Germany: The Future Cost of Electricity and the Challenges of Embracing Renewable Energy
왜 독일일까요? 2022년 4월, 독일 정부는 2050년부터 2035년까지 완전히 재생 가능한 그리드에 도달하는 목표를 제시하겠다고 발표했는데, 이는 에너지 전환의 15년 가속입니다. 이러한 움직임의 기폭제인 블라디미르 푸틴은 아마도 가능성이 낮은 후보였지만, 안젤라 메르켈이 2022년까지 핵 폐기를 약속한 2011년 이후로 계속 변화하고 있습니다. 이 움직임은 녹색당이 2021년 선거에서 집권 연합에서 역사적인 자리를 얻었을 때 굳어졌습니다.
4월 6일, 독일 연립정부는 헤드라인 발표를 지지하기 위한 많은 정책 조치들을 통과시켰습니다. 이 새로운 법률은 재생 에너지법, 해상 풍력법, 에너지 산업법 및 송전망 개발을 촉진하기 위한 새로운 규칙을 포함합니다. ‘이스터 패키지’의 핵심 항목은 재생에너지 사용은 ‘공익보다 우선’이라는 원칙이며, 따라서 탄소 중립이 달성될 때까지 다른 문제보다 우선한다는 것입니다.
이것은 지역적인 반대, 긴 계획 절차, 또는 다른 전략적 목표와의 충돌과 같은 장애물을 제거하기를 희망합니다. 비슷한 맥락에서 패키지에는 더 빠른 허용 프로세스를 허용하는 그리드 규칙의 변경 사항이 포함되어 있습니다. 더 구체적으로, 그 계획은 토지 면적의 2%를 재생 에너지에 바치는 것입니다. 그 소포는 의회로 보내졌고, 7월 초에 승인되었습니다. 따라서 독일은 완전히 재생 가능한 그리드에 도달하겠다고 약속하는 많은 국가들을 위해 독특한 시험 운행을 제시하며, 지구상에서 4번째로 큰 경제 국가인 그들의 에너지 전환은 화석 연료에 대한 수요의 물질적인 영구적 감소를 나타낼 것입니다.
독일의 사례를 살펴보면서, 우리의 목표는 그러한 그리드가 실제로 어떻게 생겼는지, 그리고 독일이 필요로 할 가능성이 있는 투자 경로를 이해하는 것입니다. 특히, 우리는 장기 지속 에너지 저장(LDES)의 필요성을 촉발할 재생 에너지 보급 수준에 관심이 있으며, 중요한 것은 그리드가 재생 에너지 100%라는 2035 마일스톤에 도달하면 전체 도매 전기 가격에 관심이 있습니다. 이를 위해서는 LCOE(균형화된 에너지 비용), LCOS(균형화된 스토리지 비용) 및 전송 비용을 추정해야 합니다.
우리가 보여드릴 것처럼, 이것은 매우 어려운 것으로 판명되었지만, 우리는 적어도 여행의 방향을 포착하고, 화석 연료로 움직이는 그리드 대비 완전히 재생 가능한 그리드의 비용에 대한 더 많은 통찰력을 얻기를 열망합니다.
Ember가 모델링한 EU를 위한 경로: 더 크고, 깨끗하고, 더 저렴합니다.
독일의 구체적인 사례를 살펴보기 전에, 우리는 EU 회원국들의 전반적인 경로를 설명하고 논의하고자 합니다. 독일은 러시아의 화석연료 의존에서 벗어나기 위해 에너지 전환을 가속화하고 있지만, 전체 블록은 탈탄소화에 전념하고 있습니다. 우리는 필요한 투자 수준, 개발될 청정 자산의 구성, 주요 이정표 및 투자 요구사항을 강조하기 위해 영국에 기반을 둔 에너지 연구 그룹인 Ember의 연구 결과를 요약합니다.
엠버는 석탄 발전이 유럽의 가장 큰 기후 문제임을 확인한 후, 2008년에 운영을 시작했습니다. 데이터 기반 정책 옹호 비영리 단체는 최근 대규모 모델링 훈련인 EU 에너지 전환에 대한 세 가지 시나리오를 발표했습니다.
Ember는 세 가지 시나리오를 모델링하고 6월에 발표했으며, 그 결과는 유럽이 전력 공급을 탈탄소하고, 발전 용량을 늘리고, 화석 연료의 변동성에 영향을 받지 않음으로써 경제에 안정성을 더하고, 전반적인 전기 비용을 줄일 수 있다는 것을 보여줍니다. 전기 비용의 감소는 모델링된 세 가지 사례 모두에서 발생합니다.
