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#schweden

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benedict16b

Neulich im Internet entdeckt (der Text kann frei heruntergeladen werden):
" Rapport 2023:11 . Näringspolitik, konkurrenskraft och elpriser: Elintensiv industri i Sverige och Tyskland", (tillväxtanalys, 2023).

Deutschland ist der wichtigste Handelspartner Schwedens mit einer ähnlichenn Industriestruktur. In der Studie wird verglichen, wie die Industrie gegen zu hohe Stromkosten geschützt wird. Das auch unter dem Gesichtspunkt, wie die Konkurrenzfähigkeit und der Wohlstand Schwedens durch steigende Strompreise beeinflußt wird.

Generell hat Deutschland deutlich höhere Strompreise als Schweden, hat aber trotzdem in der Vergangenheit die Konkurrenzfähigkeit seiner Industrie bewahren können. Begünstigt wird Deutschland durch seinen größeren Binnenmarkt und durch Skaleneffekte einer großvolumigen, aber relativ anspruchsloser Massenproduktion.

Schweden außer hat dagegen außer den niedrigeren Strompreisen den Vorteil einer besseren Rohstoffbasis bei Erzen und Zellulose-Vorprodukten. Zudem hat Schweden sich besonders im Bereich Eisen / Stahl auf eine höherwertige Produktion mit niedervolumigen Nieschenprodukten spezialisiert.

Deutschland hat zum Schutz seiner Industrie ein System mit einer Vielzahl von Ausnahmeregelungen und wirtschaftspolitischen Spezialregeln aufgebaut.

In Schweden dagegen hat man sich für allgemeine Steuererleichterungen entschieden, verbunden mit dem System der el-Zertifikate und Subventionen. Für die stromintensiven Branchen wird versucht, die Stromsteuersätze möglichst niedrig zu halten.

Das deutsche System mit anlagenspezifischen Unterstützungsmaßnahmen war in der Vergangenheit auch in Schweden gebräuchlich, wurde aber zugunsten des jetzigen, durch seine Effizienz mehr vorteilhafteren Systems aufgegeben.

In Deutschland gibt es nach Meinung der Autoren mit dem jetzigen System mehr Variationen im Strompreis zwischen den verschiedenen stromintensiven Industrien als in Schweden. Jedoch hat dieses System den Vorteil der präziseren Zielsetzung, auch in Hinblick auf Verteilungseffekte.

In Schweden wurde früher versucht, die Klimaumstellung voranzutreiben durch Umschichtung der Steuern von Arbeit auf CO2-Ausstoß. Das hat sich nicht bewährt, weil durch zahlreiche Ausnahmeregeln die begünstigten Unternehmen ihre Produktion und damit den CO2-Ausstoß erhöhen konnten.

In Deutschland wird die Energiewende durch ein komplexes System von Abgaben für Unternehmen und Privathaushalte finanziert. Die Belastungen der Unternehmen bestimmen sich nach verschiedenen Faktoren, z.B. Größe des Stromverbrauchs. Auch gibt es eine Liste mit Sektoren, gestaffelt nach der Neigung, ins Ausland zu verlagern. Auch diese Unternehmen genießen allerlei Privilegien bei der Befreiung von Abgaben zur Energiewende.

Verschiedene Unternehmen können sich so deutlich in ihren Abgabenlasten unterscheiden. Zudem hat Deutschland der EU-Kommission die Erlaubnis für ein 27.5 Mrd. Euro Subventionspaket für industrielle Großstromverbraucher abgerungen.

Die Autoren erklären sich für außerstande, das deutsche System der Ausnahmeregeln in seiner Gesamtheit durchschauen zu können. Klar ist, daß Großverbraucher von den Abgaben freigestellt werden. Die Begründung ist nicht immer klar, weil Konkurrenzfähigkeit von vielerlei Faktoren abhängig ist. Die Kosten der Energiewende werden somit in Deutschland vor allem Gewerbeunternehmen und Privathaushalten aufbebürdet.

Schweden hat sich dagegen für ein einheitliches Besteuerungssystem der stromintensiven Industriebranchen entschieden. Der Vorteil ist eine höhere Transparenz, mehr Effizienz, und daß die Unternehmen die Orientierung erleichtert wird.

Damit unterscheiden sich Deutschland und Schweden dadurch, daß für schwedische Unternehmen im Wesentlichen der Preis an der Strombörse maßgeblich ist, deutsche Unternehmen dagegen werden durch die zahlreichen und schwer durchschaubaren staatlichen Regeln bestimmt. Zudem ist mit dem deutschen System ein enormer administrativer Aufwand verbunden.

