Tobias Naegler, Joachim Nitsch, Thomas Pregger, Yvonne ... Naegler - EA Bad... · Methoden, Modelle und Annahmen in der BMU - Leitstudie 2011 . Tobias Naegler, Joachim Nitsch, Thomas

Methoden, Modelle und Annahmen in der BMU-Leitstudie 2011

Tobias Naegler, Joachim Nitsch, Thomas Pregger, Yvonne Scholz, Dominik Heide, Diego Luca de Tena,

Franz Trieb, Kristina Nienhaus

Überblick

1) Leitstudie im Rahmen des Energiekonzepts 2) Energiesystem-Modell MESAP 3) Mengengerüste der Leitstudie 2011 4) Szenario-Validierung

a) Versorgungssicherheit Strom b) Validierung PKW-Szenario

5) ökonomische Aspekte 6) wesentliche Schlussfolgerungen der Leitstudie 2011

Überblick




Leitstudie 2011: normative Szenarien („Zielszenarien“) im Rahmen des Energiekonzepts

- Entwicklung realistischer Transformationspfade zum Umbau des Energiesystems

- Leitstudie 2011: Umsetzung der wesentlichen Ziele für 2050 des Energiekonzepts

- THG-Emissionen: minus 80-95% - Stromverbrauch: minus 25% - Reduktion Endenergieverbrauch Verkehr: minus 40% - EE-Anteil am Brutto-Endenergieverbrauch: 60% - EE-Anteil am Brutto-Stromverbrauch: 80% - Durchbruch Elektromobilität - Atomausstieg - …

Teilaspekte der „Leitstudie“

- Mengengerüste, z. B. - Nutzenergiebedarf - Primär- und Endenergieverbrauch - installierte Leistungen Strom- und Wärmeerzeugung - energiebedingte CO2-Emissionen - Import/Export

- Validierung der Mengengerüste (Versorgungssicherheit) - dynamische Simulation der Stromversorgung - Bestimmung Ausnutzungsdauer Energieerzeuger u. Speicher

- ökonomische Bewertung - Gestehungskosten Strom, Wärme - systemanalytische Differenzkosten - Investitionen in EE-Strom- und –Wärme-Anlagen

Szenarienvarianten Leitstudie 2011

• erfüllen alle wesentliche Ziele des Energiekonzepts: • Szenario 2011 A:

• Anteil E-Mobilität an PKW-Verkehrsleistung 2050: 50% • Durchbruch von H2-Fahrzeugen (Brennstoffzelle)

• Szenario 2011 B: wie Szenario A, aber • kein H2 im Verkehr, stattdessen Verbrennungsmotoren auf EE-Methan-Basis

• Szenario 2011 C: wie Szenario A, aber • kein H2 im Verkehr, PKW-Verkehrs vollständig elektrisch (BEV und Plug-in-

Hybride)

• Szenario 2011 THG95: • Reduktion CO2-Emissionen um 95% bis 2060 • Zusätzlicher Stromeinsatz insbesondere für Wärme • H2 als chem. Speicher: Rückverstromung, HT-Prozesswärme, Verkehr

Überblick


a) Versorgungssicherheit Strom b) PKW-Szenario

5) ökonomische Aspekte der Transformation des Energiesystems 6) wesentliche Schlussfolgerungen

Energiesystemmodellierung: Modell MESAP

- konsistente Bilanzierung von Stoff- und Energieflüssen - Berechnung installierter Leistungen Stromerzeugung und

Stromgestehungskosten - „Kalibrierung“ des Modells mit statistischen Daten: Treibergrößen, Primär-

und Endenergieverbrauch, Anwendungsbilanzen… - Berücksichtigung

- relevanter Primär- und End-Energieträger - relevanter Umwandlungstechnologien - relevanter Energieverbraucher und Verbrauchstechnologien - sozio-ökonomischen Treibergrößen - technologisch-ökonomische Entwicklungspfade der relevanten

Technologien (Effizienzen, Investitionskosten…)

Energiesystemmodell MESAP: prinzipielle Struktur

Treibergrößen: - BIP - Bevölkerung - Wohnfläche - …

Endenergieverbrauch: - Verkehr - Industrie - private Haushalte - GHD

Primärenergieverbrauch CO2-Emissionen

Umwandlungssektor: - Kraftwerke - Heizkraftwerke - Heizwerke - H2-Erzeugung/Methanisierung - …

