Erneuerbare Energien Erneuerbare Energien

(1)

Energieperspektiven 2035/2050 : Energieperspektiven 2035/2050 :

Erneuerbare Energien Erneuerbare Energien

Vorläufige Resultate Vorläufige Resultate

Prof. A. Wokaun Paul Scherrer Institut

Workshop

Zukunft des Elektrizitätsangebotes

Bern, 2. Juli 2004

(2)

Stromproduktion Schweiz 2002 Stromproduktion Schweiz 2002

Konventionell- thermische Kraftwerke

2.9%

Neue Erneuerbare

1.4%

Kernenergie 39.5%

Wasserkraft 56.2%

Erneuerbare Anteile aus

Abfall 82.7%

Biogase aus Abwasser-

reinigung

12.2% Biomasse (Holz,

Biogas Landw.) 3.0%

Sonne 1.5%

Wind 0.6%

Gesamt 65‘011 GWh

Gesamt 904 GWh

Quelle: BFE 2002

(3)

Quelle: IEA Website

Stromproduktion Welt 2001 Stromproduktion Welt 2001

Kohle 38.5%

Öl 7.5%

Erdgas 18.2%

Kernenergie 17.1%

Erneuerbar 18.7%

Gesamt 15‘546 TWh

Gesamt 2906 TWh

Wasserkraft 91.1%

Photovoltaik 0.01%

Biomasse 3.9%

Abfall 2.0%

Solarthermisch

0.02% Geothermie

1.7%

Andere (v.a. Wind)

1.4%

(4)

Kleinwasserkraft Kleinwasserkraft

Klassifizierung

Leistung: Kleinwasserkraftwerk < 10 MW Kleinstwasserkraftwerk < 300 kW

Typ: Hoch- und Niederdruckkraftwerke Abwasserkraftwerke

Trinkwasserkraftwerke

(5)

240 370 3120

5630

5 51 53 175

180-290

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000

Heute 2035 2035 Heute 2035 Heute 2035

Kleinwasserkraftwerke Trinkwasserkraftwerke Abwasserkraftwerke

GWh/a

bis 1 MW

0.3 bis 10 MW bis 300 kW

je 50% Neubau / Modernisierung

Potenzial Kleinwasserkraft in der Schweiz bis 2035 Potenzial Kleinwasserkraft in der Schweiz bis 2035

Ökolog. &

wirtschaftl.

interessant

(6)

Potenzial Kleinwasserkraft in der Schweiz bis 2035 Potenzial Kleinwasserkraft in der Schweiz bis 2035

220 380

3100

5620

53 175

0 51

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000

Heute 2035 Heute 2035 Heute 2035

Kleinwasserkraftwerke Trinkwasserkraftwerke Abwasserkraftwerke

GWh/a

0.3 bis 10 MW bis 300 kW

je 50% Neubau / Modernisierung

Quellen: SmallHydro, DIANE, Lorenzoni et al. 2000

(7)

Derzeitige Stromgestehungskosten Derzeitige Stromgestehungskosten

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Pico-Alpkraftwerk, Neubau Pico-Kraftwerk,

Neubau Trinkwasserkraftwerk,

Neubau

Abwasserkraftwerk, Neubau

Hoch- und

Niederdruckkraftwerk, Neubau

Hoch- und

Niederdruckkraftwerk, Neubau

Hoch- und

Niederdruckkraftwerk, Erneuerung Bestehende Anlagen

bis 40kW bis 40kW

1kW bis 2MW

16kW bis 900kW

40kW bis 2.2MW bis 300kW bis 300kW bis 10MW

Stromgestehungskosten [Rp./kWh]

>16

(8)

