Kernenergie vs. Erneuerbare: Energiewende 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
Prof. Dr. Thomas Bruckner 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)
Prof. Dr. Thomas Bruckner 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)
Prof. Dr. Thomas Bruckner 4Anzeichen 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)
Prof. Dr. Thomas Bruckner 5Forschungsfragen
► 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?
Prof. Dr. Thomas Bruckner 6Methodik
► 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
Prof. Dr. Thomas Bruckner 7LCOE
120
EPR (7500 FLH)
100 101 101
EPR (5500 FLH)
LCOE in €2010/MWh
80 80
76 76
63 KKW Retrofit
60 58 58 (7500 FLH)
47
40 Wind onshore
(90 MW park)
20
PV (10 MW
park)
0
2010 2015 2020 2025 2030
Technologie WACC ND [a] I_0 [€/kW] FLH (Seidel, 2014; Daten nach Schröder et al. 2013,;
Wind 7,5% 20 1300 -->1182 2047-->2409 Konstantin 2009; Kost et al. 2012; Durand 2013;
Götz 2010; Cour des Comptes 2012; fuel prices:
PV 6,0% 25 1600-->600 1414-->1518 Cameco 2013 Uranium Spot Price Average 2012)
EPR 7,5% 50 5312 5500-7500
Prof. Dr. Thomas Bruckner 8Externe Kosten: Kernenergie
Art Summe Umlage Faktoren
Unfall- und Schadensereignis: 0,023 €/MWh (kontr.) Berücksichtigung
Haftungskosten 120 Mrd. € (kontr.) 0,104 €/MWh (unkontr.) von Risikoaversion:
430 Mrd. € (unkontr.) (Europ. Commission, 1995) Umlage x 20
(Pascucci-Cahen & Momal, 2012) (Eeckhoudt et al., 2000)
3,8 €/MWh (unkontr.)
Externe Haftungskosten FRA: (Rabl & Rabl, 2013)
1,1-162,4 Mio. €/a
(Faure & Fiore 2009)
Versicherungsumlage:
139-2.360 €/MWh (100 J)
Versicherungsprämie für Dtl. 3.960-67.300 €/MWh (10 J)
(Summe 6 Bil. €; 100 J): (Versicherungsforen, 2011)
19,5 Mrd. €/(a * KKW)
(Versicherungsforen, 2011)
Rückbau, Entsorgung Rückbau FRA: 18,1-62 Mrd. € 4,1 €/MWh
und Endlagerung Endlagerung: 14,4-36 Mrd. € (Rabl & Rabl, 2013)
(Cour de Comptes, 2012)
Umweltkosten Keine Schätzungen vorhanden. Stoffemissionen &
Urangewinnung/ Bisherige Ausgaben von Areva Radioaktivität (Bau, Betrieb,
-verarbeitung 300 Mio. € in FRA, Gabon, USA, Rückbau, Entsorgung,
Canada (AREVA, n.d.) Brennstoff) 2,14 €/MWh
(Markandya et al., 2010)
► Umweltkosten Aquasphäre (Kühlung) & Proliferation: keine Kostenschätzungen
Prof. Dr. Thomas Bruckner 9Externe 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, (Markandya et al., 2010) (Markandya et al., 2010) (Markandya et al., 2010)
stofflich,
Gesundheit, 1,5 €2005/MWh 0,9 €2005/MWh 10 €2005/MWh
Biodiversität) (Krewitt & Schlomann, 2006) (Krewitt & Schlomann, 2006) (Krewitt & Schlomann, 2006)
Keine • Sichteffekte • Unfälle (internalisiert?) • Blendeffekt
Schätzungen • Andere Umweltkosten • Maritime Umweltschäden
(Vögel) (Lärm, Vögel, Meeres-
• Lärmemissionen lebewesen)
Prof. Dr. Thomas Bruckner 10System- 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) 0.00 0.00 0.06 0.06 0.00 0.00 6.33 6.75 6.33 6.75 15.09 15.41
[€/MWh]
Balancing costs
0.22 0.21 0.00 0.00 0.00 0.00 1.48 3.90 1.48 3.90 1.48 3.90
[€/MWh]
Grid connection
1.38 1.38 0.72 0.72 0.42 0.42 5.39 5.39 14.50 14.50 12.42 12.42
[€/MWh]
Grid
reinforcement
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 2.72 2.72 1.67 1.67 4.49 4.49
and extension
[€/MWh]
Total grid-level
system costs 1.61 1.59 0.79 0.79 0.42 0.42 15.93 18.75 23.99 26.82 33.48 36.22
[€/MWh]
(Seidel, 2014; Basis: OECD, 2012)
► Lineare Abhängigkeit?