Direkte staatliche Subventionen waren in den 1970 / 80er Jahren ein Mittel, krisenbedrohten Unternehmen zu helfen, z.B Stahl, Werften, Bergbau, Forstwirtschaft. Darauf entfielen in Schweden zeitweilig 1% des BNP, allerdings wurden die Mittel oft zur finanziellen Rekonstruktion verwendet, z.B zur Unternehmensentschuldung.

Mit der Globalisierung und Klimaumstellung werden Unternehmen und Wirtschaftsprojekte unter mehr strategischen Gesichtspunkten gesehen, um die nationale Konkurrenzfähigkeit
im globalen Zusammenhang zu stärken. Beispiel Grüner Wasserstoff oder die US-Initiative IRA. Damit Abkehr von der ursprünglich nationalen Fokussierung auf Krisen.

Es ist schwierig Konkurrenzfähigkeit zu definieren, weil dadurch strukturelle Veränderungen der Wirtschaft schlecht erfaßt werden. Beispielsweise können Wohlfahrtsgewinne entstehen, wenn Ressourcen von Krisenbranchen auf Zukunftsbranchen übertragen werden. Die Autoren plädieren auch aus diesem Grund für den Ausbau von Forschung & Entwicklung.

Gegenwärtig sind nach den EU-Marktregeln direkte Unterstützungsmaßnahmen für einzelne Unternehmen nicht mehr zulässig, jedoch bemerken die Autoren zahlreiche Ausnahmen. Als Beispiel für die flexiblere Sich auf Subventionen wird der Versuch von R. Habeck angeführt, einen 6-Cent Industriestrompreis einzuführen; kaum konsistent mit EU-Regeln.

Zusammenfassend stellen die Autoren fest, daß die Übernahme des deutschen Modells für Schweden keine Effizienzvorteile hat. Vielmehr sollte Schweden das jetzige System weiter ausbauen und transparente, zielführende Steuerregelungen einführen.

Mit den steigenden Strompreisen bemerken schwedische Unternehmen immer mehr, wie ausländische Regierungen für vergleichbare Unternehmen in ihren eigenem Staatsbereich "gute
Rahmenbedingungen" zu schaffen versuchen, dh. durch Sondervorteile diesen Unternehmen Vorteile zuzuschanzen. Beispiel "elprisgaranti", also Strompreisbremse in Deutschland.

Voraussichtlich werden die Strompreise in der EU sich angleichen. Schweden verliert damit den Standortvorteil niedriger Strompreise. Die Veredelung des schwedischen Stroms in der Industrie wird weniger, der Stromexport dagegen mehr lukrativ. Es wird auf die historische Bedeutung des Außenhandels für den wirtschaflichen Fortschritt Schwedens hingewiesen.

Die Studienautoren haben versucht, die Anteile einiger Industrienbranchen an der gesamten industriellen Wertschöpfung in Schweden und Deutschland zu vergleichen.

Die Ergebnisse sind in Diagramm Figur_4.1 dargestellt, S. 32. Desgleichen die Kostenanteile für Elektroenergie in den ausgewählten Industriesektoren in Diagramm Figur_4.2, S. 33. Desgleichen die Kostenanteile für Arbeit in den ausgewählten Industriesektoren in Diagramm Figur 4.3 auf Seite 34. Die hellen horizontalen Striche in den dunkelen Boxen symbolisieren die Medianwerte, die Länge der dünn ausgezogenen vertikalen Balken die Variation über den Zeitraum 2007 - 2020.

Im Ergebnis sind die Industriebranchen Fahrzeuge, Chemie, Lebensmittel, Metallverarbeitung, Holzverarbeitung im Bereich 0.5% - 4%. Höhere Kostenanteile für Elekroenenergie weisen die Branchen Zellstoff, Papier & Pappe, Eisen & Stahl auf, ca. 8 -10 Prozent. Die Branche Basismetalle erreicht in Deutschland ungefähr 5 % . Die Ausgaben in Deutschland für den Strom sind in den meisten Branchen höher als in Schweden, aber typisch < +33%, bezogen auf den schwedischen Kostenanteil.

Der Anteil der Arbeitskosten variert weniger über die Zeit als die Elektrokosten. Weiterhin unterscheiden sich die Werte für Schweden und Deutschland weniger als diejenigen für die Elektrokosten.

In Diagramm Figur 4_4 auf S. 35 werden die Industriestrompreise für Schweden, Deutschland und durchschnittlich EU dargestellt. Es zeigt sich, der Industriestrompreis in Schweden über den Beobachtungszeitraum immer niedriger ist als der EU-Mittelwert, der deutsche Wert dagegen immer über dem EU-Mittelwert liegt. Ab etwa 2021 nähert sich der deutsche Industriestrompreis dem EU-Wert an, bei beiden gibt es rasante Preiserhöhungen.