Entwicklung der Stromgestehungskosten Entwicklung der Stromgestehungskosten

0.0 5.0 10.0 15.0 20.0 25.0

2000 2010 2020 2030 2040 2050

Jahr

Stromgestehungskosten [Rp./kWh]

tief/tief tief/hoch hoch/tief hoch/hoch

Reduktions-

potenzial Investitionskosten

(70% Stromkosten) Betriebskosten (30% Stromkosten) tief hoch tief hoch

bis 2020 5% 10% 0% 50%

2021 – 2035 2% 4% 0% 0%

2036 – 2050 1% 2% 0% 0%

(9)

Stromgestehungskosten vs. Produktionserwartung Stromgestehungskosten vs. Produktionserwartung

0 5 10 15 20 25

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000

Produktionserwartung [MWh/a]

Neubau

teilweise Neubau + Modernisierung Erneuerung bestehender Anlagen

Stromgestehungskosten [Rp./kWh]

(10)

Stromgestehungskosten vs. Leistung Stromgestehungskosten vs. Leistung

0 5 10 15 20 25

0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600

Leistung [kW]

Stromgestehungskosten [Rp./kWh]

blau...Neubau

grün...teilweise Neubau + Modernisierung

schwarz...Erneuerung bestehender Anlagen

(11)

Windkraftanlagen heute Windkraftanlagen heute

Offshore Onshore

60 – 100 80 – 125 Turmhöhe (m)

Rotordurchmesser (m) 40 – 120

40 – 95

2500 – 4000 Volllastunden (h/a)

1000 – 3000 (CH: 1200 – 1500)

2 – 5 MW Leistung (MW)

600 kW – 3 MW (5 MW in Entwicklung)

Stromeinspeisung ins Netz

bei Windgeschwindigkeiten

zwischen 3 – 25 m/s.

(12)

Potenzial Windkraft in der Schweiz bis 2050 Potenzial Windkraft in der Schweiz bis 2050

2.98 5.40 0.05

50 - 100

200

510 1750

0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000

1990 2000 2002 2010 2020 2035 2050

GW h /a

Zielwerte von Energie Schweiz

Konzept Windenergie Schweiz 2003

1628 GWh/a in

Buser et al. (1996)

(13)

Potenzial Windkraft in Europa Potenzial Windkraft in Europa

110 70

65 10

28.44 EU-15

2020

On- / Offshore 2010

On- / Offshore Ende

Inst. Leistung (GW) 2003

European Wind Atlas, Onshore Quelle: Risø National Laboratory.

Quelle: Wind Energy Study 2004

Kumulierte Entwicklung in Deutschland

Quelle: EWEA 2004

(14)

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Gestehungskosten (Rp/kWh)

Schweiz: Szenario tief Schweiz: Szenario hoch Europa: Windforce12

Entwicklung der Stromgestehungskosten Entwicklung der Stromgestehungskosten

Schweiz heute:

Mont Crosin: 12 – 20 Rp/kWh Typ. Kleinanlage: 50 – 60 Rp/kWh Kleinstanlage: max 90 Rp/kWh Konz. Windenergie CH 04: 10 – 24 Rp/kWh Europa heute:

Sehr gute Standorte: 6 – 8 Rp/kWh Durchschnittl. Standorte: 9 – 12 Rp/kWh

Reduktionspotenzial Investitionskosten tief hoch

bis 2010 15% 20%

2011 – 2025 10% 15%

2026 - 2050 0% 5%

(15)

Kosten Windstromimport 2020 Kosten Windstromimport 2020

1

Durchschnittliche Einspeisevergütung in Deutschland im Jahr 2020: 6.8 €-Cent/kWh für Onshore und 7.6 €- Cent/kWh für Offshore (Luther 2003). Annahme für Windstromimport geht von jeweils 50% Onshore und Offshore aus, woraus mittlere Gestehungskosten von 11.2 Rp/kWh (7.2 €-Cent/kWh) resultieren.

