Energiewende - hur förändrar Tyskland sitt energisystem? Håkan Feuk Stockholm, 22 Januari 2012

Energiewende - hur förändrar Tyskland sitt energisystem? Håkan Feuk Stockholm, 22 Januari 2012

Energiewende innebär en omställning av energisystemet Policy Targets in Germany Nuclear 2015-47% 2017-54% 2019-60% (compared to 1990) Gross final energy Power Generation Primaryenergy Heating Transport Power consumption 2020-40% 18% 35% - 20% - 20% - 10% - 10% 2021-80% - 20% 20% - 20% 2022-100% CO 2 -Targets RES 2030-55% 30% 50% 2040-70% 45% 65% Energy Reductions 2050-80 up to - 95% 60% 80% - 50% - 80% - 40% - 25% Treibhausgas-Emissionsprojektionen bis zum Jahr 2020 Öko-Institut, 2011 Speeding up planning procedures for new power plants Intention to finish 10 GW of power plants currently under construction until 2013 Additional rights for network operators to ensure grid stability Further measures to fast-track grid construction 2

Över 8 000 MW kärnkraft stängdes efter Fukushima Kapacitet MW Produktion GWh/a Biblis A 1.225 8.990 Neckarwestheim 1 8.40 4.825 Biblis B 1.300 10.975 Brunsbüttel 806 6.231 Isar 1 912 7.077 Unterweser 1.410 10.542 Philipsburg 1 926 6.448 Krümmel 1.402 10.593 8.821 65.681 Unterweser Emsland Biblis A+B Philipsburg 1+2 Grohnde Brunsbüttel Brokdorf Krümmel Neckarwestheim 1+2 Grafenrheinfeld Isar 1 + 2 Gundremmingen B + C Abgeschaltette KKW Laufende KKW Motsvarar ca. 10 % av den tyska elproduktionen 3

Kärnkraftavveckling enligt beslut den 6 juni 2011 Kärnkraftavveckling till 2022 stöds av en majoritet Avvecklingsdatum Anläggning 2011 Biblis A+B, Neckarwestheim, Isar 1, Unterweser, Philipsburg 1, Krümmel Slutet av 2015 Grafenrheinfeld Slutet av 2017 Grundremmingen B Slutet av 2019 Philipsburg 2 Slutet av 2021 Slutet av 2022 Grohnde, Brokdorf, Grundremmingen C Isar 2, Emsland, Neckarwestheim 2 4

Elproduktion i Tyskland 2011 Gross electricity generation Germany 2011 Annat 5 % Gas 14 % Totally 2011 612 TWh (brutto) Stenkol 19 % Förnyelsebart 20 % Brunkol 25 % Kärnkraft 18 % Kärnkraft (TWh) 99,00 (2012) 107,97 (2011) -8,3% RES-E incl. Hydro 135,0 (2012) 123,5 (2011) +9,3% Brunkol (Mio. t)* 166,3 (2012) 157,6 (2011) +5,5% Stenkol (Mio. t SKE)* 40,1 (2012) 37,8 (2011) +6,1% 5 Source: BDEW, AG Energiebilanzen 2012, AG Energiebilanzen 2013. * Only coal considered, that was used for electricity production

Ökad andel förnyelsebart och kol Gross electricity production Q1-Q3 2012 in Germany: 408,1 bn. kwh* (+0,7 pp) (-0,8 pp) Lignite Hard coal Gas (+0,6 pp) (+0,4 pp) (+3,5 pp) (+0,5 pp) (+2,1 pp) Sources: BDEW, AG Energiebilanzen, Stand 10/2012 (-2,7 pp) (+/-0 pp) * preliminary, partly estimated, without generation of industrial power plants for own use Seite 6

Primär energi: Förnyelsebart och kol har ersatt kärnkraften (AG Energiebilanzen 19.12 för 2012 jämfört med 2011) olja gas stenkol brunkol kärnkraft förnyelsebart 7

PV installationen fortsätter i hög takt

Stora investeringar krävs i transmissionsnäten och distributionsnäten 9

Redispatch har ökat Tre gånger fler ingrepp under 2011 jämfört med 2010 i TenneTs område Source: TenneT 10

Tyskland är väl integrerat med grannländerna DENMARK WEST 2.70TWh/2.59TWh 950MW 1,500MW DENMARK EAST 600MW 585MW SWEDEN 600MW/0.59TWh 610MW/1.19TWh NETHERLANDS 3,850MW/7.22TWh 3,000MW/2.31TWh POLAND 1,200MW/3.59TWh 1,100MW/0.43TWh LUXEMBOURG 980MW/4.31TWh FRANCE 3,200MW/ 0.13TWh Source: CERA, March 2,700MW/17.16TWh 2012 SWITZERLAND 1,500MW/10.65TWh 3,500MW/2.53TWh CZECH REPUBLIC 800MW/1.02TWh 2,300MW/7.80TWh AUSTRIA 2,200MW/12.37TWh 2,000MW/5.02TWh 11

