Vortrag RWE - Fachschule

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Entwicklung auf dem Gebiet der
regenerativen Energien aus Sicht der
Energieversorgung
Holger Gassner
Leiter Märkte & Politik / CR, RWE Innogy GmbH
Symposium – “Erneuerbare Energien – Entdecke die Möglichkeiten!”
Mühlhausen, 02. September 2010
RWE Innogy GmbH | Holger Gassner | 01. Juli 2010
SEITE 1
Inhalt
Wo stehen wir ?
Wohin führt der Weg ?
Das System ist wichtiger als ein einzelner Teil
Fazit
SEITE 2
Die Stromlandschaft Europas
Kraftwerksparks, Stromerzeugung und
Erneuerbare Energien
378 TWh
EE: 10,0%
599 TWh
EE: 12,5%
Betrachtet werden die
10 größten Erzeugerländer der
Europäischen Union
145 TWh
EE: 60,0%
34 GW
UK
Treibhausgasausstoß pro Kopf
2,389 85 GW
101 TWh
EE: 9,0%
545 TWh
EE: 21,0%
≥ 13 t CO /E/a
147 TWh
EE: 7,5%
25 GW
85 TWh
EE: 6,0%
143 GW
33 GW
Germany
81 TWh
17 GW
≥ 7 < 9 t CO /E/a
22,247EE: 3,6%
≤ 7 t CO /E/a
18 GW
Austria
301 TWh
EE: 22,6%
301 TWh
EE: 29,4%
982
117 GW
98 GW
90 GW
≥ 11 < 13 t CO /E/a
≥ 9 < 11 t CO /E/a
Kraftwerkskapazitäten und Zusammensetzung
des Kraftwerksparks (2008)
Netto-Stromerzeugung, Anteil Erneuerbarer
(EE) am Energieverbrauch (2009)
Wasserkraft
Kernkraft
Sonstige Erneuerbare
Energien
Konventionelle
Wärmekraft
SEITE 3
Dynamische Entwicklung der erneuerbaren Energien
in Deutschland
Wind
(Onshore)
Wind
(Offshore)
Photovoltaik
Geothermie
Solarthermie
Biomasse/
Biogas
Wellenkraft/
Meeresströmung
Quelle: BMU
Zur Zielerreichung sind große Investitionen erforderlich und das
Management von Großprojekten notwendig.
SEITE 4
RWE Energiemix wird CO2-arm: 30-30-15
Im Jahr 2025 sollen 75% der RWE-Stromerzeugungskapazitäten
CO2-frei oder CO2-arm sein
Kernenergie
Erneuerbare Energie
30%
15%
2009
25%
30%
2025
Gas
Anteil
Erneuerbare
2009:
4,6%
Hocheffiziente Kohle
SEITE 5
RWE Innogy Zielportfolio 2015
Hydro
Onshore Wind
# New Applications
> Hydro derzeitiges
Rückgrat des Portfolios
Biomasse
> Biomasse erfordert die
Beherschung von Commodity
Märkten und einer integrierten
Lieferkette
> Onshore Wind ist “must have”
für schnelles Wachstum
Offshore Wind
> Offshore Wind Erfolg ist abhängig
von den Engineeringfähigkeiten
und der Realisierung von
Größenvorteilen
SEITE 6
CO2-Vermeidung hat ihren Preis
CO2-Vermeidungskosten in Deutschland – Stromgestehung (2030+)
€/t
716
430
Unter Variation von
Investitionskosten
250
200
Volllaststunden
150
(nur Erneuerbare)
100
50
Brennstoffkosten
(nur konventionell)
CO2-Vermeidungskosten
< 70 €/t
0
-50
Hoch
Durchschnitt
Verläng. Moderne
Kernfossil gef.