2

Min-Max 4.8 – 11.9 Rp/kWh gemäss deutlich optimistischerem und pessimistischerem Szenario

2 1

1

(16)

Aktuelle

Aktuelle PV PV - - Wirkungsgrade Wirkungsgrade

Laborzellen

Dreischichtzellen Sharp 39.2% ^1),3) Spectrolab 36.9% ¹⁾ Spectrolab 32.0%

Galliumarsenid Kopin 25.1%

Silizium mc UNSW 24.7%

pc UNSW 19.8%

dünnfilm FhG ISE 20.2%

amorph Uni Toledo 12.5% ²⁾ tripel UnitedSolar 15.2% ²⁾

hybrid U Neuenburg 11.9%

CIGS auf Glas NREL 18.4% ²⁾

auf Polymer ETHZ 12.8% ²⁾

Farbstoffzelle EPFL 11.0% ²⁾

Organische Zellen Siemens ca. 5%

1) Unter konzentriertem Sonnenlicht (200 bzw. 310x) 2) Vor Degradation

3) Bestätigung durch unabhängiges Labor steht noch aus

Zellen in handelsüblichen Modulen

Silizium

mc Sun Power 17-18%

BP Solar 15-16%

Shell Solar 14-15%

pc Kyocera 13-14%

amorph Sanyo 8-9%

tripel UnitedSolar 7-8%

CIGS

auf Glas Shell Solar 10-11%

Quellen: Conference proceedings, Progress

in Photovoltaic, www, PSI-Messungen,

Presseinformation FhG ISE

(17)

Prinzip der Mehrschichtzelle Prinzip der Mehrschichtzelle

Ziel: Bessere Ausnützung des Sonnenspektrums

Methode: Mehrere gestapelte Zellen wandeln simultan die einzelne Anteile des Spektrums in Strom um Prognose: 72% Wirkungsgrad mit 36er-Stapel

(thermodynamisch möglich: 94.8%)

(18)

Photovoltaik: installierte Leistung in der Schweiz Photovoltaik: installierte Leistung in der Schweiz

● Ende 2003 ca. 1600 Anlagen Gesamtleistung: 17.9MWp

● Seit 5 Jahren stagnierender Markt

Weltmarkt: + 32% im Jahr 2003

● Mittlerer Jahresertrag CH 844kWh/kWp

● Gesamtproduktion 2003 15‘100MWh

Strom für ca. 5000 Haushalte

● Installierte Leistung pro Kopf:

2.45W

Deutschland: 4.3W

Quellen: Bulletin SEV/VSE und PV NEWS

(19)

Photovoltaik: zukünftige Entwicklung Schweiz Photovoltaik: zukünftige Entwicklung Schweiz

Szenarien

A

Fortschreibung des Wachs- tums (letzte 15 Jahre)

B

Starke Förderung C

Fortschreibung des Wachstums der

vergangenen 5 Jahre D

Mittlerer konstanter Zuwachs

1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 0

50 100 150 200 250 300 350 400 450 500

Kumualtiv installierte Leistung in der Schweiz

2003

18MWp D

38MWp 134MWp

261MWp 438MWp

C B

A

Wachstum der kumulativen Leistung, Schweiz Modell: P

_K

= b*(q

^t-1955

-1)

A Fit => Wachstum = (dP

_K

/dt)/P

_K

= lnq = 15.3 % B Annahme: Wachstum = 18%

C Annahme: Wachstum = 12%

D Lineares Wachstum: 1.3MWp/Jahr

Bulletin SEV

K u m u lat ive Lei s tu ng P

K

, M W p

Zeit t, Jahr

(20)

PV Stromgestehungskosten Dachanlage PV Stromgestehungskosten Dachanlage

23 - 30 34 – 44

51-68 2020

31 - 40 45 – 59

68-90 Heute

Sonnenland Alpen CH

Mittelland CH Rp./kWh

Rp./kWh

• Anlagen im Bereich von 1 – 100 kWp

• Hypothekarzins 3 – 6%

• Lebensdauer der Anlagen 25 Jahre

• Modulpreise sinken von heute

$3.8 / Wp auf $2 / Wp im 2020

• BOS-Kosten 50% der Anlagekosten

• BOS-Kosten sinken von heute

$3.8 / Wp auf $2.7 / Wp im 2020

Kostenaufschlüsselung von dachaufgebauten Netzverbundanlagen

Solar-Module 51%

Elektr.

