Energiewirtschaftliche Anforderungen an neue fossil befeuerte Kraftwerke mit CO2-Abscheidung im liberalisierten europäischen Elektrizitätsmarkt

Abstract

Vor dem Hintergrund zunehmender Bestrebungen zum Klimaschutz und einer auf Liberalisierung ausgerichteten Energieversorgung in Europa wird in der vorliegenden Arbeit die Rolle von Kraftwerken mit CO2-Abtrennung und dem anschließenden CO2-Transport und der Speicherung (Carbon dioxide Capture and Storage - CCS) bewertet. CCS-Kraftwerke stellen eine technische Option zur signifikanten Reduktion der CO2-Emissionen bei der Bereitstellung elektrischer Energie auf Basis fossiler Rohstoffe dar. CCS-Technologien befinden sich derzeitig im Pilot- bzw. Demonstrationsstadium, wobei hinsichtlich der zukünftigen technischen und ökonomischen Parameter dieser Anlagen gegenwärtig zum Teil erhebliche Unsicherheiten bestehen. Sowohl die erreichbaren CCS-Kraftwerksparameter als auch die energie- und klimapolitischen Rahmenbedingungen bestimmen, inwieweit CCS-Kraftwerke gegenüber anderen CO2-armen bzw. CO2-freien Stromerzeugungstechnologien wettbewerbsfähig sind und welchen Beitrag sie zur zukünftigen Strombereitstellung leisten können.

In der Untersuchung werden unter Verwendung eines modellgestützten systemanalytischen Ansatzes die wesentlichen energiewirtschaftlichen sowie energie- und klimapolitischen Einflussfaktoren und deren Auswirkungen auf die erreichbare Marktstellung von CCS-Kraftwerken im europäischen Elektrizitätsmarkt bis zum Jahr 2050 sowie deren strukturelle und kostenseitigen Implikationen auf das europäische Energiesystem untersucht. Die derzeitig bestehenden Unsicherheiten in Bezug auf die erreichbaren Investitionskosten und Wirkungsgrade von CCS-Kraftwerken werden dabei explizit berücksichtigt, und es wird der Frage nach den Auswirkungen von Veränderungen dieser beiden Parameter auf die Position von CCS-Kraftwerken am Elektrizitätsmarkt nachgegangen. In der Analyse wird sowohl den Beziehungen innerhalb des Elektrizitätssektors, als auch den Wechselwirkungen mit vor- und nachgelagerten Bereichen des Energiesystems sowie länderspezifischen Besonderheiten bei der Energieversorgung in den jeweiligen europäischen Staaten Rechnung getragen. Hierzu sind insbesondere die Kosten und Potenziale für den Transport und die Speicherung des CO2 in den jeweiligen europäischen Staaten zu zählen.

Die Ergebnisse der Untersuchung in Bezug auf die energie- und klimapolitischen Einflussgrößen zeigen, dass sich sowohl die Vorgaben zur Reduktion der Treibhausgase in Europa als auch die energiepolitischen Entscheidungen hinsichtlich der Nutzung der Kernenergie in besonderem Maße auf die Stromerzeugung in Kraftwerken mit CO2-Abtrennung auswirken. Bei Fortführung der derzeitigen Politiken zur Nutzung der Kernenergie in den europäischen Ländern und einer starken Reduktion der Treibhausgase in Europa ist ein Anteil von CCS-Technologien an der gesamten Nettostromerzeugung in der EU-27 von knapp 20% in 2050 erreichbar. Dies setzt die Existenz des rechtlichen Rahmens und der gesellschaftlichen Akzeptanz für den Aufbau und den Betrieb der entsprechenden Infrastruktur für den CO2-Transport und die Speicherung voraus.

Hinsichtlich des Einflusses klimapolitischer Zielvorgaben auf die Perspektiven von CCS-Kraftwerken ist festzuhalten, dass sich eine Bandbreite für die langfristigen Treibhausgasminderungsziele in der EU-27 zwischen ca. 65% und 85% in 2050 gegenüber der Kyotobasis ableiten lässt, in der CCS-Markanteile größer 15% (2050) bezogen auf die EU-27 Nettostromerzeugung erreicht werden können. In diesem Minderungsbereich steigt bei Verschärfung des Treibhausgasminderungszieles neben dem Emissionszertifikatspreis auch die Stromnachfrage an, was aus Substitutionseffeken auf der Verbrauchsseite von Technologien auf Basis fossiler Energieträger durch Stromanwendungen resultiert. CCS-Kraftwerke können zukünftig zur Deckung der ansteigenden Stromnachfrage beitragen sowie CO2-intensivere Stromerzeugungstechnologien substituieren. Im Gegensatz dazu ergeben sich unter moderaten als auch unter sehr hohen Treibhausgasminderungszielen deutlich geringere Marktanteile. Unter moderaten Treibhausgasreduktionszielen gehen aufgrund niedriger Emissionszertifikatspreise nur bedingt Anreize für die Anwendung der CCS-Technologie aus. Unter sehr starken Treibhausgasminderungsbedingungen sind niedrige Marktanteile auf die verminderteWettbewerbsfähigkeit von CCS-Kraftwerken aufgrund der restlichen CO2-Emissionen bei einer nicht 100%igen Abtrennung des CO2 aus dem Kraftwerksprozesses und der begrenzten Menge an Emissionsrechten sowie entsprechend hohen Zertifikatspreisen zurückzuführen.