energie Kraftwerke
Gas
Neubau
Kernenergie
Wind
(onshore)3
CCS
BioWind
(offshore)3 masse1)2)
Geothermie1)
Photovoltaik
Niedrig
Anmerkung: Referenztechnologie ist ein Steinkohle Kraftwerk zukünftigen Standards mit einem Wirkungsgrad von 53%
1) Wärmegutschrift von 8 - 32 €/MWhel möglich; (2) Biomasseanlage mit 5 - 50 MW Leistung; 3) Nicht grundlastfähig. Zusatzkosten für Netzausbau & Speicher nicht berücksichtigt
Quelle: Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen, RWE, Booz & Company Analyse
Quelle: RWE Zukunftsstudie 2008
SEITE 7
Deutschland spielt eine wichtige Rolle sowohl in Hinsicht auf
den aktuellen Anlagenbestand als auch auf
Wachstumsambitionen
RWE Innogy Anlagen Deutschland2)
RWE Innogy Aktivitäten Deutschland
> Hauptquartier der RWE Innogy in Essen; weitere
Büros in Hamburg, Hannover, Dortmund, Berlin
> Führender deutscher Betreiber von Onshore
Windparks
> 45 Laufwasser- und Speicherkraftwerke entlang der
Flüsse Mosel, Saar und Ruhr
> Entwicklung und Betrieb von KWK-Anlagen auf
Basis von Biomasse und fossiler Brennstoffe durch
RWE Innogy Cogen
> Erste Biogasanlagen in Grevenbroich und
Güterglück
Wasserkraftwerke Ruhr
Kapazität
(MWel)1)
Wasserkraftwerke Mosel
Wind Onshore
In Betrieb
Im Bau
4412)
4
993)
18
Wind Offshore
Wasserkraftwerke Saar
Biomasse
Wasserkraft
Biomasse
Biogas
Windenergie
Solarenergie
Biogas
Wasser
4
376
(Accounting view + PPA Stand Q1 2010)
Solar
1
Tabelle zeigt lediglich elektrische Kapazität respektive Äquivalent elektrischer Kapazität.
2) Inklusive 405 MW Essent Onshore Windanlagen.
3) Inklusive 46 MW dezidierte Biomasse, 14 MW Gemisch fossil/Biomasse und 14 MW fossile Kapazität.
el
el
el
1)
SEITE 8
RWE Innogy in Europa
(Projekte im Bau und in Betrieb)
SEITE 9
Energiewirtschaft investiert in erneuerbare Energien
Investitionen von rund 1 Mrd. €
pro Jahr
Umstellung des Energiemixes von
15 % RES auf 85 % bis 2040
Investitionen von 8 Mrd € im
Zeitraum 2007-2011
Investitionen mehr als 5 Mrd. €
bis 2015
Investitionen von 40 Mrd. SEK
bis 2016
Investitionen von rund 9 Mrd. € im
Zeitraum 2010-2012
Investitionen von 3 Mrd. € in
den nächsten Jahren
Investitionen von 9 Mrd. € bis
2025
Investitionen von mehr als 1 Mrd €
pro Jahr
SEITE 10
Inhalt
Wo stehen wir ?
Fazit
SEITE 11
Wind Offshore
Wind Offshore
Wind Onshore
Biomass
Hydro
New Applications & Venture Capital
RWE Innogy GmbH | Holger
RWEGassner
Innogy | 31.08.2010
01. Juli 2010
SEITE 12
Beispiel: Offshore Windkraftwerk Nordsee Ost:
295 MW mit Netzanschluss in Brunsbüttel
Allgemeine Informationen
Technologie:
Offshore Wind
Elektrische Netto-Leistung:
Turbinen
48 x REpower 6M
RWE Innogy Anteil:
100%
Entfernung Küste:
46 km
Wassertiefe:
Nordsee Ost
295 MW
22-26 Meter
Investitionssumme:
Status:
rund 1 Mrd. Euro
Bauvorbereitung
>
Der Windpark Nordsee Ost wird zu den ersten kommerziell genutzten Windparks in Deutschland gehören und
den Eintritt von RWE in den deutschen Offshore Wind-Markt markieren.
>
Das Gebiet Nordsee Ost liegt 33km vor der Küste von Helgoland und umfasst eine Fläche von 34 km².
>
Als Fundamente für die Windturbinen sind sog. „Jackets“ (aufgelöste Stahlkonstruktionen) geplant. Diese
werden auf den Meeresgrund gestellt und dann mit Stahlrohren im Boden verankert.
>
Die ersten Fundamente sollen 2011 installiert werden.
>
Der Windpark soll voraussichtlich in 2013 vollständig in Betrieb genommen werden.
>
Nordsee Ost wird als erstes RWE Projekt den Rahmenvertrag mit dem Windturbinenhersteller REpower in
Anspruch nehmen.