Substruktur: Beispiel Industriesektor

Verbrauchssektoren: - Raumwärme - Warmwasser - Prozesswärme - mechanische Energie - Beleuchtung, Kommunikation

Substruktur: Beispiel Prozesswärme Industrie

Technologien zur Wärmeerzeugung: - Gasbrenner - Ölbrenner - Biomassebrenner - Wärmepumen - Solarthermie - Fernwärme - …

Technologiebeschreibungen: Datenblätter

> Leitstudie 2011 > Tobias Naegler • Institutsseminar IUP Heidelberg > 12.07.2012 www.DLR.de • Folie 12

Pellet-Ofen Haushalte (<25kW)

Einheit 2009 2010 2015 2020 2030 2040 2050TechnikWirkungsgrad thermisch ηth 0,80 0,80 0,80 0,81 0,81 0,82 0,82Volllaststunden h/a 1500 1500 1500 1500 1500 1500 1500Anteil ETS % 0 0 0 0 0 0 0KostenAbschreibungsdauer a 20 20 20 20 20 20 20Zinssatz % 6 6 6 6 6 6 6spezifische Investitionen €/kWN 1585 1580 1554 1529 1461 1376 1325Brennstoffkosten (Kleinabnehmer) €/kWhend 0,043 0,043 0,043 0,054 0,054 0,054 0,054(spezifische) Betriebskosten €/(kWN · a) 4,9 4,9 4,9 4,9 4,9 4,9 4,9

% Invest/a 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,4 0,4€/kWhth 0,003 0,003 0,003 0,003 0,003 0,003 0,003

spezifische Verbrauchskosten €/(kWN · a) 80,61 80,61 80,36 100,13 99,52 98,90 98,30€/kWhth 0,054 0,054 0,054 0,067 0,066 0,066 0,066

Kosten für CO2-Zertifikate €/kWhth 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000Jahreskosten €/(kWN · a) 223,66 223,21 220,74 238,30 231,75 223,74 218,69Wärmegestehungskosten €/kWhth 0,149 0,149 0,147 0,159 0,155 0,149 0,146

Überblick




Prämissen/Grundannahmen im Stromsektor - Reduktion Endenergieverbrauch Strom um 25% bis 2050 - EE-Anteil am Bruttostromverbrauch >80% Prämisse stabiler

Inlandsmärkte - konventioneller Kraftwerkspark: Rückbau von Grundlastkraftwerken,

höherer KWK-Anteil, flexible Gaskraftwerke - Atomausstieg - starke Rolle der Windkraft, begrenzter Ausbau PV aufgrund starker

Fluktuation/Leistungsspitzen - begrenzte Biomassenutzung wg. limitierter nachhaltiger Potenziale,

Einsatz vor allem in KWK-Anlagen - EE-Stromimport (einschl. CSP) zur Versorgung und für Lastausgleich - Netzausbau im nationalen und europäischen Übertragungsnetz

nationaler und europäischer Last- und Erzeugungsausgleich - Netzausbau im Verteilnetz und variable Tarife ermöglichen Erzeugungs-

und Lastmanagement

Komponenten des Bruttostromverbrauchs Szenario A

2005 2010 2015 2020 2025 2030 2040 20500

100

200

300

400

500

600

700

612 607591

572 566 556 571 583

Bru

ttost

rom

verb

rauc

h, [T

Wh/

a]

ÜbrigerVerbrauch *)Wasserstoff-erzeugungElektro-mobilitätWärme-pumpenVerkehr,Schiene

GHD**)

PrivateHaushalte**)EndenergieIndustrie

*) Eigenverbrauch Kraft-werke; Netzverluste; Pump-strom; Exportsaldo; Übrig. Umwandlungssektor.

SZEN11/STR-END; 8.10.11

**) ohne Wärmepumpen

574 562 548 558 564

585 617 614

Struktur der Bruttostromerzeugung Szenario A

2005 2010 2015 2020 2025 2030 2040 20500

100

200

300

400

500

600

700

614 617585

564 558 548562 574

Bru

ttos

trom

erze

ugun

g, [T

Wh/

a]

EE-Wasserstoff(KWK, GT)EuropäischerVerbund EE

Photovoltaik

WindOffshoreWind anLand

Geothermie

Laufwasser

Biomasse,biogen. AbfälleKWK, Gas, KohleErdgas, ÖlKond.BraunkohleKond.SteinkohleKond.

