(Uni Leipzig): Stromversorgung in Frankreich

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Kernenergie vs. Erneuerbare:
Energiewende in Frankreich
Strommarktgruppentreffen – Universität Leipzig – 02.06.2014
Mario Götz
Vattenfall Europe Professur für Energiemanagement und Nachhaltigkeit
Institut für Infrastruktur und Ressourcenmanagement - IIRM
Universität Leipzig
Prof. Dr. Thomas Bruckner
1
Agenda
 Motivation
 Forschungsfragen
 Methodik
 Modellannahmen
 Ergebnisse
 Fazit
2
Motivation
► Marktanteil der Kernenergie in Frankreich:
75 % (Strommenge 2012)
► Marktanteil des größten Erzeugers EDF:
86 % (Strommenge 2012)
► Staatlicher Aktienbesitz an EDF:
85 %
► Durchschnittsalter der KKW:
28 Jahre
Empfehlung des „Wissenschaftlichen Dienstes des Parlaments“ 2011
(Office parlementaire d'évaluation des choix scientifiques et technologiques (OPECST))
LZ 50 J
Ersatz jedes 2. Reaktors durch EPR-Neubau
(LZ 50 J)
(RTE 2012a, p. 120 based on OPECST 2011, eigene Erweiterungen)
3
Anzeichen für eine französische Energiewende?
Technologisch:
 Alternder nuklearer Kraftwerkspark
(Seidel, 2014)
Ökonomisch:
 signifikant gestiegene Kosten neuer KKW
(European Pressurized Water Reactor – EPR)
 Teurer Retrofit für bestehende KKW
 Radikale Kostensenkung bei Wind und PV in
den letzten Jahren
(Breyer, 2012)
4
Anzeichen für eine französische Energiewende?
Sozial:
 Leichte Veränderungen in der öffentlichen
Meinung zur Kernenergie nach Fukushima
(Seidel, 2014)
Politisch:
 Ankündigung von F. Hollande:
50 % KE-Anteil bis 2025
 Verpflichtungen durch EE-Ziele der EU
(20/20/20)
 Laufende nationale Debatte über
Energiewende
(Seidel, 2014)
5
Forschungsfragen
► Wie hoch sind die Kosten der Kernenergie und ausgewählter Erneuerbarer
Energien?
► Was sind potenzielle Erzeugungsszenarien für Frankreich?
► Wie wirkt sich eine Laufzeitverlängerung um 20 auf 60 Jahre für
französische KKW auf den Strommarkt und die CO2-Emissionen aus?
► Welche Implikationen ergeben sich für die französische Energiepolitik?
6
Methodik
► Kosten der Kernenergie und ausgewählter EE:
 LCOE-Ansatz/externe Kosten
 Literatur- und Datenanalyse
► Überblick über potenzielle Erzeugungsszenarien:
 Literatur- und Datenanalyse
► Szenarioanalyse:
 Zwei Szenarien: 40 Jahre vs. 60 Jahre Laufzeit
 Modellanalyse mit MICOES-Europe
7
LCOE
120
LCOE in €2010/MWh
EPR (7500 FLH)
100
101
101
80
80
76
76
60
58
63
58
47
EPR (5500 FLH)
40
KKW Retrofit
(7500 FLH)
Wind onshore
(90 MW park)
20
PV (10 MW
park)
0
2010
Technologie
Wind
PV
EPR
2015
WACC
7,5%
6,0%
7,5%
2020
ND [a]
20
25
50
2025
I_0 [€/kW]
FLH
1300 -->1182 2047-->2409
1600-->600 1414-->1518
5312
5500-7500
2030
(Seidel, 2014; Daten nach Schröder et al. 2013,;
Konstantin 2009; Kost et al. 2012; Durand 2013;
Götz 2010; Cour des Comptes 2012; fuel prices:
Cameco 2013 Uranium Spot Price Average 2012)
8
Externe Kosten: Kernenergie
Art
Summe
Umlage
Faktoren
Unfall- und
Haftungskosten
Schadensereignis:
120 Mrd. € (kontr.)
430 Mrd. € (unkontr.)
0,023 €/MWh (kontr.)
