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Untersuchung der Rahmenvorgaben in Spanien f

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Title: Die Rahmenbedingungen f r die solarthermische Stromerzeugung in Spanien Author: Ihr Benutzername Last modified by: Ihr Benutzername Created Date – PowerPoint PPT presentation

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Title: Untersuchung der Rahmenvorgaben in Spanien f


1
Untersuchung der Rahmenvorgaben in Spanien für
den Bau und den Betrieb solarthermischer
Kraftwerke
  • Präsentation zur gleichnamigen Diplomarbeit
  • Frank Peter

2
Ein Zitat von Volker Quaschning
  • Rund ein Prozent der Fläche der Sahara würde
    ausreichen, um mit Solarkraftwerken den gesamten
    Elektrizitätsbedarf der Erde zu decken.

3
Warum Spanien ???
  • überdurchschnittliches Wirtschaftswachstum in den
    90er Jahren Tendenz weiter steigend
  • geografische Lage
  • liberalisierte Energiemärkte
  • gesetzliche Förderung erneuerbarer Energieträger
  • Plataforma Solar de Almeria

4
Was genau wurde gemacht ???
5
Ablaufplan
  1. Energiemarkt in Spanien
  2. Rechtliche Situation für erneuerbare Energien
  3. Die Technik der Solarthermischen Stromerzeugung
  4. Erläuterungen zum Berechnungsmodell
  5. Modellannahmen
  6. Ergebnisse
  7. Diskussion

6
Ablaufplan
  1. Energiemarkt in Spanien
  2. Rechtliche Situation für erneuerbare Energien
  3. Die Technik der Solarthermischen Stromerzeugung
  4. Erläuterungen zum Berechnungsmodell
  5. Modellannahmen
  6. Ergebnisse
  7. Diskussion

7
Der Primärenergieverbrauch ausgewählter
europäischer Saaten PBtu
Country 1980 1990 2000 2001 1980/1990 1990/2000 2000/2001
Belgien 2,0 2,2 2,8 2,8 7,2 31,0 -1,9
Deutschland 14,9 14,8 14,2 14,4 -0,8 -4,2 1,2
Frankreich 8,5 8,8 10,4 10,5 4,0 17,7 1,5
Großbritannien 8,8 9,3 9,8 9,8 5,0 5,4 0,3
Italien 6,2 7,0 8,0 8,1 13,2 13,7 1,8
Niederlande 3,2 3,4 3,9 4,2 5,5 16,3 7,9
Schweden 2,1 2,2 2,3 2,2 5,1 3,5 -1,6
Spanien 3,2 3,9 5,5 5,7 21,9 39,3 3,9
Quelle IEA
8
Die Struktur des Primärenergieverbrauchs in
Spanien im Jahr 2001 und Prognosen bis 2011
  2001 2001 2006 2006 2011 2011 2006/2001 2011/2006 2011/2001
  ktoe ktoe ktoe
Kohle 21.635,0 17,3 17.999,0 12,0 14.363,0 8,2 -16,8 -20,2 -33,6
Öl 64.663,0 51,7 75.315,0 50,3 83.376,0 47,6 16,5 10,7 28,9
Gas 15.223,0 12,2 26.905,0 18,0 39.305,0 22,5 76,7 46,1 158,2
Kernenergie 16.211,0 13,0 16.570,0 11,1 16.602,0 9,5 2,2 0,2 2,4
Erneuerbare 7.061,0 5,6 12.464,0 8,3 20.956,0 12,0 76,5 68,1 196,8
Stromsaldo 382,0 0,3 385,0 0,3 385,0 0,2 0,8 0,0 0,8
Total 125.175 100,0 149.637,0 100,0 174.986,0 100,0 19,5 16,9 39,8
Quelle IEA
9
Fakten zum Strommarkt
  • fünftgrößter Markt in Europa (236,12 TWh im Jahr
    2001)
  • seit 1998 ein Wachstum von über 20
  • Verbrauchsprognose für das Jahr 2011 316 TWh
  • durchschnittliches jährliches Wachstum von 3,75
  • Vergleich Rest EU-15 nur 1,7 im selben Zeitraum

10
Rahmen für die Zukunft
  • nach EU-Richtlinie 2001/77 Anteil an Erneuerbaren
    Energien 2010 29,4 am Bruttostromverbrauch
    93.000 TWh laut Verbrauchsprognosen
  • Beschränkung der THG-Emissions-Zunahme bis 2012
    auf 15 bezüglich des Basisjahres 1990
  • vollständiger Wettbewerb auf den Energiemärkten