Kernenergie

SZEN11/STR50-A; 7.10.11

Struktur der Stromerzeugungskapazitäten Szenario A

2005 2010 2015 2020 2025 2030 2040 20500

50

100

150

200

250

133

163

186

203210 215

223 225

Bru

ttole

istu

ng K

raftw

erke

, GW

Europ.Verbund EEPhotovoltaikWindOffshoreWind anLandAndereSpeicherEE-Wasser-stoffGeothermie

Laufwasser

BiomasseKWK fossilErdgas, ÖlKond.BraunkohleKond.SteinkohleKond.Kernenergie

SZEN11/ S-LEIS-A; 7.10.11

Höchst- last

Gesicherte Leistung

Prämissen/Grundannahmen im Wärmesektor

- große Effizienzpotentiale Raumwärme: spez. Endenergieverbrauch für Raumwärme: -50%, fossiler Primärenergieverbrauch -80% bis 2050

- langfristig bedeutende Rolle der Kraft-Wärmekopplung und netzgebundener Wärme (Solar- und Geothermie, Langzeitspeicherung)

- deutliche Steigerung EE-Wärme, insbesondere im Raumwärmesektor und bei netzgebundener Wärme

- Einsatz von EE-Strom im Wärmebereich (Substitution fossiler Brennstoffe, insb. Wärmepumpen für Raumwärme, Elektroheizer für Prozesswärme)

- Flexibilisierung der KWK: mit Wärmespeichern und in Bezug auf Wärmehöchstlast größer dimensionierte Anlagenleistung

- begrenzte Rolle von Biogas und Biomasse aufgrund limitierter nachhaltiger Biomassepotentiale

Endenergieverbrauch für Wärme

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

2009 2010 2015 2020 2025 2030 2040 2050

Ende

nerg

ieve

rbra

uch

für W

ärm

e [P

J/a]

Strom (direkt)

Strom (Wärmepumpe)

Heizöl (direkt)

Kohle (direkt)

Erdgas (direkt)

Fern-/Nahwärme (fossil)

Industrielle KWK (fossil)

Biomasse (individuell)

Biomasse (Nahwärme)

Solarthermie (Nahwärme)

Solarthermie (individuell)

tiefe Geothermie (Nahwärme)

Umweltwärme (Wärmepumpen)

-45% Endenergie bis 2050 ~50% EE-Anteil bis 2050

Prämissen/Grundannahmen im Verkehrssektor - leichter Rückgang Personenverkehrsleistung

- deutlicher Anstieg der Güterverkehrsleistungen, insbesondere auch der Bahn und des Schiffsverkehrs

- Realisierung von Effizienzpotentialen im gesamten Verkehrsbereich, insbesondere bei konventionellen Antrieben (PKW: 50-60%, LKW: 30%)

- konsequente Verschärfung der CO2-Grenzwerte für Neufahrzeugflotten

- begrenzte nachhaltige Biokraftstoffpotenziale fundamentaler Strukturwandel mit neuen Antriebstechnologien und einer veränderten Versorgungsinfrastruktur

- Durchbruch der Elektromobilität vor allem bei den PKW

- langfristig dritter erneuerbarer Kraftstoff im Verkehr (H2, CH4, synthetische Kohlenwasserstoffe, jeweils aus EE-Strom)

- detaillierte Untersuchung von drei Unterszenarien im Verkehr mit unterschiedlichem Beitrag E-KFZ (BEV, EREC), EE-H2 (BZ, VB), EE-CH4

Entwicklung des Endenergieverbrauchs Verkehr Szenario A, nach Energieträgern

0

500

1000

1500

2000

2500

2005 2008 2009 2010 2015 2020 2025 2030 2040 2050

Ende

nerg

ieve

rbra

uch

Verk

ehr,

PJ/a

Wasserstoff

Biokraftstoffe

Strom

Erdgas

Kerosin

Benzin

Diesel

Reduktion Endenergieverbrauch um 40% bis 2050 ~50% EE-Anteil bis 2050

Auswirkungen Verkehr auf Gesamtsystem: Bruttostromverbrauch A (50% E-Mob, EE-H2)

*) Eigenverbrauch, Transport- und Speicherverluste, nicht-endenergetischer Verbrauch **) ohne Wärmepumpen

Auswirkungen Verkehr auf Gesamtsystem: Bruttostromverbrauch B (50% E-Mob, EE-CH4)


Auswirkungen Verkehr auf Gesamtsystem: Bruttostromverbrauchs C (100% E-Mob)