Installationen 6%

Dachaufbau inkl. Montage

20%

Projektierung, Bauleitung, etc.

8%

Wechselrichter

15%

(21)

Produktionskosten von Si

Produktionskosten von Si - - Modulen Modulen

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32

2003

Degression Modulkosten Modell: c = a*P

_K^b

a = 40.38, b = -0.3493

2$/Wp

1978

PV NEWS

Spezi fi s cher Modul prei s c, $/ W p

Weltweit kumulativ installierte Leistung P

_K

, MWp

6000 MWp werden ca. im Jahr 2006 installiert sein

(22)

Solarthermie

Solarthermie und Solarchemie und Solarchemie

Technologien Technologien

Parabolrinnen (Quelle: SolarPACES)

Parabolrinnen (Quelle: SolarPACES) Solarturm (Quelle: SolarPACES)Solarturm (Quelle: SolarPACES) KJC, Kramer Junction , USA

KJC, Kramer Junction , USA Solar Two , Barstow , USASolar Two , Barstow , USA

Paraboloid (Quelle: SolarPACES) Paraboloid (Quelle: SolarPACES) PSA, Almería , Spanien

PSA, Almería , Spanien

(23)

Solarthermie

Solarthermie und Solarchemie und Solarchemie

Technologien Technologien

Linear fokussierende Parabolrinnen Solare Konzentration: 80-100

Temperatur: 400-600°C (Öl, Dampf) Systemgrösse: 30-80 MW

_e

Kommerziell, betriebssicher erprobt

(24)

Solarthermie

Solarthermie und Solarchemie und Solarchemie

Technologien Technologien

Linear fokussierende Parabolrinnen Konzentration: 80-100

Temperatur: 400-600°C (Öl, Dampf) Systemgrösse: 30-80 MW

_e

Kommerziell, betriebssicher erprobt

Punktfokussierende Heliostaten Solare Konzentration: 500-1000 Temperatur: < 1200°C (Luft, Salz) Systemgrösse: 10-200 MW

_e

Im 10-MW-Massstab demonstriert

(25)

Solarthermie

Solarthermie und Solarchemie und Solarchemie

Technologien Technologien

Linear fokussierende Parabolrinnen Konzentration: 80-100

Temperatur: 400-600°C (Öl, Dampf) Systemgrösse: 30-80 MW

_e

Kommerziell, betriebssicher erprobt

Punktfokussierende Heliostaten Konzentration: 500-1000

Temperatur: < 1200°C (Luft, Salz) Systemgrösse: 10-200 MW

_e

Im 10-MW-Massstab demonstriert

Punktfokussierende Parabolspiegel

Solare Konzentration: 1000-13000

Temperatur: 600-1200°C (Luft)

Systemgrösse: 10-100 kW

_e

In Erprobung

(26)

Solarthermie

Solarthermie und Solarchemie und Solarchemie

Technologien Technologien

Netzunabhängige Stromproduktion in entlegenen Gebieten Netzgebundene

Stromproduktion in Gebieten

mit hoher direkter

Sonneneinstrahlung > 2000 kWh/m

²

/a

(27)

Solarthermie

Solarthermie und Solarchemie und Solarchemie

Technologien Technologien

Import von Solarstrom aus dem Mittelmeerraum in die

Schweiz!