0,104 €/MWh (unkontr.)
Berücksichtigung
von Risikoaversion:
Umlage x 20
(Europ. Commission, 1995)
(Pascucci-Cahen & Momal, 2012)
3,8 €/MWh (unkontr.)
Externe Haftungskosten FRA:
1,1-162,4 Mio. €/a
(Faure & Fiore 2009)
Versicherungsprämie für Dtl.
(Summe 6 Bil. €; 100 J):
19,5 Mrd. €/(a * KKW)
(Eeckhoudt et al., 2000)
(Rabl & Rabl, 2013)
Versicherungsumlage:
139-2.360 €/MWh (100 J)
3.960-67.300 €/MWh (10 J)
(Versicherungsforen, 2011)
(Versicherungsforen, 2011)
Rückbau, Entsorgung
und Endlagerung
Rückbau FRA: 18,1-62 Mrd. €
Endlagerung: 14,4-36 Mrd. €
4,1 €/MWh
(Rabl & Rabl, 2013)
(Cour de Comptes, 2012)
Umweltkosten
Urangewinnung/
-verarbeitung
Keine Schätzungen vorhanden.
Bisherige Ausgaben von Areva
300 Mio. € in FRA, Gabon, USA,
Canada (AREVA, n.d.)
Stoffemissionen &
Radioaktivität (Bau, Betrieb,
Rückbau, Entsorgung,
Brennstoff) 2,14 €/MWh
(Markandya et al., 2010)
► Umweltkosten Aquasphäre (Kühlung) & Proliferation: keine Kostenschätzungen
9
Externe Kosten: Wind und PV
Art
Wind - Onshore
Wind - Offshore
PV
Emissionen
1 €2005/MWh
0,9 €2005/MWh
8,70-8,90 €2005/MWh
(Lebenszyklus,
stofflich,
Gesundheit,
Biodiversität)
1,5 €2005/MWh
0,9 €2005/MWh
10 €2005/MWh
Keine
Schätzungen
• Sichteffekte
• Andere Umweltkosten
(Vögel)
• Lärmemissionen
• Unfälle (internalisiert?)
• Maritime Umweltschäden
(Lärm, Vögel, Meereslebewesen)
• Blendeffekt
(Krewitt & Schlomann, 2006)
10
System- und Integrationskosten Frankreich
Technology
Nuclear
Hard Coal
Natural Gas
Onshore wind
Offshore wind
Solar
Penetration level
10%
30%
10%
30%
10%
30%
10%
30%
10%
30%
10%
30%
Back-up costs
(adequacy)
[€/MWh]
0.00
0.00
0.06
0.06
0.00
0.00
6.33
6.75
6.33
6.75
15.09
15.41
0.22
0.21
0.00
0.00
0.00
0.00
1.48
3.90
1.48
3.90
1.48
3.90
1.38
1.38
0.72
0.72
0.42
0.42
5.39
5.39
14.50
14.50
12.42
12.42
Grid
reinforcement
and extension
[€/MWh]
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
2.72
2.72
1.67
1.67
4.49
4.49
Total grid-level
system costs
[€/MWh]
1.61
1.59
0.79
0.79
0.42
0.42
15.93
18.75
23.99
26.82
Balancing costs
[€/MWh]
Grid connection
[€/MWh]
33.48 36.22
(Seidel, 2014; Basis: OECD, 2012)
► Lineare Abhängigkeit?
► Konkurrenz-/Überschneidungseffekte?
► Dynamische Betrachtung?
11
Überblick über potenzielle Erzeugungsszenarien
für 2030
GW
► Multiple Szenarien
Wind
PV
unterschiedlicher Stakeholder
Sonst. EE
Fossiltherm. KW
► KE-Anteil: 0-80 %
KE-Neu
► EE-Anteil: 7-80 %
KE-Alt
► Jede Konstellation denkbar?