11
Struktur der Stromerzeugung - Vergleich der
Situation im Jahr 2000 mit der Prognose 2011
Quelle GasInfrastruktur-Plan Spaniens 2002
12
Die installierte Leistung im Vergleich des
Jahres 2001 zum Ziel 2011
inst. Leistung 2001 MW Ziel 2011 MW
Wind 3.337 13.000
kleine Wasserkraft 1.607 2.380
Biomasse 164 3.098
Biogas 45 78
Solarthermie 0 200
Photovoltaik 16 144
Summe 5.169 18.900
Quelle GasInfrastruktur-Plan Spaniens 2002
13
Ablaufplan
  1. Energiemarkt in Spanien
  2. Rechtliche Situation für erneuerbare Energien
  3. Die Technik der Solarthermischen Stromerzeugung
  4. Erläuterungen zum Berechnungsmodell
  5. Modellannahmen
  6. Ergebnisse
  7. Diskussion

14
Rechtliche Rahmen
  • seit 1980 besteht die Förderung erneuerbarer
    Energien in Spanien (Gesetz 82)
  • heute als Special System verankert im EWG 54/1997
  • präzisiert mit dem KD 2818/1998
  • teilweise verändert und erweitert mit dem KD
    841/2002

15
Das Wichtigste in Kürze
  • Einteilung in Gruppen nach Erzeugungsarten
  • bis 2002 keine Unterscheidung zwischen
    Photovoltaik und Solarthermischen Kraftwerken
  • ? gleicher Vergütungssatz für beide Techniken
  • mit KD 841/2002 wurde die Gruppe b.1.2 eingeführt
  • Anlagen dürfen ausschließlich Solarthermie als
    Primärenergiequelle nutzen

16
Vergütungsregeln
  1. Prämie zuzüglich Marktpreis

R Vergütung /kWh Pr Marktpreis pro Stunde
nach Art. 24 KD 2818/1998 /kWh Pm Prämie nach
KD 841/2002 oder KD 2818/1998 /kWh ER Ergänzun
gswert für Blindleistung /kWh
2. Festpreis
Fester Vergütungssatz nach KD 2818/1998 oder
841/2002
17
Ausgewählte Prämien und Festpreise für
verschiedene Erzeugungstechniken
Gruppe Erzeugungsart Prämie /kWh Festpreis /kWh Quelle
b.2 Windkraft 0,026640 0,062145 KD 1802/2003
b.3 Geothermie, Gezeitenkraftwerke 0,029464 0,064909 KD 1802/2003
b.4 Wasserkraft 10 MW 0,029464 0,064909 KD 1802/2003
b.6 Biomasse primär 0,033250 0,068575 KD 1802/2003
b.7 Biomasse sekundär 0,025136 0,060582 KD 1802/2003
b.1.1 Photovoltaik 5kW 0,360607 0,396668 KD 841/2002
b.1.1 Photovoltaik gt 5kW 0,180304 0,216364 KD 841/2002
b.1.2 Solarthermische Kraftwerke 0,120202 kein Festpreis KD 841/2002
18
Weitere Fakten zu der Vergütung
  • Obergrenze für die installierte Leistung von 50
    MW
  • Prämien und Festpreise werden alle 4 Jahre
    evaluiert
  • Anpassung an Inflation, Marktsituation, etc.
  • bei offensichtlichem Bedarf kann auch außerhalb
    des Turnus verändert werden

19
Ablaufplan
  1. Energiemarkt in Spanien
  2. Rechtliche Situation für erneuerbare Energien
  3. Die Technik der Solarthermischen Stromerzeugung
  4. Erläuterungen zum Berechnungsmodell
  5. Modellannahmen
  6. Ergebnisse
  7. Diskussion

20
Die Geschichte der Technik
  • 1816 Der Schotte Robert Stirling erfindet den
    Stirlingmotor
  • 1906 Erste Arbeiten an solarthermischen
    Kraftwerken in den USA
  • 1913 Versuche mit einem 50-PS-Parabolrinnen-System
    in Ägypten
  • 1968 Erste Versuche mit einer 130-kWth-Solarturm-V
    ersuchsanlage in Italien
  • 1981 Fertigstellung der 0,5-MWel-SSPS-Solarturm-Ve
    rsuchsanlage in Almería, Spanien
  • 1982 Fertigstellung des 10-MWel-Solar One
    Solarturm-Versuchskraftwerks in Barstow, USA
  • 1983 Fertigstellung der 1,0-MWel-CESA-Solarturm-Ve
    rsuchsanlage in Almería
  • 1984 Bau des ersten kommerziellen
    Parabolrinnen-Kraftwerks SEGS I mit 14 MWel in
    den USA
  • 1990 Bau des bisher letzten kommerziellen
    Parabolrinnen-Kraftwerks SEGS IX mit 80 MWel in
    den USA