In Diagramm Figur 4.5 wird exemplarisch für Schweden und Deutschland die Wertschöpfung in der Eisen / Stahlindustrie sowie der Basismetallindustrie dargestellt. Die Wertschöpfung pro Beschäftigter ist in Schweden durchgängig höher als in Deutschland. Die Autoren nehmen das als Plausibilitätsnachweis für ihre These, daß die deutsche Industrie durch die hohen Stromkosten in eine großvolumige Massenproduktion abgedrängt wurde, um durch Skaleneffekte die hohen Stromkosten kompensieren zu können. Dadurch wiederum ist die deutsche Industrie durch ansteigende Stromkosten besonders gefährdet.

In den letzten Abschnitten der Studie wird mit Hilfe ökonomischer Modelle und Computersimulationen untersucht, welche Auswirkungen es auf die Wohlfahrt hat, wenn der Export billigen schwedischen Stroms begrenzt wird, um Preissteigerungen im Inland zu vermeiden. Oder die Perspektiven, durch Lohn- oder Produktsubventionen Preissteigerungen im Strommarkt durch ungehinderten Stromexport zu kompensieren.

Die Autoren plädieren für den Freihandel mit Elektroenergie. Ihrer Meinung ist das die vorteilhafteste Variante unter dem Gesichtpunkt der Wohlfahrtssteigerung. Auch empfehlen sie, die Energiesteuern generell abzuschaffen, um das System der Ausnahmeregelungen zu beenden. Klimaneutralität kann auch durch CO2-Abgaben auf EU-Ebene erreicht werden.

#sverige #schweden #deutschland #tyskland #el #stromerzeugung

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benedict16b

Neulich im Internet entdeckt (der Text kann frei heruntergeladen werden):
Christoph Hank, Marius Holst, Connor Thelen, Christoph Kost, Sven Längle, Achim Schaadt, Tom Smolinka: "Site-specific, comparative analysis
for suitable Power-to-X pathways and products in developing and emerging countries ", (Fraunhofer-ISE, 2023).

Im Folgenden eine Zusammenfassung bis Seite 92. Die Themen Methanol- und Kerosin-Synthese und CO2-Gewinnung aus Luft (DAC) werden in der Zusammenfassung ausgeklämmert.

Mit einer eigenentwickelten Simulationssoftware wird eine Prognose für die Kosten der Produktion von grünem Wasserstoff außerhalb Deutschland für das Jahr 2030 gemacht. In die Kostenberechnungen geht die Stromerzeugung durch Windkraft und Photovoltaik ein, aber auch die Kosten für Netzleitungen im Quelland, Elektrolyseure, Tiefkühlung und Zwischenlagerung, Ammoniaksynthese, Transport nach Deutschland. Betrachtet werden auch die Investitions- und Kapitalkosten. Die in Deutschland anfallenden Kosten für Regasifizierung oder Reformierung von Ammoniak, Distribution ... werden dagegen ausgeklämmert.

Die für die Daten notwendigen Daten über die Wind- und Solarverhältnisse an den Standorten werden in der Studie dem OpenSource-Programm Ninja entnommen, das solche Daten für jeden Erdpunkt auf der Basis von Satellitenbeobachtungen bereitstellt.

Im Ergebnis kommen die Autoren für H2 auf Gesamtkosten von 17 -22 Cent / KWh, entsprechend 5.70 - 7.23 Euro / Kg. Für Ammoniak sind es 17 Cent / KWh. Das gilt für die kostengünstigsten Standorte, die in Brasilien und Australien liegen. Für die Jahre nach 2030 hoffen die Autoren auf niedrigere Preise, ohne dies jedoch zu begründen. Die Autoren glauben, daß die insgesamt hohen Kosten für grünen Wasserstoff und Ammoniak zukünftig relativiert werden durch steil ansteigende Preise fossiler Energie.

Die Autoren betonen, daß trotz oft günstiger Wind- und Sonnenstrahlungsverhältnisse große Landesteile in den betrachteten Ländern für PtX-Projekte nicht genutzt werden können, weil Naturschutz und militärische Belange dem entgegenstehen, oder auch weil fehlende Infrastuktur und Arbeitskräftemangel dies nicht sinnvoll machen.
Als geeignet werden Landschaften angesehen mit einer Bevölkerungsdichte < 150 / qKm. Urbane Gebiete, Farmland, Wälder und Sumpfland werden nicht berücksichtigt. Berücksichtigt werden nur Gebiete, wo die Länge des zu bauenden Stromnetzes und der zu bauenden Überlandstraßen kleiner 100 Km sind.