In Bezug auf die Rolle der Kernenergie ist zu beobachten, dass eine Ausweitung der Nutzungsmöglichkeiten der Kernenergie zu einem Rückgang des CCS-Anteils an der Nettostromerzeugung in der EU-27 auf bis zu ca. 10% in 2050 führt, da Kernkraftwerke im Vergleich zu CCS-Kraftwerken unabhängig vom Treibhausgasminderungsziel Strom zu geringeren Gestehungskosten erzeugen und damit direkt Marktanteile von CCS-Kraftwerken substituieren.

Die regionale Analyse verdeutlicht, dass CCS-Technologien besonders in den Anrainerstaaten der Nordsee Anwendung finden, was auf die im Vergleich zu anderen Regionen günstigen CO2-Transport und Speicherbedingungen zurückgeführt werden kann. Je nach energie- und klimapolitischen Rahmenbedingungen werden bis zu 50% der gesamten abgetrennten CO2-Mengen der EU-27 in den Anrainerstaaten der Nordsee abgetrennt und gespeichert, wobei insbesondere die Speicherung in salinen Aquiferen die kostengünstigste Option darstellt.

Zur Bewertung der Unsicherheiten in Bezug auf die erreichbaren CCS-Kraftwerksparameter wurden anhand einer Literaturstudie entsprechende Wertebereiche für zukünftige Investitionskosten und Wirkungsgrade von CCS-Kraftwerken bestimmt. Diese Wertebereiche fanden in Form einer Parametervariation in der modellbasierten systemanalytischen Untersuchung Berücksichtigung. Der Wertebereich für Wirkungsgradverluste für die CO2-Abtrennung bezogen auf den Nettowirkungsgrad der Technologien ohne CCS beträgt 6 bis 12%-Punkte für Erdgas- und Kohletechnologien gleichermaßen. Die zusätzlichen Investitionskosten für die CO2-Abtrennung bewegen sich für kohlegefeuerte Anlagen in einer Bandbreite zwischen 20 und 75% und für Erdgasanlagen zwischen 30 und 100% der Investitionskosten der entsprechenden Kraftwerkstechnologien ohne CCS.

Die Ergebnisse der Parametervariation zeigen, dass Veränderungen der CCS-Kraftwerksparameter im untersuchten Bereich in Abhängigkeit von den energie- und klimapolitischen Rahmenbedingungen unterschiedlich starke Zuwächse der CCS-Stromerzeugung hervorrufen. Unter günstigen Rahmenbedingungen können durch die Reduktion der Investitionskosten und die Steigerung der Wirkungsgrade von CCS-Kraftwerken im untersuchten Wertebereich zusätzliche Strommengen in CCS-Kraftwerken in der EU-27 von bis zu 360 TWh in 2050 erzeugt werden. Die geringsten Auswirkungen durch Änderungen der CCS-Kraftwerksparameter sind unter moderaten Klimazielen zu beobachten. Der Einfluss der untersuchten energie- und klimapolitischen Rahmenbedingungen wirkt sich im Vergleich zu den Unsicherheiten hinsichtlich der Wirkungsgrade und Investitionskosten zum Teil wesentlich stärker auf die Perspektiven von CCS-Kraftwerken am europäischen Elektrizitätsmarkt aus. Daraus lässt sich ableiten, dass es nur bedingt möglich ist, reduzierte Marktanteile aufgrund veränderter energie- und klimapolitischer Rahmenbedingungen durch Steigerungen der Wirkungsgrade und Reduktion der Investitionskosten von CCS-Technologien zu kompensieren. Durch veränderte CCS- Kraftwerksparameter werden neben einem Anstieg der Stromnachfrage vor allem Substitutionseffekte innerhalb der Strombereitstellung hervorgerufen. Generell ist zu beobachten, dass durch die Reduktion der Investitionskosten und Steigerung der Wirkungsgrade von CCS-Kraftwerken mittelfristig primär die Stromproduktion aus fossil befeuerten Kraftwerken ohne CCS substituiert wird und langfristig die Strombereitstellung aus erneuerbaren Energien.

