014)

95%-Quantil und hier Maximalwert:

(80 von 84 Leistungswerten je Zeitschritt liegen unter dieser Hüllkurve)

5%-Quantil

50%-Quantil

Quelle: Fraunhofer ISE

PV-Leistung Deutschlands: Sonniger Tag: 18 GW, 9 GW, 26 GW

95%-Quantil: 95% der simulierten Leistungswerte gehören hierzu

Jede graue Kurve entspricht einem von 84 Simulations-experimenten

Maximalwert der PV-Leistung ca. 26 GW zur Mittagszeit (38 GWp installiert)

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59

Normierte PV-Erzeugungsleistung (Video) Best- und Worst-Case Szenario für Deutschland

Quelle: Fraunhofer ISE

Worst-Case: wie 20. März 2014

Best Case: durchgehend bewölkt, wie 16. März 2014

Video 1 (wolkenfreier Tag / worst case) Video 2 (bewölkter Tag / best case)

http://www.ise.fraunhofer.de/de/veroeffentlichungen/studien-und-positionspapiere/sonnenfinsternis-20.03.2015-video-1



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61

Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit!

Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE

Prof. Dr. Bruno Burger

Dipl.-Phys. Oec. Johannes N. Mayer

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www.ise.fraunhofer.de/de/daten-zu-erneuerbaren-energien




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STRATEGIEN FÜR EINE ERFOLGREICHE ......Hard coal PP Nuclear PP Reforming Battery stor. Pumped stor....

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