Importabhängigkeit Energieversorgung

Überblick




dynamische Simulation Stromerzeugung & Validierung der Mengengerüste: Modell Remix

Strombedarf

Konventionelle ErzeugungNuklear, KohleCCGT, Gas

SpeicherPumpspeicherDruckluftspeicherWasserstoff

LastmanagementIndustrie & Haushalte(in Entwicklung)

Elektrofahrzeuge-EV

Wärmebedarf

DC - ÜbertragungHGÜ Überlandleitung oder Erdkabel

AC - Übertragungbasierend auf dem „heutigen”AC-Übertragungsnetz (Europa)

x

BEV/EREV: unterschied. Ladestrategien, V2G.Batteriekapazität der Flotte in zeitlicher Auflösung.

FCEV: flexible On-siteH2-Erzeugung

Flex. KWK-Betrieb:- Wärmespeicher- Spitzenkessel

Potenziale zur Stromerzeu-

gung mit Erneuerbaren

Optimisierungs-Modul REMixKostenminimierte Versorgung zeitlich & räumlich aufgelöst

Mo. 30.10 Di. 31.10 Mi. 1.11 Do. 2.11 Fr. 3.11 Sa. 4.11 So. 5.11

Modell

Ergebnis:Erzeugungs- & Speicherstrategien

Strombedarf

Konventionelle ErzeugungNuklear, KohleCCGT, Gas

SpeicherPumpspeicherDruckluftspeicherWasserstoff

LastmanagementIndustrie & Haushalte(in Entwicklung)

Elektrofahrzeuge-EV

Wärmebedarf

DC - ÜbertragungHGÜ Überlandleitung oder Erdkabel

AC - Übertragungbasierend auf dem „heutigen”AC-Übertragungsnetz (Europa)

x

BEV/EREV: unterschied. Ladestrategien, V2G.Batteriekapazität der Flotte in zeitlicher Auflösung.

FCEV: flexible On-siteH2-Erzeugung

Flex. KWK-Betrieb:- Wärmespeicher- Spitzenkessel

Potenziale zur Stromerzeu-

gung mit Erneuerbaren

Optimisierungs-Modul REMixKostenminimierte Versorgung zeitlich & räumlich aufgelöst

Mo. 30.10 Di. 31.10 Mi. 1.11 Do. 2.11 Fr. 3.11 Sa. 4.11 So. 5.11

Modell

Ergebnis:Erzeugungs- & Speicherstrategien

Lastdeckung im Jahr 2050: Ergebnisse von Remix

Überblick




Verkehr: Flottensimulationsmodell Vector 21 (DLR-FK)

Computer-Modell

Energieverbrauch Technologiekosten Kraftstoffpreise, Steuern, …

Verkäufe / Marktanteile CO2-Emissionen

Fahrzeug

Technik-

komponenten

Effizienz-

pakete

Antriebs-

konzept

Kraftstoffart

Fahrzeuggröße

Auswahl “Adopter”-Typ Kunden

(900 Gruppen)

Jahres-

fahrleistung

Fahrzeuggröße

Zahlungs-

bereitschaft

Quelle: DLR-Institut für Fahrzeugkonzepte, Stuttgart

http://stfk153du.fk.st.dlr.de:7777/pls/htmldb/f?p=2015:34:130541984909747::NO:::









Verkehrssektor: Entwicklung PKW-Fahrzeugflotte

50%

100%

0% 2020 2010 2030 2040 2050

Ante

il an

PK

W-F

lotte

in D

„Wasserstoff- -Szenario“ (Szenario 2011 A) FCV

GHyb

BEV EREV

CNG

D

G

DHyb

CNGHyb

Überblick




Entwicklung spezifische Investitionskosten für EE-Technologien

jährliche Investitionen in EE-Strom und -Wärme


2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2030

2040

2050

2060

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

Jähr

liche

Inve

stiti

onen

, Mio

. EUR

(200

9)/a

Wasser Wind Fotovoltaik BiomasseStrom

ErdwärmeStrom

Europ. Stromverbund

BiomasseWärme Solarwärme Erdwärme,

Wärmepumpen H2-Elektrolyse

SZEN11/INV-EE; 2.12.11

Stromgestehungskosten Erneuerbare Energien

2000 2010 2020 2030 2040 2050 20600.00

0.05

0.10

0.15

0.20

Stro

mge

steh

ungs

kost

en, E

UR(2

009)