Netzgebundene Stromproduktion in Gebieten

mit hoher direkter Sonneneinstrahlung

Interkontinentaler Stromverbund:

Hochspannungs-Gleichstrom- Übertragung (HGÜ)

Solar Wind W asserkraft Geothermie Solar Wind W asserkraft Geothermie Solar Wind W asserkraft Geothermie

(28)

Solarthermie

Solarthermie und Solarchemie und Solarchemie

Entwicklung der Technik Entwicklung der Technik

KJC, Kramer Junction , USA

Solarer Dampfkreislauf (Quelle: RES 2003) Heutige Solarkraftwerke in Kalifornien:

Solaranteil 75%, Erdgas-Zusatzfeuerung, kein thermischer Speicher

He liostat F ie ld

To wer

Topping C ombustor

Steam Generator

Solar Receiv er

BRAYTON CYCLE

Gas Turbine

Compressor Electric

Generator

Condenser

Electric Generator Steam

Turbine

RANK INE C YCL E He liostat F ie ld

To wer

Topping C ombustor

Steam Generator

Solar Receiv er

BRAYTON CYCLE

Gas Turbine

Compressor Electric

Generator

Condenser

Electric Generator Steam

Turbine

RANK INE C YCL E

Solar betriebenes Kombikraftwerk (Quelle: ETHZ/PSI)

Hybridkraftwerke in Planung (Ägypten, Indien, Marokko, Mexiko):

Solaranteil 10-20% -> erhöhen auf 50%

- 23-25

23 (29 p) -

Paraboloid

- 18-20

16 (23 p ) 7-8

Solarturm

- 16-18

14 (21 p) 9-14

Parabolrinnen

25-30 20-25

14 -

Solarthermie allgemein

2050 2020

2005 (heute) 1990

Jahreswirkungsgrad elektrisch [%]

- 23-25

23 (29 p) -

Paraboloid

- 18-20

16 (23 p ) 7-8

Solarturm

- 16-18

14 (21 p) 9-14

Parabolrinnen

25-30 20-25

14 -

Solarthermie allgemein

2050 2020

2005 (heute) 1990

Jahreswirkungsgrad elektrisch [%]

(29)

Solarthermie

Solarthermie und Solarchemie und Solarchemie

Entwicklung der Technik Entwicklung der Technik

Thermische Speicherung mit Salzschmelze (Quelle: SolarPACES)

Speicherung: thermisch → chemisch 2005 2020-2035

ZnO/Zn-Kreislauf

Solar Two , Barstow , USA Solar Two , Barstow , USA

Fossile Brennstoffe H₂O

Konzentrierte Sonnenenergie

H₂O H₂O

Thermolyse Thermo- Cracking

chemische Zyklen

Vergasung

Reformierung Karbothermische

Reduktion M_xO_y Fossile Brennstoffe

Kurz-/Mittelfristiger Übergang zu solarem Wasserstoff Langfristig

Fossile Brennstoffe H₂O

Konzentrierte Sonnenenergie

H₂O H₂O

Thermolyse Thermo- Cracking

chemische Zyklen

Vergasung

Reformierung Karbothermische

Reduktion M_xO_y Fossile Brennstoffe

M_xO_y Fossile Brennstoffe

Kurz-/Mittelfristiger Übergang zu solarem Wasserstoff Langfristig

(30)

Solarthermie

Solarthermie und Solarchemie und Solarchemie

Beurteilung Beurteilung

- 260 / 91

21.5 / 7.6 0.5 / 0.1

0.354 / 0 Inst. Leistung (GW

_e

) Welt / MM

0.02 (0.02)

0.02 0.02

0.02 Transportkosten (€/kWh) HGÜ

0.06 (0.10)

0.033-0.14 0.083-0.20

0.133-0.167 Stromgestehungskosten (€/kWh)

0.012 (0.020)

0.007-0.028 0.017-0.04

0.026-0.034 Kosten (€/kWh) für therm.