Against the background of an increasing importance of climate change mitigation and the liberalization of the European energy supply this study assesses the perspectives of power plants with Carbon dioxide Capture and Storage (CCS). CCS power plants represent one option to reduce CO2 emissions of fossil energy based electricity production significantly. Today, CCS technologies are in the pilot and early demonstration phase with various uncertainties concerning their future technical and economic parameters. The perspectives of CCS power plants are determined by both the energy and climate policy framework and the achievable power plant parameters. These factors influence the competition with alternative CO2 avoidance options in the energy system, especially with low-carbon or carbon-free electricity generation, and have impact on future stakes of CCS power plants in the European electricity market.

In this study the deployment of CCS power plants is investigated for the European electricity market until 2050 taking different energy and climate policy framework conditions into consideration. By applying an integrated model-based approach, structural changes of the whole energy system are incorporated, including their implications on costs and emissions. The study addresses uncertainties concerning future CCS power plant invest costs and efficiencies explicitly, and analyses the effects of changes of these parameters with respect to the perspectives of CCS power plants in Europe. Thereby, interdependencies on horizontal level related to competition of different technologies within the electricity sector are examined, but also vertical interdependencies resulting from effects between the upstream and energy demand sectors. In order to reflect the heterogeneity among the national energy systems in Europe, country specific particularities on technical aspects and energy policy are taken into account, such as potentials and costs of CO2 storage, and national regulations on the use of nuclear power and renewable energy.

The results of the analysis reveal a strong influence of the stringency of the EU greenhouse gas reduction target and the policy on the use of nuclear energy on the perspectives of CCS power plants in the European electricity market. Under a regime with the continuation of today’s energy policies on nuclear power and a strong greenhouse gas mitigation target for Europe a 20% CCS share of the total EU-27 net electricity generation can be reached in 2050, presuming the existence of the legal framework and public acceptance for the corresponding CO2 transport and storage infrastructure. CCS power plants can contribute to cover the growing electricity demand and to replace CO2 intensive fossil fuel based electricity generation. Thereby, the growing electricity demand results from the substitution of fossil-based end use technologies by electricity applications under stringent greenhouse gas mitigation obligations. Conversely to strong climate policies, less ambitious greenhouse gas reduction targets effect less CCS penetration as a consequence of lower carbon certificate prices. But also under very strong greenhouse gas reduction targets (>85% in 2050 compared to Kyoto base) CCS power plants face comparably low market shares due to their resulting CO2 emissions if not 100% of the CO2 is captured and high carbon certificate prices. Regarding the role of nuclear power, the study shows a reduction of the EU market share of CCS power plants to about 10% in 2050 if energy policy regulation would allow a more extensive use of nuclear energy in the EU member states compared to the current decisions on nuclear energy.

The results on regional level indicate a high importance of CCS applications in the neighbouring countries of the North Sea, since these countries are characterised by more favourable CO2 transport and storage conditions compared to other European countries. Depending on the energy and climate policy framework up to 50% of the total storage quantities in the EU-27 until 2050 are captured and stored in the neighbouring countries of the North Sea with saline aquifers being the dominant storage option.

In order to assess the uncertainties related to future invest costs and efficiencies of CCS power plants a variation of the corresponding parameters has been performed. The range for the parameter variation is based on a literature study and has been determined for the efficiency loss of the CCS power plants compared to the reference technology without CO2 capture between 6% points and 12% points for both coal and natural gas technologies. The range of additional invest cost for CO2 capture is for coal power plants between 20 and 75% of the costs of the coal technology without CCS and for natural gas between 30 and 100% respectively.

From the results of the parameter variation can be concluded, that changes of these parameters effect different strong impacts on the market share of CCS power plants depending on the energy and climate policy framework. Under the most favourable conditions for CCS technologies the decrease of efficiency loss as well as of the invest costs leads to additional 360TWh of the CCS-based electricity generation in 2050, which increases the share of CCS power plants of total net electricity generation in the EU-27 to 27%. Only few impacts from changes of the CCS power plant parameters can be observed under moderate climate targets. Comparing the influence of different policy frameworks analysed in this study with the influences of the variation of the technical and economic CCS power plant parameters shows, that uncertainties concerning energy policy measures can have a stronger influence on the perspectives of CCS in Europe than uncertainties regarding invest costs and efficiencies. For certain market conditions this also means, that reduced market perspectives of CCS technologies, which might happen due to changes of the energy policy framework, cannot entirely be offset by increasing the efficiencies and reducing the invest costs of CCS power plants.

Changes of CCS power plant parameters impact both an increase of the electricity demand and the substitution of alternative generation technologies. In the mid-term, mainly fossil-based electricity generation without CCS is substituted as result of reductions of invest costs and increases of efficiencies of CCS power plants, and in the long-run mainly the electricity generation from renewable energy.