Die Anlagen für die Elektrolyse, Verflüssigung, Synthese, Zwischenlagerung werden in der Nähe der Häfen oder am Endpunkt der Pipelines angenommen. Zu bauen sind deshalb oft lange Stromnetze von den Stromerzeugungseinheiten, sowie Überlandstraßen. Die Verfügbarkeit von Landflächen zu akzeptablen Preisen und ausreichend viele lokale Arbeitskräfte sind ebenfalls Voraussetzung. Auch ist ein zumindestens rudimentäres lokales Stromnetz als BackUp-Netz erforderlich. Die Häfen müssen oft noch vom Container-Betrieb zu Tankschiffhäfen umgebaut werden.

Weiterhin wird auf lange Planungs- und Ausführungszeiträume hingewiesen, die bei dem Bau der PtX-Anlagen zu erwarten sind. Um in 10 Jahren in Deutschland über PtX-Importe im 1 TWh-Bereich verfügen zu können, müßte bereits jetzt der Bau der PtX-Anlagen in Angriff genommen werden. Das Fehlen großer Tankschiffe für verflüssigten, tiefgekühlten Wasserstoff ist ein weiteres Problem. Für diese Schiffe müssen erst noch Regularien entwickelt werden, bevor sie auf den Werften gebaut werden können. Die Autoren weisen darauf hin, daß in ihrem Szenario 160 kT Wasserstoff pro Jahr produziert wird. Das entspricht ca. der gegenwärtigen Weltproduktion. Für Nordafrika und Spanien bietet sich der Transport von Wasserstoff via Pipeline an. Diese Pipelines müssen jedoch erst noch gebaut werden. Innerhalb von Europa wäre ein dediziert deutsches Pipelinenetz sehr teuer. Mit einem gesamteuropäischen Wasserstoff-Pipelinenetz auf der Basis europäischer Zusammenarbeit wären die Kosten weitaus niedriger.

In den letzten Jahren bekam die asiatische Photovoltaik-Industrie global gesehen eine dominierende Bedeutung. Eine ähnliche Entwicklung, so die Autoren, zeichnet sich derzeitig bei den Windkraftanlagen ab. Daneben bestehen weitere Abhängigkeiten von Asien, so auf dem Gebiet industrieller Zulieferteile und Rohstoffe wie Seltene Erden. Deshalb sollte Europa versuchen, zumindestens die Produktion von Elektrolyseuren in der Region zu sichern. Es besteht das Risiko, daß mit dem Ausbau der Infrastruktur für grünen Wasserstoff die Abhängigkeit von Asien verstärkt wird.

Auf Seite 32, Tabelle 5.1 sind die ökonomischen Eckwerte für Solarkraft und Windkraft aufgelistet, Investitionskosten (CAPEX), Betriebsaufwendungen (OPEX), Kosten des Kapitals, z.B. Zinsen oder Gewinnausschüttungen (WACC). Die Investitionskosten liegen durchweg höher als in den letzten Beiträgen, die
auf schwedischen Studien beruhen. Photovoltaik: CAPAX 550 - 650 Euro / KW_peak, OPEX 11- 13 Euro über Lebensdauer von 30 Jahre, WACC 6 - 8 % . Windkraft 1200 - 1500 Euro / KW, OPEX 1.5 - 1.7 Cent / KWh, WACC 6 - 8 % , Lebensdauer 25 Jahre.

Als Elektrolyseverfahren wird in der Studie das PEM-Verfahren zu Grunde gelegt. Mit diesem Verfahren kann noch bei 10% der Nennleistung der Betrieb aufrecht erhalten werden. CAPEX: 750 Euro / KW_ac , OPEX 15 Euro / (KW_ac * Jahr), Lebensdauer 30 Jahre. Benötigt werden 15 Liter Wasser / Kg_wasserstoff. Die Kosten für
Entsalzung und Aufbereitung werden mit 2 Euro / cbm_wasser veranschlagt. Bei der Wasserstoffverflüssigung oder auch den Synthesprozessen ist die eingeschränkte Modulationsfähigkeit zu beachten, im Vergleich zu den Elektrolyseuren. Es sind deshalb Zwischenspeicher erforderlich, voraussichtlich mit teuren oberirdischen Tanks. Billiger wären unterirdische Kavernenspeicher, die jedoch derzeitig nicht erforscht sind.