SEITE 13
Offshore: Wind Offshore Entwicklung wird den
europäischen Energiemarkt nachhaltig verändern
SEITE 14
Neue Netzverbindungen und eine innovative
Zulieferindustrie werden benötigt
SEITE 15
Bedarf an neuer Generation von Spezialschiffen für
Konstruktionsarbeiten
SEITE 16
Wind Onshore
Wind Offshore
Wind Onshore
Biomass
Hydro
RWEGassner
Innogy | 31.08.2010
01. Juli 2010
SEITE 17
Biomass
Wind Offshore
Wind Onshore
Biomass
Hydro
RWEGassner
Innogy | 31.08.2010
01. Juli 2010
SEITE 18
Biomassekraft- und Pelletwerk SiegenWittgenstein
SEITE 19
RWE baut die weltweit größte Pelletanlage mit einer
jährlichen Produktion von 750.000 t (~3,7 TWhth)
Pelletieren
Forstwirtschaft
– Bezug von 1,5 Mio. t Rohstoff
Erzeugung
– Großanlage zur
Pelletierung mit einer
Produktionsleistung von
750.000 t pro Jahr
– Aus einem Umkreis von
durchschnittlich ca. 80 km um
das Werk
– Einsatz der Pellets zur reinen
Biomasseverfeuerung und
Mitverbrennung in
konventionellen Kraftwerken
Fördersysteme für
Stromerzeugung aus
Biomasse
Einspeisung
Grüne Zertifikate
– Umsetzung von
Innovationen
– Georgia verfügt über das beste
Preis-/Leistungsverhältnis aller
verfügbaren Rohstoffregionen
Beides
Nicht analysiert
– Erfüllt die Kriterien einer
nachhaltigen Forstwirtschaft
Missouri
Kentucky
Virginia
North Carolina
Tennessee
South
Carolina
Arkansas
MissisAlabama
sippi
Georgia
Versorgungskette
– Bahntransport zum Hafen
Louisiana
Florida
– Eigens errichtetes Lager für
50.000 t
– Transport nach Europa auf
speziellen Schiffen für
forstwirtschaftliche
Erzeugnisse
Zukünftige RWE-Schlüsselmärkte für Biomasse
SEITE 20
Hydro
Wind Offshore
Wind Onshore
Biomass
Hydro
RWEGassner
Innogy | 31.08.2010
01. Juli 2010
SEITE 21
16
Wind Offshore
Wind Onshore
Biomass
Hydro
RWEGassner
Innogy | 31.08.2010
01. Juli 2010
SEITE 22
DESERTEC als Teil der Energieversorgung
von morgen
SEITE 23
Inhalt
Wo stehen wir ?
Fazit
SEITE 24
Der Beitrag der erneuerbare Energien: Sie werden zu
einem Pfeiler der Energieversorgung!
> Erneuerbare Energien werden zu einem Pfeiler der zukünftigen
europäischen Energieversorgung.
> Europäische Energieversorger sind am Ausbau der Erneuerbaren
maßgeblich beteiligt.
> Der Umfang und die Geschwindigkeit des Zubaus der Erneuerbaren
sind abhängig von der Beantwortung zweier Fragen:
1. Wie lässt sich die Volatilität des Stromaufkommens
aus erneuerbaren Energien innerhalb des
Elektrizitätssystems beherrschen?
2. Wie lassen sich die Zusatzkosten minimieren, die
durch die Erneuerbaren Energien verursacht
werden?
SEITE 25
Höherer Anteil Erneuerbare führt zu steigendem
Speicherbedarf aufgrund höherer Volatilität
EEG-Windenergie-Einspeisung in Deutschland im Januar 2008, Tagesminima und Tagesmaxima der 1/4-StundenLeistungsprofile
Leistung in MW
20000
18000
16000
14000
12000
10000
8000
6000
4000
2000
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31
Datum (Januar 2008)
Quelle: BDEW
SEITE 26
Asynchrones Verhalten von Angebot und Nachfrage
Netzlast und EEG-Einspeisung 02.10.08 - 07.10.08
350
60000
300
MW
200
150
20000
€/MWh
250
40000
Ist-EEG
Netzlast
Band
Preis
100
50
0
0
1
12
23
34
45
56
67
78
89
100
111
122
133
144
h
Quelle: BDEW
SEITE 27
Zunehmende Volatilität der Strompreise
Beispiel Deutschland
494.26
€ / MWh
350
Täglicher Höchstpreis
Täglicher Tiefstpreis
(rot falls negativ)
300
250
200
150
100
01.11.2009
01.10.2009
01.09.2009
01.08.2009
01.07.2009
01.06.2009
01.05.2009
01.04.2009
01.03.2009
01.02.2009
01.01.2009
-100
01.12.2008
-50
01.11.2008
0
01.10.2008
50
-150
-200
-500.02
SEITE 28
Optionen des Volatilitätsmanagement (I)
Ausbau der Infrastruktur
Erhöhung von Speicherkapazitäten
Stärkung des europäischen Netzes
SF
N
143
GB
393*
NL
B
81
F
104
E
289
MA
DZ TN
74
S
DK
146
D
PL
> Genehmigungsverfahren
beschleunigen.
