Economics of Low CO2 Coal-Fired Power Generation
Projektlaufzeit: 1/2009 - 6/2009
Im Jahr 2009 hat das FCN in verschiedenen Studien die Wirtschaftlichkeit kohlebefeuerter Energieerzeugung bzgl. CO2-Abscheidung und –Speicherung (CCS: Carbon Capture and Storage) in Europa untersucht. Dabei wurden modellbasierte Analysen durchgeführt. Zum einen wurden die Wirtschaftlichkeit und die erwartete Verbreitung von Kohlekraftwerken mit CSS untersucht. Zum anderen wurde die Kosteneffektivität von Kohlekraftwerken, ausgestattet mit drei unterschiedlichen CCS Technologien, mit einem Fuzzy Real Options Model untersucht und darüber hinaus die wirtschaftliche Funktionsfähigkeit der Zufeuerung von Biomasse in neuen Steinkohlekraftwerken analysiert.
1. Wirtschaftlichkeit kohlebefeuerter Energieerzeugung
In diesem Promotionsforschungsprojekt von Richard Lohwasser verwenden wir das neue und fortgeschrittene, langfristige Marktmodell „Hector“. Der Strommarkt wird mit der Bottum-up-Methode simuliert, indem variable, kostenbasierende Angebote von individuellen Kraftwerken auf aktionsbasierten, nationalen Märkten mit internationaler Verbindung der Kapazitäten verwendet werden. Im Gegensatz zu vielen anderen Ansätzen, implementieren wir die Zielfunktion für ein stündliches Level. Das Modell beinhaltet 400 Gruppen von Kraftwerken in 19 europäischen Ländern. In einer Prognose bis 2040 fanden wir heraus, dass Kraftwerke mit konventionellen, fossilen Brennstoffen sowohl durch erneuerbare Energietechnologien als auch durch große Mengen von CCS ersetzt werden können (dieses übersteigt fast die verfügbaren CO2 Lagerkapazitäten einiger Regionen).
Weiterhin untersuchen wir, wie die wirtschaftliche Entwicklung von CCS für kohlebefeuerte Energieerzeugung die Kosten der Stromerzeugung und somit die Marktaufteilung in Europa beeinflusst. Die Erwartungen an die Wirtschaftlichkeit von kommerziellen CCS Steinkohlekraftwerken variiert sehr stark in der Literatur. Der Basisfall liegt bei einem CO2 Preis von 43 €/t, wobei Sensitivitätsanalysen 30 €/t und 20 €/t ergeben. Unsere Simulationsergebnisse zeigen, dass Investitionskosten die Marktdurchdringung von kohlebefeuerten CCS Kraftwerken stark beeinflussen. Dies führt zu einem Anteil in der europäischen Stromerzeugungskapazität für 2025 von 16% für niedrige Investitionskosten (1400 €/kW) und 2% für hohe Investitionskosten (3000 €/kW).
Darüber hinaus untersuchen wir die Auswirkung der Stimulationspolitik (Kapitalzuschüsse und Einspeisevergütung) und die Lerneffekte der Einführung von Nachverbrennung für CCS Versuchsanlagen. Die politischen Instrumente werden im Hinblick auf Effektivität, definiert als Verhältnis zwischen CCS Versuchsanlagenkapazität und diskontierten, gesamten politischen Kosten, bewertet. Vorläufige Ergebnisse zeigen eine langsame Einführung von CCS in der Abwesenheit von Förderpolitik: beim CO2-38 Szenario (durchschnittlicher CO2 Preis von 38 €/t zwischen 2015 und 2020) wird lediglich 5,7 GW der CCS Versuchsanlagenkapazität bis zum Jahr 2020 gebaut (hauptsächlich in Großbritannien, den Niederlanden, Griechenland und der Slowakei), wobei beim CO2-25 Szenario keine CCS Versuchsanlage an den Start geht. Beim hohen CO2 Preisszenario resultiert eine ähnliche Effektivität beider Politikbereiche. Dies ist vor allem auf die relativ niedrigen, variablen Kosten der CCS Versuchsanlage und der daraus resultierenden Position der Merit-Order zu diesem CO2 Preis zurückzuführen, was eine hohe Auslastung sowie einen stetigen und berechenbaren Zufluss von Subventionen ermöglicht. Insgesamt finden wir, dass weitere Subventionen für die Erreichung der Wirtschaftlichkeit von CCS Kraftwerken bis zum Jahr 2020 erforderlich sind und dass die Kapitalzuschüsse die kostengünstigste Methode sind, um die politisch geplante CCS Versuchsanalgenkapazität von 21-23 GW in 2020 zu erreichen. Um dieses Ziel zu erreichen, ist ein Gesamtbudget von ca. 4 Mrd. € (CO2-38 Szenario) und ca. 14 Mrd. € (CO2-25 Szenario) erforderlich. Unter der Annahme, dass es trotz der immer noch stark fragmentierten Entwicklung von F&E Projekten Lerneffekte in der gesamten EU geben wird, finden wir, dass die Bündelung europäischer CCS R&D mit denen anderer Regionen der Welt, die CCS Versuchsanlagenkapazität und die Subventionsanforderungen reduziert.