In Fig.-5.2 sind die Investitionskosten für die Anlagen zur Wasserstoffverflüssigung, der Ammoniak- und Methanol- und Kerosinsynthese dargestellt. Für die Wasserstoffverflüssigung werden 1600 bis 1200 Euro / KWh veranschlagt, für Ammoniak 700 - 1300 Euro / KWh, jeweils abhängig von der Anlagengröße.

Die Transportkosten per Schiff sind nicht direkt abhängig von der Entfernung und betragen nach Diagramm Figure-6.5 geschätzt ca 5% der Gesamtkosten frei Deutschland.
Die Alternative zu Schifftransporten für Wasserstoff sind Pipelines, die Algerien und Marokko mit Europa und Deutschland verbinden könnten. Attraktiv ist aus Kostengründen die Nutzung des im Rahmen der "European Hydrogen Backbone Initiative" geplanten Pipelinenetzes. Hier werden Transportkosten von 11 - 21 Cent / Kg_H2
avisiert. [Bei einem Energieinhalt von ca. 40 KWh / Kg_H2 entspricht das also ca. 0.25 - 0.5 Cent / (1000Km*KWh)]. Ein dediziertes Pipelinenetz nur für den deutschen Bedarf wäre dagegen wesentlich teurer und unwirtschaftlich.

In den Graphiken Figure-6.1 und Figure-6.2 werden die Selbstkosten für onshore-Windkraft und Photovoltaik an den jeweiligen Standorten dargestellt. Zu betonen ist, daß es sich dabei nicht um die Kosten von grünem Wasserstoff handelt, geliefert nach Deutschland, sondern um die Stromkosten an den jeweiligen Stromerzeugungsanlagen. Für Photovoltaik streuen die Kosten zwischen 3 - 4 Cent / KWh. Die Selbstkosten für die onshore-Windkraft streut zwischen 4 - 6 Cent, liegt aber an einigen Standorten auch bei weit über 10 Cent / KWh.

In Figure-6.3 finden sich Angaben über die Selbstkosten für Energie, geliefert nach Deutschland. Für grünen Wasserstoff aus Algerien, Marokko, Tunesien, Spanien ist mit Selbstkosten von 14 - 15 Cent / KWh zu rechnen, wobei diese Länder den Vorteil niedriger Transportkosten durch geographische Nähe und Pipelines haben. Für
die anderen Länder sind wesentlich höhere Selbskosten, mehr als 17 Cent / KWh, zu erwarten, z.B für Namibia 24 -27 Cent / KWh. Für Ammoniak streuen die Werte stark, bewegen sich an den meisten Standorten um die 20 Cent / KWh.

Die Lieferkapazität über alle betrachteten Regionen wird mit 82 TWh grüner Wasserstoff abgeschätzt [eigene Abschätzung Diagramm Figure-6.4 ] [Bei Ammoniak sind es nach eigener Abschätzung ca 75 TWh, nach Diagramm Figure-6.6]

Die Selbstkosten für den Import grünen Wasserstoffs durch eine gesamteuropäische Pipeline betragen ca 16 Cent / KWh, durch eine dedizierte deutsche Pipeline sind es ca 20 Cent / KWh. Nach eigener Abschätzung Figure-6.10 sind auf diese Weise 66 TWh beschaffbar. Diese Mengen addieren sich nicht zu den Mengen, die per Tankschiffe zu beschaffen sind.

Energetischer Wirkungsgrad H2 beträgt ca. 55% in der Kette Stromerzeugung bis Verlüssigung, derjenige von Ammoniak ca. 50%.

Windkraft und Photovoltaik unterscheiden sich durch ihre Fluktuationen in ihrer Verwendbarkeit für die H2- und Ammoniakproduktion. Weil Ammoniaksynthese weniger teillastfähig ist, braucht es mehr H2-Zwischenspeicher. oder eine gleichmäßigere Stromversorgung. Das spricht für Windkraft. Standorte mit dominierender Photovoltaik
sind also nicht besonders geeignet für die Ammoniakproduktion.