TWh
Wind
PV
Sonst. EE
Fossiltherm. KW
KE-Neu
KE-Alt
(Seidel, 2014; Basis: Percebois & Mandil, 2012)
12
Strommarktmodell „MICOES-Europe“
Modellannahmen
Stromnachfrage (8760 h)
für jedes Land
Kostenminimierung
Ergebnisse
Gemischt-ganzzahlige Optimierung
Modellierung in GAMS
Spotmarktpreise
Installierte
Kraftwerkskapazität
(blockscharf)
Je Kraftwerk:
Spotmarkt
- Stündliches Betriebsprofil
- CO2-Emissio nen
- Technische Parameter
- Deckungsbeiträge
- Wirtschaftl. Parameter
- Brennstoff- und CO2-Preise
Erneuerbare Energien und
Leistungspreise
dezentrale Erzeugung
Regelenergiebedarf
Regelenergiemarkt
Reservevorhaltung
je Kraftwerk
für jedes Land
MICOES = Mixed Integer Cost Optimization of Energy Systems
13
Modellannahmen
► Nachfrageentwicklung
2012
2015
2020
2025
2030
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
512,0
512,0
512,0
520,6
529,3
Einheit
► Preise
Uranium
Lignite
Hard coal
Natural Gas
Light fuel oil
Heavy fuel oil
CO2
[Euro/MWh_fuel]
[Euro/MWh_fuel]
[Euro/MWh_fuel]
[Euro/MWh_fuel]
[Euro/MWh_fuel]
[Euro/MWh_fuel]
[Euro/t CO2]
2015
3,75
1,50
13,12
28,49
53,99
28,79
10,00
2020
4,00
1,50
15,00
31,87
60,17
32,09
20,00
2025
4,50
1,50
16,50
35,62
67,48
35,99
29,38
2030
5,00
1,50
17,62
38,62
73,11
38,99
38,03
► Modelljahre: 2015, 2020, 2025, 2030
► Zwei Szenarien:
40 Jahre Laufzeit (LT 40) vs. 60 Jahre Laufzeit (LT 60) der franz. KKW,
bis auf Flamanville kein EPR-Neubau
14
Modellannahmen: Zubaumethodik
► LT 60: EE bis 2020: angepasster NREAP; ab 2020: RTE (2012): Referenzszenario
► LT 40: wegfallende Strommengen aus KKW werden durch EE ersetzt:
 20 % mehr Biomasse
 Reststromlücke: 2/3 Wind, 1/3 Solar
 Verhältnis onshore/offshore und PV/CSP wie LT 60
► altersbedingte Stilllegungen
► Kapazitätslücke mit Gas-KW aufgefüllt
► Modellierung von Frankreich und seinen Nachbarländern + Niederlande +
Österreich + Portugal
15
Modellannahmen: KW-Park
Bestand EE - Szenario LT60
Bestand EE - Szenario LT40
180
180
160
CSP
100
80
2
0
11
8
13
3
1
4
4
18
8
13
3
3
9
7
25
8
13
2015
2020
2025
60
20
0
4
6
15
11
32
8
13
Photovoltaik
Wind - Offshore
Wind - Onshore
Leistung in GW
6
4
4
13
6
7
1
4
13
3
7
1
3
13
3
63
63
63
Pumpspeicher
Öl
Erdgas GT
Steinkohle
Braunkohle
Kernenergie
2015
2020
2025
Biomasse/-gas
CSP
Photovoltaik
Wind - Offshore
9
60
0
17
sonstige
65
2
0
11
8
13
3
0
4
13
8
13
42
8
13
8
13
2015
2020
2025
2030
Wind - Onshore
Laufwasser
Speicherwasser
Konventioneller Kraftwerkspark - Szenario LT40
Erdgas GuD
63
80
2030
7
1
3
13
1
4
8
26
100
20
Speicherwasser
44
120
40
Laufwasser
Konventioneller Kraftwerkspark - Szenario LT60
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
Leistung in GW
Biomasse/-gas
120
40
140
Leistung in GW
Leistung in GW
140
4
15
160
sonstige
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
6
4
4
12
6
Pumpspeicher
7
1
14
19
63
7
1
25
3
55
24
33
2015
2030
7
1
5
14
2
2020
2025
1
14
Öl
Erdgas GT
Erdgas GuD
Steinkohle
Braunkohle
Kernenergie
2030
16
MODELLERGEBNISSE
17
Strommenge in TWh