Quelle Volker Quaschning
21
Solare Turmkraftwerke
Quelle Volker Quaschning 2000
22
Solare Dish Anlagen
Quelle Volker Quaschning 2000
23
Parabolrinnenkraftwerk Kramer Junction
(Kalifornien/USA)
Quelle NREL
24
Kollektoreinheit
Quelle Solar Paces
25
Prinzipbild eines Parabolrinnenkraftwerks mit
Salzspeicher
Quelle NREL
26
Ablaufplan
  1. Energiemarkt in Spanien
  2. Rechtliche Situation für erneuerbare Energien
  3. Die Technik der Solarthermischen Stromerzeugung
  4. Erläuterungen zum Berechnungsmodell
  5. Modellannahmen
  6. Ergebnisse
  7. Diskussion

27
Vorgehen
  • Ermittlung jährlicher Durchschnittskosten der
    Stromerzeugung nach Verfahren der OECD
  • Variablen als Verteilung in ein Modell
    eingespeist (Monte-Carlo-Simulation)
  • ? liefert Verteilung der Gestehungskosten
  • Betrachtung der Erzeugermarktpreise der letzten 2
    Jahre in Spanien
  • ? liefert Verteilung der Gesamtvergütung

28
Jährliche Kosten
Investitionskosten
Bauherreneigenleistungen
Zinsen während Bauzeit
kalk. Abschreibungszeit
Kapitalgebundene Kosten
Betriebskosten
29
Barwert der Gesamtkosten
BWGK Barwert der gesamten Kosten ohne
Abrisskosten KKn kapitalgebundene Kosten im
n-ten Betriebsjahr BeKn gesamte
Betriebskosten im n-ten Betriebsjahr
ir Realer kalkulatorischer Zinssatz
n Betriebsjahr np Planungshorizont a
30
Nivellierte Kosten
AN Annuitätsfaktor ir Realer kalkulatorischer
Zinssatz np Planungshorizont
a NEK nivellierte Erzeugungskosten ohne
Abrisskosten NAK nivellierte Abriss- und
Rückbaukosten NGK nivellierte Gesamtkosten
31
Stromertrag und Gestehungskosten
SM Strommenge kWh/a SA Solarfeldfläche
m2 DNI Solare Direkteinstrahlung
kWh/m2a µ Anlagenwirkungsgrad KStrom Stromges
tehungskosten NGK nivellierte Gesamtkosten
32
Ablaufplan
  1. Energiemarkt in Spanien
  2. Die rechtliche Situation für erneuerbare Energien
  3. Die Technik der Solarthermischen Stromerzeugung
  4. Erläuterungen zum Berechnungsmodell
  5. Modellannahmen
  6. Ergebnisse
  7. Diskussion

33
Monte-Carlo-Methode
  • alle Preise gehen als logarithmische
    Normalverteilung in
  • das Modell ein
  • als Standardabweichung wird der Wert 0,1 für
    alle Preise
  • angenommen

34
Anlagenparameter
Installierte Nettoleistung MW 50
Parasitics MW 5
Solarfeldfläche m2 539.460
Speichereinheit h 9
Kollektortyp Euro Trough 150
Speichertyp 2-Tank, Molten Salt
Anlagenwirkungsgrad 14-15
35
Berechnung des realen kalkulatorischen Zinssatzes
ir realer kalkulatorischer Zinssatz
EK Eigenkapital GK Gesamtkapital
FK Fremdkapital rEK Eigenkapitalrendite
i Fremdkapitalzins p erwartete
Inflationsrate
36
Annahmen und Ergebnisse der Zinsberechnung
Fremdkapitalquote 66,66
Eigenkapitalquote 33,33
Fremdkapitalzins (Mittelwert) 4,5
Eigenkapitalrendite 15 - 25
erwartete jährliche Inflationsrate 2,5
realer kalkulatorischer Zins 7,18 (Mittelwert)
37
Annahmen für kapitalgebundene Kosten
spezifische Investitionskosten /kW 3.858
Bauherreneigenleistung 15
Zinssatz während Bauzeit 8,3
kalkulatorische Abschreibungszeit a 25
Planungshorizont a 25
Bauzeit a 1
38
Annahmen Betriebskosten
Personalkosten 641.310
Versicherungskosten als Prozentsatz der Investitionskosten 0,5
Instandhaltungs- und Wartungskosten /kW 38,3
spezifische variable Betriebskosten /kWh 0,0234
Kostensteigerungsfaktor 1 bis 3
Betriebsjahre a 25
39
Annahmen Stromertrag
effektive Spiegelfläche m2 549.360
jährliche direkte Globalstrahlung kWh/m2a 2000-2200
Anlagenwirkungsgrad 14 bis 15
40
Ablaufplan
  1. Energiemarkt in Spanien
  2. Rechtliche Situation für erneuerbare Energien
  3. Die Technik der Solarthermischen Stromerzeugung
  4. Erläuterungen zum Berechnungsmodell
  5. Modellannahmen
  6. Ergebnisse
  7. Diskussion