Die Autoren weisen ausdrücklich darauf hin, daß sie in ihrer Studie nicht die "at-gate hydrogen" generation cost betrachten. Mit diesem Begriff sind die Kosten gemeint, die ohne Transport, Tiefkühlung und Zwischenspeicherung anfallen. Für die aussichtsreichsten Regionen Brasilien, Kolumbien und Australien geben die Autoren 9.6 - 10.8 Cent / KWh als lokale Kosten an. Die Kosten für alle in der Studie betrachteten Regionen liegen für grünen Wasserstoff im Bereich 9.6 - 16 Cent / KWh. [Insgesamt liegen also
die Kosten für grünen Wasserstoff frei Deutschland also ca Faktor 1.5 höher als die lokalen Kosten]

Weiterhin weisen die Autoren auf den Unterschied zwischen Selbstkosten und Preisen hin. Die Preise orientieren sich an den Selbstkosten, wie sie hier in der Studie kalkuliert werden. Dazu kommen Profit, Risikoaufschläge, Forschung & Entwicklung, Distribution ... Für das Jahr 2030 existieren bereits weitere Studien oder Entwicklungspläne. Unter der Überschrift "Published target values of national roadmaps and international price projections and scenarios for hydrogen in 2030." finden sich in Tabelle table-6.8 folgende Angaben (Preise hier pro KG H2, und anscheinend lokale Kosten):
This study: 3.21-5.33 EUR (costs)
Hydrogen Council: 1.40-2.30 USD
European Council: 1.10-2.40 Euro
IEA: 1.50-3.50 USD
IRENA: 1.40-2.00 USD
Die Kostenangaben dieser Studie liegen also im Vergleich zu den anderen Angaben mit Abstand an der Spitze.
Der Unterschied beträgt mehr als Faktor 2.

Für die meisten Regionen ist die Produktion von Ammoniak günstiger als die von grünem Wasserstoff. Wenn Ammoniak nicht als Grundlage für Düngemittel oder als chemischer Grundstoff für die Chemieindustrie verwendet wird, sondern als Träger für grünen Wasserstoff, dann sollte bedacht werden, daß die Reformierung von Ammoniak energieaufwändig und technologisch nicht fortgeschritten ist.

Die Autoren schlußfolgern, daß es bei der Kostenermittlung unumgänglich ist, das Zusammenspiel von Photovoltaik, Windkraft, sowie anderer Faktoren wie administrative, topographische und infrastrukturelle Gegebenheiten zu berücksichtigen. Die Transportentfernungen haben sicherlich einen größeren Einfluß auf die Kosten, sind aber nicht entscheidend. Weiterhin ist ein ausbalanziertes Verhältnis zwischen Photovoltaik und Windkraft oft vorteilhafter als besonders gute Bedingungen für nur eine dieser Stromquellen. Und schließlich sind die Kapitalkosten für den Erfolg der Produktion von grünem Wasserstoff entscheidend.

Der Aufbau einer Produktion von grünem Wasserstoff außerhalb von Deutschland setzt zumindestens in der Anfangszeit bilaterale Handelsabkommen voraus. Später wird sich ein globaler Markt für grünen Wasserstoff entwickelt haben. In jedem Fall wird der Aufbau der Produktion von grünem Wasserstoff viele Jahre beanspruchen. Stabile politische und ökonomische Verhältnisse sind dafür essentiell.

#deutschland #tyskland #schweden #sverige #el #elektroenergie #wasserstoff #vätgas

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benedict16b

Neulich im Internet gefunden (der Text kann frei heruntergeladen werden):
Lisa Göransson, Filip Johnsson: "Ett framtida elsystem med och utan kärnkraft – vad är skillnaden?", (Chalmers, 2023)

In dieser Studie werden drei Szenarien der Stromversorgung in Schweden und Nordeuropa untersucht: Kostenoptimal, mit 6 GW-Atomenergie, 22 GW offshore-Windkraft. Nordeuropa umfaßt in der Studie: Skandinavien, Deutschland, Baltikum, Polen, Benelux, UK. Der simulierte Zeithorizont ist das Jahr 2050.

Die Grundannahme ist, daß für die Klimaumstellung und Elektrifizierung der Gesellschaft der Stromverbrauch sich bis zu diesem Zeitpunkt verdoppeln wird. Weiterhin wird angenommen, daß es eine Klimaerwärmung um 2°C geben wird. Die Stromproduktion Norwegens wird bedeutend anwachsen, in geringerem Umfang auch die Schwedens: 14 TWh /a, bzw. 2 TWh /a.

Ein Ergebnis der Studie ist, daß die Kosten für die Integration der fluktuierenden Windkraft in das Stromsystem niedriger sind als bei dem Ausbau der relativ konstant produzierenden Atomkraft. Die Kernenergie müßte also nach Meinung der Studienautoren gegen die Marktkräfte ausgebaut werden. Dazu kommen die immensen Anfangsinvestitionskosten in Folge der langen Reaktorlaufzeiten. Private Investoren sind kaum in der Lage, das damit verbundene Risiko zu schultern.

Eine weitere Kernaussage der Studie ist, daß der Ausgleich der Fluktuationen der Erneuerbaren Energien durch eine geschickte Kombination von Überführungskapazitäten der Netze und der verschiedenen Energiespeicherarten möglich sein wird. Dazu kommen die Möglichkeiten der Flexibilisierung des Stromverbrauchs.