► Konkurrenz-/Überschneidungseffekte?
► Dynamische Betrachtung?
Prof. Dr. Thomas Bruckner 11Überblick über potenzielle Erzeugungsszenarien
für 2030
GW Wind
► Multiple Szenarien PV
unterschiedlicher Stakeholder Sonst. EE
Fossil-
► KE-Anteil: 0-80 % therm. KW
KE-Neu
► EE-Anteil: 7-80 %
KE-Alt
► Jede Konstellation denkbar?
TWh Wind
PV
Sonst. EE
Fossil-
therm. KW
KE-Neu
KE-Alt
(Seidel, 2014; Basis: Percebois & Mandil, 2012)
Prof. Dr. Thomas Bruckner 12Strommarktmodell „MICOES-Europe“
Modellannahmen Kostenminimierung Ergebnisse
Gemischt-ganzzahlige Optimierung
Stromnachfrage (8760 h)
Modellierung in GAMS
für jedes Land
Spotmarktpreise
Installierte
Je Kraftwerk:
Kraftwerkskapazität
Spotmarkt - Stündliches Betriebsprofil
(blockscharf)
- CO2-Emissio nen
- Technische Parameter
- Deckungsbeiträge
- Wirtschaftl. Parameter
- Brennstoff- und CO2-Preise
Erneuerbare Energien und
dezentrale Erzeugung Leistungspreise
Regelenergiemarkt Reservevorhaltung
Regelenergiebedarf
je Kraftwerk
für jedes Land
MICOES = Mixed Integer Cost Optimization of Energy Systems
Prof. Dr. Thomas Bruckner 13Modellannahmen
2012 2015 2020 2025 2030
► Nachfrageentwicklung
TWh TWh TWh TWh TWh
512,0 512,0 512,0 520,6 529,3
Einheit 2015 2020 2025 2030
Uranium [Euro/MWh_fuel] 3,75 4,00 4,50 5,00
► Preise Lignite [Euro/MWh_fuel] 1,50 1,50 1,50 1,50
Hard coal [Euro/MWh_fuel] 13,12 15,00 16,50 17,62
Natural Gas [Euro/MWh_fuel] 28,49 31,87 35,62 38,62
Light fuel oil [Euro/MWh_fuel] 53,99 60,17 67,48 73,11
Heavy fuel oil [Euro/MWh_fuel] 28,79 32,09 35,99 38,99
CO2 [Euro/t CO2] 10,00 20,00 29,38 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
Prof. Dr. Thomas Bruckner 14Modellannahmen: 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
Prof. Dr. Thomas Bruckner 15Modellannahmen: KW-Park
Bestand EE - Szenario LT60 Bestand EE - Szenario LT40
180 180
160 160 4
sonstige 15 sonstige
140 140
Biomasse/-gas Biomasse/-gas
44
Leistung in GW
Leistung in GW
120 120
CSP CSP
4
100 100 8
Photovoltaik 17 Photovoltaik
80 4
6 80 26
3 15 Wind - Offshore 9 Wind - Offshore
60 3 60
9 11 65
3
1 7 Wind - Onshore Wind - Onshore
40 4
4 40 3 42
2
0 25 32 2
0 0
4
11 18 Laufwasser 11 13 Laufwasser
20 8 8 8 8 20 8 8 8 8
13 13 13 13 Speicherwasser 13 13 13 13 Speicherwasser
0 0
2015 2020 2025 2030 2015 2020 2025 2030
Konventioneller Kraftwerkspark - Szenario LT60 Konventioneller Kraftwerkspark - Szenario LT40
100 100
90 6 90 6
4