Tysklands nettoexporterar el, men till lägre pris än importen (TWh/a) Year Import Export Balance 1990 31,8 30,6 +1,2 1991 30,4 31,0-0,6 1992 28,4 33,7-5,3 1993 33,6 32,7-0,9 1994 35,7 33,5 +2,2 1995 39,5 34,8 +4,7 1996 37,2 42,6-5,4 1997 37,8 40,2-2,4 1998 38,1 38,7-0,6 1999 40,4 39,4 +1,0 2000 45,0 41,9 +3,1 2001 43,5 44,8-1,3 2002 46,2 45,5 +0,7 2003 45,8 53,8-8,0 2004 44,2 51,5-7,3 2005 53,4 61,9-8,5 2006 46,1 66,0-19,9 2007 44,3 63,4-19.1 2008 40,2 62,7-22,5 2009 40,6 54,9-14,3 2010 42,0 59,0-17,0 12 2011 49,7 56,0-6,3 2012 (-Q3) 33,9 47,8-13,8 Quelle: bdew

Tyska flaskhalsar påverkar grannländerna Quelle: CEZ, Zentrales Auktionsbüro

PV utbyggnad påverkar förbrukningsprofilen 62.000 Average July 2010 UCTE load profile 1 60.000 58.000 Hourly Load (MW) 56.000 54.000 52.000 50.000 Residual load after peak shaving (2010-2012) 48.000 46.000 44.000 42.000 23:00 22:00 21:00 20:00 19:00 18:00 17:00 16:00 15:00 14:00 13:00 12:00 11:00 10:00 09:00 08:00 07:00 06:00 05:00 04:00 03:00 02:00 01:00 00:00 2010 UCTE Avg. Load (MW) Solar avg. 2010 (13 GW) Solar avg. 2011 (20 GW) Solar avg. 2012 (24 GW) 14

Marginaler för gaskraftverk har minskat 15

Exempel Produktion för gaskraftverket Irsching 5: Juni August 2011 20.000 16.000 Erzeugung (MWh) 12.000 8.000 4.000 0 Juni 2011 Quelle: www.eon-schafft-transparenz.de Juli 2011 August 2011 16

Exempel Produktion för gaskraftverket Irsching 5: Juni-August 2012 20.000 16.000 Erzeugung (MWh) 12.000 8.000 4.000 0 Juni 2012 Quelle: www.eon-schafft-transparenz.de Juli 2012 August 2012 17

Stöd till förnyelsebart för 2013 är högre än terminspris på EEX 18

Elpriset för hushållskunder ökar Average monthly electricity bill of a three-person household in Euros Yearly consumption: 3.500 kwh Changes versus 1998 + 51 % + 179 % + 10 % Generation, transport and sales Source: BDEW, as of: 10/2012 Seit e 19 Taxes, charges, levies (German Renewable Energies Act (EEG), Combined Heat and Power Generation Act, levy based on 19, electricity tax, concession fee, VAT) 05.12.201

Elpris för hushållskunder 2012 and 2013: Skatter och avgifter Offshore- liability levy (from 2013) 19 StromNEV-levy CHP-premium EEG-levy 2012: 11,7 ct/kwh +2,7 ct/kwh 2013: rd. 14,4 ct/kwh Electricity tax Concession fee* VAT 19% 05.1 2.20 12 Source: BDEW; data in ct/kwh for consumption of 3.500 kwh/a ** VAT-share estimated * average concession fee, vaying according to city size Seite 20

Energiewende några aktuella frågeställningar Hur skall leveranssäkerhet säkerställas? Hur ser framtida marknadsdesign ut? Vilken roll kommer den Europeiska inre marknaden att spela? Hur skall Energiewende finansieras? Kan nätutbyggnaden ske tillräckligt snabbt? 05.1 2.20 12 Seite 21

Leveranssäkerhet - Starkare politiska ingrepp - Systemrelevanta kraftverk har definierats - Kraftverksnedläggning måste anmälas 12 månader i förväg - Systemrelevanta kraftverk får ej stängas, utan övergår i lokal systemreserv - I praktiken inte möjligt att lägga systemrelevanta kraftverk i malpåse - Systemreserv upphandlades för förra vintern och även för innevarande vinter - Ett system för kompensation har införts för avbrytbara leveranser till större förbrukare - Diskussioner om införande av strategisk reserv, liknande den svenska modellen, för en övergångsperiod - Diskussioner om införande av en långsiktig kapacitetsmarknad 22

Summering - Det finns ett stöd för omställning av elproduktionen - Kostnaderna för förnyelsebar energi ifrågasätts allt mer och även fördelning mellan kundgrupper diskuteras - Kortsiktigt har kärnkraftavvecklingen inneburit mer kolförbränning och förnyelsebart - Starkare politiska ingrepp för att säkerställa leveranssäkerhet 23