144
587
L*
CZ
CH AT
549
P
> Nationale und
grenzüberschreitende
Engpässe beseitigen.
SLO
HR
I
305
SK
H
> Akzeptanz steigern.
> Regulatorische Rahmen
muss europäische
Entwicklungen
GR
berücksichtigen (z.B OffShore Grid).
Quelle: Amprion
SEITE 29
Optionen des Volatilitätsmanagement (I)
Ausbau der Infrastruktur
Erhöhung von Speicherkapazitäten
des europäischen
>Stärkung
Verschlechterung
der Netzes
Rahmenbedingungen für
N SF
Pumpspeicherkraftwerke
74
143
S
zurücknehmen.
DK
146
GB
> Belastung
des Pumpstroms mit
393*
NL
PL
Netznutzungsentgelten
D belastet
104
144
587
die Wirtschaftlichkeit
und
B L*
81
gefährdet damit
wichtige CZ SK
CH AT
F
Systemdienstleistungen.
549
SLO
HR
> Situation
deutscher
E
P
I
289
Pumpspeicherkraftwerke
im
305
internationalen Vergleich
MA
angemessen
einstellen.
DZ TN
H
GR
Quelle: Amprion
SEITE 30
Speicher dämpfen Lastgradienten im Netz
Entlastung für den konventionellen Kraftwerkspark
20.000
18.000
I. Sehr große Fluktuationsbandbreite,
zukünftig zeitweise Stromüberschuss
16.000
24.000
II. Extrem große
Leistungsgradienten
12.000
10.000
20.000
Wind Power [MW]
Wind Power [MW]
14.000
Gesamte installierte Wind Leistung: 24.817 MW (01.12.2009)
16.000
12.000
8.000
4.000
8.000
0
Jan
Feb
Mrz
Apr
Mai
Jun
Jul
Aug
Sep
Okt
Nov
Dez
2008
2008
6.000
III. Lange „Flauten“ zu überbrücken
4.000
2.000
0
02.02.
Data Source: ISET
03.02.
04.02.
05.02.
06.02.
07.02.
2009
Heute Verfügbare PumpspeicherkapazitätRWE
in D
Innogy GmbH | Holger Gassner | 01. Juli 2010
SEITE 31
Optionen des Volatilitätsmanagement (II)
“Getting Smart”
Smart metering / smart grid
Smart meters make electricity
consumption transparent and give
an incentive to save energy
Electric cars
Development of nationwide network
of charging points
Marketing of mobility products
Smart home
Introduction of products for intelligent
control of household electrical appliances
Heat pumps (night storage)
Environmentally-friendly heating
technology
with investment subsidy at time of
purchase
SEITE 32
Optionen des Volatilitätsmanagement (III)
Erhöhung der Flexibilität konventioneller Kraftwerke
Kernenergie ist sehr gut regelbar
Comparison of ramp capacities
(new CCGT unit and old coal unit)
MW
In comparison:
1200
Nuclear Power
1000
Max cap.
~1260 MW
Min cap.
~630 MW
Max gradient
+/- 63 MW/min1
800
New coal
600
400
Max cap.
~600 MW
Min cap.
~420 MW
Max gradient
+/- 8 MW/min
Old coal
200
Max cap.
~800 MW
Min cap.
~320 MW
Max gradient
+/- 26 MW/min
Max cap.
~875 MW
Min cap.