2. Fuzzy Real Options Modell für eine Investition in eine geringe CO2 Stromerzeugung
In dieser Studie untersuchen wir den relativen Vorteil der Investition in ein Gas- und Dampfkraftwerk (NGCC: Natural Gas Combined-Cycle) im Vergleich zu einem Kohlekraftwerk mit und ohne CCS. Für diese Investitionsanalyse unter Unsicherheit verwenden wir die Fuzzy Real Options Theorie. Es werden drei unterschiedliche Preisszenarien für den Brennstoffeinsatz und die CO2-Emissionsrechte betrachtet. Angesichts der getroffenen Annahmen finden wir Evidenz dafür, dass NGCC und (weniger) konventionelle Steinkohlekraftwerke kostengünstiger sind, gefolgt von Kohlekraftwerken mit der CCS Technologie „Oxyfuel“ und „Pre-Combustion“ (Abbildung 1). Aufgrund der hohen spezifischen Investitionskosten und signifikanten Verluste im Wirkungsgrad, ist die dritte Option „Post-Combustion“ unwirtschaftlich. Die Sensitivitätsanalyse zeigt, dass bei einer moderaten Kostenreduzierung „Pre-Combustion“ und „Oxyfuel“ wirtschaftlich werden und dies auch bei ausreichend niedrigen CO2 Preisen oder Zinssätzen für bevorzugte Optionen gilt.
3. Zufeuerung von Biomasse in neue Kohlekraftwerke
Die Zufeuerung von Biomasse in Kohlekraftwerke (in der Regel 5-20%) ist eine interessante Option um CO2 Emissionen zu mindern, da die zusätzlichen Kosten relativ gering sind und ein sekundärer Nutzen durch erhöhte Brennstoffflexibilität entsteht. Weltweit sind etwa 150 Kraftwerke mit Zufeuerung in Betrieb. In Deutschland liegt das Potential für Biomasse Zufeuerung in Kohlekraftwerken bei etwa 28 TWhel pro Jahr, unter der Annahme, dass 10% der Kohle durch Biomasse ersetzt wird. Wir untersuchen das wirtschaftliche Potenzial der Biomasse Zufeuerung in neuen Steinkohlekraftwerken in Deutschland mit einem besonderen Fokus auf die im Besitz der E.ON AG. Zu diesem Zweck bestimmen wir geeignete Inputs für Biomassebrennstoffe, Investitions- und Betriebskosten, und die Rentabilität der Investitionen in Zufeuerung. In einer Sensitivitätsanalyse überprüfen wir die Robustheit unserer Ergebnisse; Unsicherheit wird explizit durch eine Monte-Carlo Simulation berücksichtigt. Wir finden heraus, dass das regionale und internationale Biomasseangebot entscheidend ist und dass die Kosteneffektivität der Zufeuerung stark von den Preisen der Biomasse, Kohle und CO2 Zertifikate betroffen ist. Die Kosten der Stromerzeugung, welche der Biomasse Zufeuerung eines Kraftwerks zuzurechnen sind, würden für eine in 2020 in Betrieb genommene Anlage bei 70-75 €/MWhel liegen, während die Durchschnittskosten des Biomasseinputs Brennstoff bei etwa 4,1 €/GJ liegen.
Projektpublikationen
Kraemer C., Madlener R. (2009). Using Fuzzy Real Options Valuation for Assessing Investments in NGCC and CCS Energy Conversion Technology, FCN Working Paper No. 3/2009, Institute for Future Energy Consumer Needs and Behavior, RWTH Aachen University, November.
Lohwasser R., Madlener R. (2009). Simulation of the European Electricity Market and CCS Development with the HECTOR Model, FCN Working Paper No. 6/2009, Institute for Future Energy Consumer Needs and Behavior, RWTH Aachen University, November.
Lohwasser R., Madlener R. (2009). Impact of CCS on the Economics of Coal-Fired Power Plants: Why Investment Costs Do and Efficiency Doesn’t Matter, FCN Working Paper No. 7/2009, Institute for Future Energy Consumer Needs and Behavior, RWTH Aachen University, November.
Lüschen A., Madlener R. (2010). Economics of Biomass Co-Firing in New Hard Coal Power Plants in Germany, FCN Working Paper No. 23/2010, Institute for Future Energy Consumer Needs and Behavior, RWTH Aachen University, December (revised July 2012).
Abschlussarbeiten
Kraemer C. (2009). Investitionsentscheidungsfindung zwischen GuD- und CCS-Kraftwerkstechnologien, Studienarbeit, Lehrstuhl für Wirtschaftswissenschaften, insb. Energieökonomik, Fakultät für Wirtschaftswissenschaften, RWTH Aachen University, April.
Lüschen A. (2009). Betriebswirtschaftliche Bewertung der Biomassemitverbrennung in neuen Steinkohlekraftwerken zur Reduktion fossiler CO2-Emissionen, Diplomarbeit, Lehrstuhl für Wirtschaftswissenschaften, insb. Energieökonomik, Fakultät für Wirtschaftswissenschaften, RWTH Aachen University.