/kW

h

Wasser

WindOnshore

WindOffshore

Fotovoltaik

Geothermie

Europ.Verbund

FesteBiomasse

Biogase,Deponiegas

Mittelwert

Mittelwertohne PV

Szen11/STR-KOS1; 15.11.11

EE - Neuanlagen

Entwicklung Kosten fossile Brennstoffe

1970 1980 1990 2000 2010 2020 2030 2040 20500

20

40

60

80

100

120

140

160

180

Ölp

reis

(Jah

resm

ittel

wer

t) , $

200

9/b

Nominal

Real (Geld-wert 2007)

Pfad A:"Deutlich"

Pfad B:"Mäßig"

WEO 2010New Policy

WEO 2010Current Pol.

preis11/oelpr-11; 24.10.11

2011

Entwicklung CO2-Zertifikatspreise

Stromgestehungskosten konventioneller Kraftwerke - Preispfad A: "Deutlich" (Zins 6%/a, Abschr. 25 a, 6000 h/a) -

2005

2010

2020

2030

2040

2050

2005

2010

2020

2030

2040

2050

2005

2010

2020

2030

2040

2050

0

2

4

6

8

10

12

14

16

3.66

5.01

5.98

7.32

8.61

9.96

4.38

5.74

7.76

9.78

11.69

13.55

4.94

5.90

7.62

9.44

11.31

13.12

Stro

mge

steh

ungs

kost

en, c

t(200

9)/k

Wh

CO2-Aufschlag

Brennstoff

Betriebs-kostenKapital-kosten

Erdgas - GuD Braunkohle Steinkohle

SZEN11; KW-KOSA, 16.11.11

Preispfad B: "Mäßig"

Steinkohle-KW: Abhängigkeit der Stromgestehungskosten von Volllaststunden


Beispiel systemanalytische Differenzkosten Stromerzeugung

- Szenario 2011 A, gesamte EE-Stromerzeugung -

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035-8

-6

-4

-2

0

2

4

6

8

10

12

14

Diffe

renz

kost

en, M

rd. E

UR (2

009)

/a

Pfad A:Deutlich

Pfad B:Mäßig

Sehrniedrig

Externe Kosteninternalisiert Ist

SZEN11/DIFVAR1; 12.11.11

- Szenario 2011 A; alle EE; Preispfad A -

bis 2010 2011-2020 2021-2030 2031-2040-250

-200

-150

-100

-50

0

50

100

150

Kum

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n, M

rd.E

UR (2

009)

Fotovoltaik

Strom ohneFotovoltaik

Wärme

Kraftstoffe

Szen11/DIFKUMGES; 12.11.11

Summenwert 2041- 2050: -543 Mrd. €

+ 71

+ 139

+ 9

- 249

Kumulierte Differenzkosten der gesamten Energiebereitstellung aus EE im Szenario 2011 A für 10-Jahres-Abschnitte und Preispfad A

Überblick




wesentliche Schlussfolgerungen I

- Ziele des Energiekonzepts strukturell-technologisch prinzipiell erreichbar

- Herausforderungen beim Transformation des Energiesystems

insbesondere in den Bereichen Wärme

- Effizienzsteigerung im (Raum-)Wärmesektor: große Potentiale insbesondere bei Sanierung Gebäudebestand, aber schwer zu heben

- Ausbau EE-Wärme: ungenügende Förderinstrumente, strukturelle Hemmnisse (Wärmenetze, Wärmespeicher zur effizienten Nutzung von KWK, Solar- und Geothermie), flächendeckende Wärmepläne

Verkehr - deutliche Effizienzsteigerung konventioneller Antriebe nötig - Verlagerung Güterverkehr auf Bahn - Durchbruch E-Mobiliät, (H2-)Brennstoffzellenfahrzeuge nötig - limitierte EE-Optionen für Flugverkehr und schweren Güterverkehr

wesentliche Schlussfolgerungen II

Strom - Effizienzsteigerung im Stromsektor: teilweise Umkehrung aktueller

Trends nötig (z. B. Pro-Kopf-Verbrauch in privaten Haushalten) - Flexibilisierung des Kraftwerkparks - Systemverantwortung erneuerbarer Stromproduktion - Stromnetze:

- Ausbau der europäische und nationale Übertragungsnetze (incl. HGÜ), nationale Verteilnetze

- „Smart Grids“ zum Last- und Erzeugungsmanagement - Stromspeicher, insbes. (chem.) Langfristspeicher für EE-

Überschüsse

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