Der Ausbau der onshore-Windkraft ist auch in Schweden begrenzt, weil nur 4% der Landesfläche dafür zur Verfügung stehen. Bei der offshore-Windkraft sind es dagegen 33%.

Die Elektrifizierung von Transport, Industrie und die Klimaumstellung der Gebäudeheizung wird den Strombedarf in Schweden um 70% erhöhen, in Nordeuropa sind es 65%. Dazu kommt noch der Strombedarf der geplanten Batterieherstellung und die der Zementindustrie mit der dort untersuchten Plasma-Hochtemperaturerwärmung in den Rohröfen. Zusammen sind das 2 + 3 = 5 TWh / a. Für die Stahlindustrie wird Wasserstoff als Reduktionsmittel benötigt. Für die Wasserstoffproduktion der Stahlwerke sind 50 TWh / a notwendig. Für das thermochemische Kunststoffrecycling sind 20 TWh / a erforderlich. Die Speicherung des Wasserstoffs wird nach Prognose in Bergwerksbauten stattfinden. Die Elektolyseure sind vom Typ Alkali. Für die Elektrifizierung der PKWs werden 12 TWh / a berechnet, für die LKWs sind es 13 TWh / a.

Der Mehrbedarf an Strom entfällt zu ca. 60% auf Wasserstoff, für Transport sind es ca 15%, Gebäudeheizung ca. 12%, Industrie sind es ca. 10%

Die Studienautoren weisen auf die Abhängigkeit der Energieinvestitionen von dem internationalen Kapitalmarkt hin. Beispielsweise würde der Ausbau der Kernenergie zu verringerten Investitionen in die Windkraft führen, wodurch trotz der Atomenergie Schweden zu einem Nettoimporteur von Strom würde. Auch würde ein verzögerter Ausbau der erneuerbaren Energie in Schweden zur Verlagerung der Investitionen in andere europäische Länder führen. Umgekehrt würde der Ausbau von 22 GW offshore-Windkraft in Schweden den Ausbau der Windenergie in anderen Ländern verringern.

Weiterhin wird auch im Jahr 2050 die Atomkraft in Nordeuropa mit 15% der Stromproduktion vertreten sein, in Süddeutschland nach Simulation werden sogar jährlich 380 TWh Atomenergie gebraucht (papier-S. 12, pdf-S. 18, Fig. 5). !

Für die Photovoltaik wird festgestellt, daß sie vor allem in Deutschland, Polen, UK eine Rolle spielen. Die Energiespeicherung durch Batterien ist Teil der Photovoltaik-Technik, eignet sich nicht aber für WKAs. In dem Kernkraft- oder offshore-Szenario ist für Photovoltaik in Schweden praktisch kein Bedarf.

Im Ergebnis der Simulation ergibt sich, daß in Südschweden im Mittel der Strompreis bei 3.3 Cent / KWh liegt (Kostenoptimiert), bzw. bei 2.4 Cent / KWh (Atom oder offshore). Allerdings sind über 85% der Zeit die Preise niedriger: 1.3 - 1.5 Cent / kWh.

Die drei Szenarien setzen erhebliche Speicherkapazitäten voraus. Im Basisszenario ca. 550 GWh, knapp die Hälfte davon H2. Mit 9 GW-Atom verringert sich der Bedarf für H2-Speicherung um ca. 1/3, derjenige für Wärmespeicherung um ca. 1/2. Mit 22 GW offshore bleibt der H2-Speicherbedarf ca. gleich, derjenige für Wärme verringert sich um ca. 1/3. (Schweden).

Wenn ich die Balkendiagramme in Fig. 5, S 12 / 18 richtig ablese, dann gilt für Deutschland nach Simulation im Jahr 2050:
Süd-DE: 380 TWH Atomenergie, 100 TWh onshore-WKA, 220 TWh offshore-WKA, 10 TWh Solar, Biogas vielleicht 5 TWh. Zusammen ca. 725 TWh
Nord-DE: 0 TWh AKW, 170 TWh onshore-WKA, 180 TWh offshore-WKA, Solar 5 TWh, Biogas vielleicht 5 TWh. Zusammen ca. 360 TWh
Zusammen 725 + 360 = 1085 TWh, ca 50% mehr als 2022. Demnach ist DE-Süd zu entwa 50% von Atomstrom abhängig, Gesamtdeutschland ca. 1/3. In Gesamtnordeuropa 15%.