~260 MW2
Max gradient
+/- 38 MW/min min
New CCGT
0
0
5
10
15
1
20
25
30
For a change of load that lies below 20% of the maximum load, a
maximum gradient of 126 MW/min can be attained.
SEITE 33
Fördereffizienz: Beitrag zur Versorgung der durch
EEG geförderten Stromerzeugung in 2009
Ausbau 2009 (EEG-Mengen)
Anteile EE an EEG-Mengen
Installierte
Leistung
[MW]
Erzeugte
Strommengen
[TWh]
30.000,00
60
25.000,00
50
20.000,00
40
15.000,00
30
10.000,00
20
5.000,00
10
Wasser
6,5 %
Gase*
2,7 %
Biomasse
Geothermie
0,00
30,6 %
0%
Wind
Onshore
51,4 %
Wind
Offshore
0%
8,8 %
Solar
Anteile EE (inkl. gr. Wasserkraft)
100 %
Gesamt
an ges.
Stromerzeugung
0
Wasserkraft Gase*
BiomasseGeothermie Wind
onshore
Wind
offshore
Solar
Mehrkosten der EEG-Förderung bei folgenden Strompreisen (in Mio. €):
Wasser
60 €/MWh
90
Gase*
21
Biomass
e
2.321
Geothermi
e
2,6
Wind
On
sho
re
1.076
40 €/MWh
187
62
2 780
30
1 847
3,3 %
Gase*
2,1 %
Biomasse
3,1 %
Geothermie
Wind
Off
sho
re
Solar
3,4
2.76
2
41
2.89
3
* Gase = Bio- und Grubengase
Wasser
0%
Wind
Onshore
6,6 %
Wind
Offshore
0,01 %
Solar
1,1 %
Gesamt
16,3 %
SEITE 34
Weitere Herausforderungen für ein kontinuierliches
Wachstum der erneuerbaren Energien
>
Politischer Rahmen für eine kontinuierliches Wachstum muss
geschaffen werden.
>
>
>
Effizienzaspekte müssen eine stärkere Berücksichtigung finden.
>
Die Nachfrage nach grünem Strom und Gas muss gestärkt
werden.
>
Fähigkeiten der Anlagen stärker nutzen und anreizen (z.B.
Regelbarkeit Biomasse, Windkraft in Regelenergiemarkt
einbeziehen, etc.)
>
…..
Akzeptanz für Anlagen- und Netzausbau erforderlich.
Die Offhore-Technologie als wesentlicher Wachstumstreiber
muss eine Chance erhalten, sich als Branche nachhaltig am
Markt zu etablieren.
SEITE 35
Inhalt
Wo stehen wir ?
Fazit
SEITE 36
Fazit
> Energiewirtschaft als Motor für den weiteren Ausbau der
erneuerbaren Energien erforderlich.
> Energiewirtschaft als Transmissionsriemen zur Integration
der erneuerbaren Energien etabliert und weiterhin
erforderlich.
> Konsistente und effiziente Weiterentwicklung des
Förderrahmens erforderlich, um Ziele kostengerecht zu
erreichen.
> Anlagen nach ihren technischen Möglichkeiten anreizen.
> Wichtige Elemente des Gesamtsystems
(Pumpspeicherkraftwerke, Kernenergie) nicht belasten
sondern nutzen.
SEITE 37
VIELEN DANK FÜR DIE AUFMERKSAMKEIT
UND LASSEN
SIE UNS GEMEINSAM:
Holger Gassner
Leiter Märkte und Politik
RWE Innogy GmbH
Karolingerstrasse 94
45141 Essen
+49 (0) 201 12 14072
[email protected]
SEITE 38
Entwicklung der EEG-Vergütungen und Prognose
Kosten vs. Nutzen abwägen
EEG-Vergütungen (Gesamtaufkommen) in Mrd. Euro
22,0
20,4
18,8
0,1
5,4
16,8
14,6
5,8
12,3
10.0
9,0
7,9
2,2
5,8
4,5
2,2
1,2
2,6
5,3
3,6
3,6
1,6
4,9
2,6
0,4
0,5
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Wasser
Biomasse
Wind Onshore
Wind Offshore
Photovoltaik
Sonstige
Quelle: BMU Leitstudie 2008, EEG-Mittelfristprognose der Stromtransportnetzbetreiber
SEITE 39

Vortrag RWE - Fachschule

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