konventionelle Erzeugung
500
450
400
350
300
250
200
150
100
50
0
467
467
439
432
403
419
274
426
426
420
416
372
158
405
223
93
LT 60
LT 40
2015
Uranium
LT 60
LT 40
LT 60
2020
Carbon
Gas CCGT
LT 40
2025
Gas GT
Oil (HFO)
LT 60
LT 40
2030
Hydro Storage
18
Spotmarktpreise Frankreich
19
Deckungsbeiträge
spez. Deckungsbeiträge nach Technologie (ohne
WGS)
Deckungsbeiträge nach Technologie (mit WGS)
18
60
16
14
20
12
0
10
LT40
-20
LT60
2015
LT40
LT60
2020
LT40
LT60
2025
LT40
LT60
2030
Mrd. €
[€/MWh]
40
8
6
-40
4
-60
2
-80
0
LT40
-100
LT60
2015
LT40
LT60
2020
LT40
LT60
2025
LT40
LT60
2030
Kernenergie
Steinkohle
Erdgas - GuD
Kernenergie
Steinkohle
Erdgas - GuD
Erdgas - GuD - alte KWK
Erdgas - GT
Erdgas - GT - alte KWK
Erdgas - GuD - alte KWK
Erdgas - GT
Erdgas - GT - alte KWK
Öl (HS)
Öl (HL) - GT
Speicherwasser
Öl (HS)
Öl (HL) - GT
Speicherwasser
20
CO2-Emissionen Stromsektor (exogene CO2-Preise!)
CO2-Emissionen – Alle Modellregionen
CO2-Emissionen – Frankreich
700
30
28
600
24
25
22
500
400
[Mio. t CO2]
[Mio. t CO2]
20
300
200
17
15
10
11
8
100
5
6
0
LT40 LT60 LT40 LT60 LT40 LT60 LT40 LT60
2015
DE
GB
IT
2020
ES
NL
2025
FR
BE
2030
PT
AT
0
2015
CH
2020
LT40
2025
2030
LT60
21
Stromhandelsbilanz
120
100
80
60
40
77
69
35
86
55
46
35
20
0
0
-20
-8
-8
-14
2015
2020
2025
Difference
LT 40
LT 60
Difference
LT 40
LT 60
Difference
LT 40
LT 60
Difference
LT 40
-40
LT 60
Trade balance in TWh
100
2030
22
Fazit
► Wind & PV sind auf LCOE-Basis kostengünstiger als Kernenergie
► bei Berücksichtigung (bekannter) externer Kosten und Systemkosten
differenzierteres Bild
► Eine Systemtransformation wie im Szenario „LT 40“ benötigt massive
EE-Investitionen ab 2020, um die Kernenergie zu ersetzen.
► Eine Laufzeitverlängerung festigt die marktbeherrschende Stellung der
bisherigen Erzeuger.
► Erwartungsgemäß höhere Spotmarktpreise und CO2-Emissionen – auch in
Nachbarländern
► Frankreich wird im Szenario „LT 40“ von einem großen Stromexporteur zu
einem Netto-Importeur.
► Validierung mit anderen Modellen notwendig (Endogenisierung wichtiger
Größen: Kapazitäten, CO2-Preise)
23
Politische Implikationen
► Hohe Deckungsbeiträge für einen Staatskonzern, hohe EPR-Neubaukosten,
notwendige massive EE-Investitionen sowie eine drohende
Importabhängigkeit lassen eine Laufzeitverlängerung (zumindest für einen
Teil der KKW) wahrscheinlicher werden.
► Entwicklung ist maßgeblich von EE-Entwicklung bei den europäischen
Nachbarn und deren Energiepolitik abhängig.
24
Kontakt
Mario Götz
Vattenfall Europe Professur für
Energiemanagement und Nachhaltigkeit
Wirtschaftswissenschaftliche Fakultät
Universität Leipzig
Grimmaische Str. 12
D-04109 Leipzig
Tel.: 0341/97 33525
[email protected]
www.wifa.uni-leipzig.de/iirm
Dipl.-Wirtsch.-Math. Diana Böttger
Tel.: 0341/97 33518
[email protected]
25
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27

(Uni Leipzig): Stromversorgung in Frankreich

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