4 7 7 7 Pumpspeicher 4 Pumpspeicher
80 1
4 1
3 1 80 4 7
13 3 12 1 7
13 13 13 Öl 70 5 1 Öl
Leistung in GW
70
Leistung in GW
6 6 7
3 3 1 14 14 1
60 Erdgas GT 60 Erdgas GT
2
50 50 25
Erdgas GuD 19 Erdgas GuD
40 40
Steinkohle 63 3 Steinkohle
30 63 63 63 63 30 55 24
20 Braunkohle 20 Braunkohle
33 1
10 10 14
Kernenergie Kernenergie
0 0
2015 2020 2025 2030 2015 2020 2025 2030
Prof. Dr. Thomas Bruckner 16MODELLERGEBNISSE
Prof. Dr. Thomas Bruckner 17konventionelle Erzeugung
500 467 467
439 432 419
450 403
Strommenge in TWh
400
350
300 274
250
200 426 426 420 416 405 158
372
150
100 223
50 93
0
LT 60 LT 40 LT 60 LT 40 LT 60 LT 40 LT 60 LT 40
2015 2020 2025 2030
Uranium Carbon Gas CCGT Gas GT Oil (HFO) Hydro Storage
Prof. Dr. Thomas Bruckner 18Spotmarktpreise Frankreich
Prof. Dr. Thomas Bruckner 19Deckungsbeiträge
spez. Deckungsbeiträge nach Technologie (ohne Deckungsbeiträge nach Technologie (mit WGS)
WGS) 18
60
16
40
14
20 12
0 10
Mrd. €
LT40 LT60 LT40 LT60 LT40 LT60 LT40 LT60
[€/MWh]
2015 2020 2025 2030 8
-20
6
-40
4
-60
2
-80
0
LT40 LT60 LT40 LT60 LT40 LT60 LT40 LT60
-100
2015 2020 2025 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
Prof. Dr. Thomas Bruckner 20CO2-Emissionen Stromsektor (exogene CO2-Preise!)
CO2-Emissionen – Alle Modellregionen CO2-Emissionen – Frankreich
700 30
28
600 24
25
22
500
20
400 17
[Mio. t CO2]
[Mio. t CO2]
15
300
200 10 11
100 8
5
6
0
LT40 LT60 LT40 LT60 LT40 LT60 LT40 LT60
0
2015 2020 2025 2030 2015 2020 2025 2030
DE GB IT ES NL FR BE PT AT CH LT40 LT60
Prof. Dr. Thomas Bruckner 21Stromhandelsbilanz
120
100
100 86
77
Trade balance in TWh
80 69
60 55
46
40 35 35
20
0
0
-20 -8 -8
-14
-40
LT 60
LT 40
LT 60
LT 40
LT 60
LT 40
LT 60
LT 40
Difference
Difference
Difference
Difference
2015 2020 2025 2030
Prof. Dr. Thomas Bruckner 22Fazit
► 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)
Prof. Dr. Thomas Bruckner 23Politische 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.
Prof. Dr. Thomas Bruckner 24Kontakt
Mario Götz
Vattenfall Europe Professur für
Energiemanagement und Nachhaltigkeit
Wirtschaftswissenschaftliche Fakultät
Universität Leipzig
Grimmaische Str. 12
D-04109 Leipzig
Tel.: 0341/97 33525
goetz@wifa.uni-leipzig.de
www.wifa.uni-leipzig.de/iirm
Dipl.-Wirtsch.-Math. Diana Böttger
Tel.: 0341/97 33518
diana.boettger@wifa.uni-leipzig.de
Prof. Dr. Thomas Bruckner 25Literatur
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