Speicher (20% v. Stromkosten)

(0.14) - 2035

0.09 0.06-0.19

0.12-0.26 0.18-0.22

Stromkosten (€/kWh) in CH

- 900-1200

2100-2400 2500

Investitionskosten (€/kW

_e

)

2050 2020

2005 (heute) 1990

Kosten Solarthermie

- 260 / 91

21.5 / 7.6 0.5 / 0.1

0.354 / 0 Inst. Leistung (GW

_e

) Welt / MM

0.02 (0.02)

0.02 0.02

0.02 Transportkosten (€/kWh) HGÜ

0.06 (0.10)

0.033-0.14 0.083-0.20

0.133-0.167 Stromgestehungskosten (€/kWh)

0.012 (0.020)

0.007-0.028 0.017-0.04

0.026-0.034 Kosten (€/kWh) für therm.

Speicher (20% v. Stromkosten)

(0.14) - 2035

0.09 0.06-0.19

0.12-0.26 0.18-0.22

Stromkosten (€/kWh) in CH

- 900-1200

2100-2400 2500

Investitionskosten (€/kW

_e

)

2050 2020

2005 (heute) 1990

Kosten Solarthermie

0.14-0.15 Stromkosten H

₂

/O

₂

-BZ (€/kWh)

0.01 H

₂

Transportkosten (€/kWh)

0.117-0.125 Wasserstoffkosten (€/kWh)

aus ZnO/Zn-Zyklus

0.27-0.29 Stromkosten (€/kWh) in CH

1500-1700 3500-3800 Investitionskosten H

₂

(€/kW)

Strom (€/kW

_e

)

2020-2035 Kosten Solarchemie

0.14-0.15 Stromkosten H

₂

/O

₂

-BZ (€/kWh)

0.01 H

₂

Transportkosten (€/kWh)

0.117-0.125 Wasserstoffkosten (€/kWh)

aus ZnO/Zn-Zyklus

0.27-0.29 Stromkosten (€/kWh) in CH

1500-1700 3500-3800 Investitionskosten H

₂

(€/kW)

Strom (€/kW

_e

)

2020-2035

Kosten Solarchemie

(31)

Geothermische Elektrizitätserzeugung Geothermische Elektrizitätserzeugung

Typische Charakteristika

Charakterisitka Einheit 2010 2020 2030

Speichervolumen 10

⁶

m

³

99 198 396

Lebensdauer Jahre 20 20 20

Anzahl der Bohrloch-Tripletts 1 2 4

Triplett Durchflussrate m

³

/h 224 291 291 Typische Wasser-Verluste 5-15% 5-15% 5-15%

Geothermischer Gradient ºC/km 65 65 65

Tiefe d. Bohrlöcher km 4 4 4

Wassertemperatur (Eingang) ºC 225 225 225 Netto Fluid-Produktivität kWh/m

³

30.1 30.8 30.8

Leistung der Anlage MWe 6.8 17.9 35.8

Leistung der Injektionspumpe MWe 1.2 3.12 6.24 Nettoleistung der Anlage MWe 5.6 14.8 29.6

Nutzungsgrad % 83 85 90

Jährliche Stromproduktion GWh 40.4 110.1 233.1

Anmerkung: Zweite Generation und ausgereifte Technologien sind

in den Jahren 2020 bzw. 2030 verfügbar. (Quelle: US DOE/NREL)

(32)

Geothermische

Geothermische Resourcen Resourcen : : Überblick Überblick

• Basis des technischen Potentials: aus Daten über Temperatur, Wärmegehalt, Extrahierbarkeit & Wirkungsgrad der Elektrizitäts- erzeugung, integriert über zugängliche Tiefen.

• Temperaturdaten unvollständig, basieren auf existierenden

Bohrungen (z.B. NAGRA).

Fokus auf Nutzung von Nieder- temperaturwärme und hydro-

thermalen Resourcen (Warmwasser).

• Durchlässigkeit / Bruchmöglichkeit &

Sättigung sind ebenso wichtig wie Temperatur Æ grössere Variabilität, schwieriger zu bestimmen.

• Detailierte geophysikalische Modellierung noch unvollständig.