41
Verteilung der Stromgestehungskosten nach
Modellrechnungen
42
Verteilung der Marktpreise plus Prämie
43
Vergleich der beiden Verteilungen
44
Risikobetrachtung
  • Annahme Irrtumswahrscheinlichkeit von 5
  • Mit einer Wahrscheinlichkeit von 95 SGK von
    weniger als 0,183 /kWh
  • Mit einer Wahrscheinlichkeit von 95 liegt die
    Vergütung über 0,142 /kWh

45
Risikobereich
46
Sehr hohes Risiko im Falle einer Investition !
47
Möglichkeiten der Situationsverbesserung
48
Kostenkomponenten eines Rinnenkraftwerks
49
Möglichkeiten der Kostenreduktion
  1. Anlagenvergrößerung
  2. Verbesserung der Receivertechnik
  3. Hybridsysteme
  4. Entwicklung in der Speichertechnologie
  5. Reduktion der Betriebskosten
  6. andere Finanzierungsmöglichkeiten

50
Effekt der Anlagenvergrößerung
Quelle NREL 2002
51
Möglichkeiten der Kostenreduktion
  1. Anlagenvergrößerung
  2. Verbesserung der Receivertechnik
  3. Hybridsysteme
  4. Entwicklung in der Speichertechnologie
  5. Reduktion der Betriebskosten
  6. andere Finanzierungsmöglichkeiten

52
Möglichkeiten der Kostenreduktion
  1. Anlagenvergrößerung
  2. Verbesserung der Receivertechnik
  3. Hybridsysteme
  4. Entwicklung in der Speichertechnologie
  5. Reduktion der Betriebskosten
  6. andere Finanzierungsmöglichkeiten

53
Möglichkeiten der Kostenreduktion
  1. Anlagenvergrößerung
  2. Verbesserung der Receivertechnik
  3. Hybridsysteme
  4. Entwicklung in der Speichertechnologie
  5. Reduktion der Betriebskosten
  6. andere Finanzierungsmöglichkeiten

54
Effekt verschiedener Speichertechniken
Quelle NREL 2002
55
Möglichkeiten der Kostenreduktion
  1. Anlagenvergrößerung
  2. Verbesserung der Receivertechnik
  3. Hybridsysteme
  4. Entwicklung in der Speichertechnologie
  5. Reduktion der Betriebskosten
  6. andere Finanzierungsmöglichkeiten

56
Möglichkeiten der Kostenreduktion
  1. Anlagenvergrößerung
  2. Verbesserung der Receivertechnik
  3. Hybridsysteme
  4. Entwicklung in der Speichertechnologie
  5. Reduktion der Betriebskosten
  6. andere Finanzierungsmöglichkeiten

57
Effekt einer Zinssenkung
58
Prognosen für Kostenreduktion
Quelle NREL 2003
59
Neue Vergütungsregeln I
  • seit 27. März 2004
  • Königliches Dekret 463/2004
  • Festpreis und Prämie
  • Festpreis 300 Prozent eines Referenzpreises für
    die ersten 25 Jahre nach Inbetriebnahme, danach
    240 Prozent
  • Prämie 250 Prozent eines Referenzpreises für die
    ersten 25 Jahre danach 200 Prozent

60
Neue Vergütungsregeln II
  • Cap bei 200 MW installierte Leistung
  • der Referenzpreis beträgt für das Jahr
    2004 7,2072 cent/kWh
  • ? Festpreis 21,6216 cent/kWh
  • ? Prämie 18,018 cent/kWh
  • Referenzpreis steigt real für die kommenden Jahre

61
Vergleich Risikobereich mit neuer Festvergütung
62
Ablaufplan
  1. Energiemarkt in Spanien
  2. Rechtliche Situation für erneuerbare Energien
  3. Die Technik der Solarthermischen Stromerzeugung
  4. Erläuterungen zum Berechnungsmodell
  5. Modellannahmen
  6. Ergebnisse
  7. Diskussion

63
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