In den drei betrachteten Szenarien stehen Wind- und Solarkraft für ca. 75 % der erzeugten Elektroenergie in Nordeuropa. Weiterhin geht aus der Studie hervor, daß die Energiewende in DE, UK, Irland, DK von dem Ausbau der offshore-Windkraft abhängt.

Die Netzstabilisierung baut traditionell auf dem Vorhandensein der Trägheitsmomente, der Rotationsenergie der großen Turbinen-Generator-Einheiten auf, die sich in den fossilen und nuklearen Kraftwerken befinden. Mit dem Ausbau der Erneuerbaren Energiequellen muß die unabdingbare Netzstabilisierung durch Modifikation der Solarumrichter und der Leistungselektronik der WKAs bereitgestellt werden. In der Studie wird erwähnt, daß sich international ein Markt für diese Frequenzstabilisierung-Dienstleistungen entwickelt: unter anderem in UK, Irland, Australien, in Ansätzen auch in Schweden. Die Leistung der Netzstabilisierung wird zukünftig monetarisiert und am Markt gehandelt.

Energiespeicherung: Auswahl der Technik orientiert sich an der Seltenheit der Ereignisse. Seltene Ergeignisse wie langanhaltende Windflauten werden zweckmäßig mit Speichertechniken begegnet, die niedrige Investitionskosten, aber u.U. geringe Wirkungsgrade und hohe Kosten für die Speicherzyklen haben. Haufig auftretende Fluktuationen sollten mit Speichertechniken begegnet werden, die geringe Zykluskosten und einen hohen Wirkungsgrad haben. Die Investitionskosten sind dabei zweitrangig.

Solarkraft paßt gut zu privaten, dezentralen Batteriespeichern und dem flexiblen Aufladen der Autobatterien. Dagegen WKA eher zu großen, zentralen Wärme- und Wasserstoffspeichern.

Eine weiterer Aspekt bei der Dämpfung von Produktionsfluktuationen ist die Bereitstellung von Kapazitätsreserven in der Stromproduktion, vor allem durch Gasturbinen. Die Vergütung der Bereitstellung dieser Kapazitäten muß finanziell noch geklärt werden.

Ein weiteres Ergebnis der Studie ist, daß mit der Ausbau der Kernenergie das ursprüngliche Preisniveau auf dem Strommarkt vor der Marktliberalisierung nicht erreicht werden kann.

Die Studienautoren weisen darauf hin, daß der Ausbau der Windkraft international konkurrenzbehaftet ist. Ein Land mit schleppenden Genehmigungsverfahren wird für Investionen in die Windkraft unattraktiv. Im Ergebnis ist zu befürchten, daß die Erweiterung der Stromerzeugung stockt und das Land schließlich von Stromimporten abhängig wird.

Einige Daten aus dem Anhang der Studie
(Investkosten || variable Betriebskosten || feste Betriebskosten || Lebensdauer)
Windkraft-onshore: >1000 Euro / KW || 0.11 Cent / KWh || 1.3 Cent / KW || 30 Jahre
Windkraft-offshore: 1750 Euro / KW || 0.11 Cent / KWh || 3.6 Cent / KW || 30 Jahre
Kernenergie: 4000 Euro / KW || 0.71 Cent / KWh || 12.3 Cent / KW || 60 Jahre
CCS: 3500 Euro / KWh || 0.21 Cent / KWh || 10.7 Cent / KW || 40 Jahre

Speichertechnik Investitionskosten:
LI-ion (Energie): 80 Euro / KWh || 25 Jahre
LI-ion (Leistung):70 Euro / KW || 25 Jahre
Elektrolyseur: 400 Euro / KW || 20 Jahre
Brennstoffzelle: 500 Euro / KW || 10 Jahre
Wasserstoff: 11 Euro / KWh || 40 Jahre
Wärme (Wasser): 3 Euro / KWh || 25 Jahre

#sverige #schweden #energieumstellung #klimatumställning

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taz (inoffiziell)

Nachhaltige Schifffahrt: Ein Tesla fürs Wasser?

In Stockholm soll eine elektrische Fähre Dieselschiffe ersetzen. Mit dem Konzept will das Unternehmen „Candela“ für Klimaneutralität auf dem Wasser sorgen.#Schifffahrt #Schweden #E-Mobilität #Diesel #GNS #Verkehr #Öko #Feed
Nachhaltige Schifffahrt: Ein Tesla fürs Wasser?

Nachhaltige Schifffahrt: Ein Tesla fürs Wasser?

In Stockholm soll eine elektrische Fähre Dieselschiffe ersetzen. Mit dem Konzept will das Unternehmen für Klimaneutralität auf dem Wasser sorgen.

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