(33)

Geothermische Energie

Geothermische Energie – – theoretisches theoretisches Potential Potential

Maximal Thermische Energie

Temperatur Durchschnitt. Teufen Fläche Wärme Dichte Thermische Energie

-klasse Temperatur -intervall -kapazität (heat in place)

[°C] [°C] [km] [km2] [J/kg*K] [Kg/m3] [J]

100 – 130 115 3 – 4 41000 840 2600 1.03E+22

130 – 160 145 4 – 5 41000 840 2600 1.30E+22

160 – 190 175 5 – 6 41000 840 2600 1.57E+22

190 – 220 205 6 – 7 41000 840 2600 1.84E+22

Gesamtwärmeenergie [J] 5.73E+22 Gesamtwärmeenergie [GWa] 1.82E+06 Maximal Gewinnbare Energie (nur Stromerzeugung)

Temperatur Durchschnitt. Teufen Recovery Zur Stromerzeugung Wirkungsgrad Elektrische -klasse Temperatur -intervall -factor nutzbare therm. Stromerzeugung Energie

[°C] [°C] [km] Energie [J] [J]

100 – 130 115 3 – 4 2.4% 2.47E+20 10.3% 2.55E+19

130 – 160 145 4 – 5 4.0% 5.19E+20 11.7% 6.08E+19

160 – 190 175 5 – 6 4.6% 7.21E+20 12.6% 9.08E+19

190 – 220 205 6 – 7 5.0% 9.18E+20 13.1% 1.20E+20

Gesamtenergie [J] 2.41E+21 2.97E+20

Gesamtenergie [GWa] 7.62E+04 9.42E+03

Ökonomische Realisierung dieses Potentials ist sehr stark

von Durchflussraten abhängig, welche von der lokalen,

unsicheren Durchlässigkeit und Sättigung bestimmt sind.

(34)

Kosten der geothermischen Elektrizitätserzeugung Kosten der geothermischen Elektrizitätserzeugung

Kostenaufschlüsselung Einheit 2005 2010 2020 2030

Leistung der Anlage MW 6.5 6.8 17.9 35.8

Gesamter Kapitalbedarf $/kW 4'756 4'312 3'276 2'692

Gesamter Kapitalbedarf M$ 31.0 29.1 58.7 96.4

Amortisationsdauer Jahre 20 20 20 20

Zinsrate 5% 5% 5% 5%

Amortisationsfaktor 0.080 0.080 0.080 0.080

Jährlicher Kapitalbedarf M$/a 2.5 2.3 4.7 7.7

Gesamte Betriebskosten $/kW/a 191 179 163 152

Gesamte Betriebskosten M$/a 1.2 1.2 2.9 5.4

Gesamte Jahreskosten M$/a 3.7 3.5 7.6 13.2

Jährliche Stromproduktion GWh/a 38.1 40.4 110.1 233.1 Durchschnittliche Stromgestehungskosten $/MWh 98 88 69 57

¢/kWh 9.8 8.8 6.9 5.7

(Alle Kosten in 1997$)

Basierend auf hoch qualitativer HDR Ressource (65 ˚C/km)

Anmerkung: Zweite Generation und ausgereifte Technologien sind in den Jahren 2020 bzw.

2030 verfügbar. (Quelle: US DOE/NREL)

(35)

Abhängigkeit vom geothermischen Gradienten Abhängigkeit vom geothermischen Gradienten

niedrigerer Gradient => kleinerer Wirkungsgrad, höhere Kosten

(36)

Charakteristika der geothermischen Stromerzeugung Charakteristika der geothermischen Stromerzeugung

• sicher in Bau, Betrieb und Rückbau

• einheimische Ressource

• liefert Bandenergie

• keine direkten CO ₂ - Emissionen

• grössere Wärmemengen auf mittlerem Temperaturniveau verfügbar (Fernwärme, Industrieanwendungen)

• minimaler Landverbrauch (6-10 ha für 5-25 MWe),

optisch unauffällig, Zusatznutzung der Fläche möglich

• Wasserverbrauch: 5-15% der Pumpmenge, 2-6 m ³ /MWh

(37)

Geothermie

Geothermie : : erwartete technische Entwicklungen erwartete technische Entwicklungen

• Binärer Zyklus bleibt wahrscheinlich dominante Technologie. Wirkungsgradsteigerung um

≈ 1/3 durch Kalina-Zyklus möglich.

• Bessere Kartierung der Ressourcen und

Senkung der Explorationskosten können Bohr- kosten reduzieren und Produktivität steigern.

• Abnahme der Bohrkosten um bis zu 50%

möglich durch verschiedene neue Bohrtechnologien.

• Geringere erwartete Abnahme bei den

Kosten für Rissbildung und Anlagen (≈ 35%).

(38)

Einflussfaktoren für einen Ausbau Einflussfaktoren für einen Ausbau

Generell: Relativ hohe Stromkosten

Kleinwasserkraft Kleinräumige ökologische Auswirkungen Windkraft Einsprüche wegen Landschaftsschutz

Rahmenbedingungen für Import unklar Photovoltaik Höchster Preis aller Varianten

Solarthermie Importmöglichkeiten derzeit nicht vorhanden Geothermie Anwendung in CH im Entwicklungsstadium

Standortabklärung im Gang

(39)

Schlussfolgerungen Schlussfolgerungen

• Heutiger Beitrag von “neuen” Erneuerbaren zur Stromproduktion der Schweiz liegt auf einem bescheidenen Niveau von 1.4%

(ohne Kleinwasserkraft).

• Entwicklungsgrad der einzelnen Optionen ist sehr verschieden:

9 Kleinwasserkraft ist eine ausgereifte Technologie.

9 Windkraft ist technologisch etabliert – Potential für Verbesserungen vorhanden.

9 PV, Solar- und Geothermie sind aufkommende Technologien, welche deutliches Verbesserungspotential aufweisen.

• Technische Potentiale für KWK und Wind in CH sind relativ

robust. Zukünftige (2030) Kosten im Bereich von 10-30 Rp / kWh für KWK und 13-15 Rp / kWh für Wind.

• Zukünftige Verfügbarkeit von Windstromimporten ist fraglich,

Preise dürften nicht viel tiefer sein als Kosten von Windkraft in CH.

(40)

• Deutliche Reduktion der Kosten für PV and Solarthermie erwartet;

PV wird in CH wahrscheinlich die teuerste Option bleiben.

• Geothermie ist eine ergiebige Ressource, aber unerprobt in CH.

Für ökonomische Produktion gibt es grosse Unsicherheiten,

abhängig von lokaler Geologie; zukünftige Kosten im Bereich von 10-15 Rp/kWh erscheinen realistisch.

• Das Ziel eines Beitrags von 10 % um das Jahr 2030 (in Bezug zur derzeitigen Stromproduktion) aus “neuen” Erneuerbaren, inkl.

KWK und Biomasse, erscheint technisch machbar.

• Zugehörige Produktionskosten würden um etwa 0.5 Mrd. CHF pro Jahr steigen, verglichen mit auf Gas oder Kernenergie basierender Stromerzeugung (auf heutigem Kostenniveau).

Schlussfolgerungen

Schlussfolgerungen ( ( Fortsetzung Fortsetzung ) )

(41)

Anteil der erneuerbaren Energien in den Shell-Szenarien

2000 Watt –Gesellschaft für10 Milliarden Menschen

0 500 1000 1500

1900 1920 1940 1960 1980 2000 2020 2040 2060

unidentified geothermal ocean

solar

technical use of biomass wind

nuclear

hydro

natural gas oil & LPG coal

trad. biomass

Exajoule = 10 ¹⁸ Joule

78% 61% 41% 25% of total primary energy x

x x

x

2080 2100

x x Fossil share compatible with doubing o f C O concentration 2

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