이러한 전환은 태양풍, 육상풍 및 해상풍으로 인해 개발 속도가 빨라지는 것을 기반으로 합니다. 가장 비용이 적게 드는 경우, 태양광 + 풍력은 2035년에 전체 전력 발전의 70~80%를 제공할 것이며, 2025년까지 태양광 + 풍력의 연간 성장률은 4배가 될 것입니다. 2025~2035년 S+W 연간 추가량은 100GW 이상 165GW이어야 합니다(2010~2020년 사이에 기록된 24GW 연간 추가). 2035년까지 최소 비용의 경우, 풍력 설비의 용량은 4배인 800 GW로 증가하고 태양 에너지는 5배에서 9배인 800 GW에서 1,400 GW로 증가합니다.
Ember에 의해 모델링된 모든 경우, 국가 간 상호 연결이 증가하고, 석탄은 단계적으로 폐기되며, 유럽의 화석 연료 소비는 크게 감소하며, 녹색 수소 경제가 발전합니다. 세 가지 사례가 아래에 요약되어 있습니다.
명시된 정책: 에너지 시스템은 2035년까지 기존 정부 계획에 따라 발전합니다.기술 주도: 파리 협정 1.5C에 따라 2050년까지 넷제로에 도달하는 중간 규모의 야심찬 경로입니다.시스템 변경: 또한 파리 협정 1.5C와 일치하지만 2040년까지 넷제로에 도달하는 가장 야심찬 사례입니다.태양 + 바람은 각 경로에서 유럽의 주요 전력 공급원이 됩니다. 각 사례의 차이는 주요 재생 에너지 자원이 개발되는 속도입니다. 2019년 S+W는 EU 전체에서 생산되는 전력의 17%를 차지했고, 2035년 S+W는 52%에 달했으며, 기술 주도형에서는 두 기술이 68%를, 시스템 변경에서는 78%를 생산했습니다.
아래 표에는 각 사례의 주요 결과가 나와 있습니다.
Ember가 모델링한 3가지 사례 요약 – 2035년 현재 EU27의 수치입니다.
출처: 새로운 세대에 대한 보고서를 작성하십시오.
몇 가지 요점이 요약되어 있는데, 이는 배출량이 많은 자산을 폐기하는 동안 새로운 청정 용량을 추가하는 방법에 대한 중요한 요소이기 때문입니다.
석탄 용량: EU의 총 석탄 용량은 2020년에 140 GW였습니다(유럽 비욘드 석탄 독일은 2020년에 새로운 석탄 공장을 위탁했고, 폴란드와 그리스는 2022년에 그 뒤를 따랐습니다). 기술 기반 경로에서 석탄은 2030년까지 28 GW로 줄어들고 시스템 변경에서는 완전히 폐기됩니다. Statement Policy에서 일부 신규 석탄이 서부 발칸 지역에서 발생하지만 석탄 용량은 2035년까지 75% 감소하여 석탄 에너지 용량은 35GW가 됩니다. 열 및 수송의 전기화: Ember는 2030년까지 총 660TWh에 이르는 새로운 전기 수요를 예측하고 있습니다(수요의 18%).기술 기반 사례에서 420TWh(수요의 11%)를 보냈습니다.핵은 경쟁하지 않습니다. 2020년 원자력 비행대의 크기는 121 GW이며 다른 회원국의 폐로 계획에 따라 감소하며, 원자력이 재생 에너지 + LDES와 가격 경쟁력이 없기 때문에 새로운 핵 용량은 가정되지 않습니다.수소 터빈: 2030년부터 가정되며, 2040년에는 용량 계수가 7%에서 15%에 이르는 세 가지 경로 모두에서 피크 시설로 운영된다고 가정합니다.상호 연결이 증가한 시스템입니다. 기술 중심 사례에서 가장 큰 프로젝트는 프랑스-영국, 프랑스-벨기에, 스페인-프랑스-프랑스, 독일-폴란드, 노르웨이-스웨덴을 연결합니다. 시스템 변경에서는 프랑스와 독일, 네덜란드 및 노르웨이 간에 추가 연결이 있습니다.LDES 솔루션은 다음과 같습니다. 몇 시간 동안 배터리, 며칠 동안 펌핑된 수소, 교차 계절 저장용 수소(용량 개월)로 가정합니다. 배터리 솔루션에는 V2G;Pumped hydro가 포함됩니다. 국가 계획에 따라 용량이 2020년 14GW에서 2035년 61GW로 증가, 화석연료 피크 플랜트를 대체: 태양광 용량 대비 배터리의 10% 비율을 경제적으로 최적화하는 수치로 적용하였습니다. 2035년까지 거의 100GW의 유틸리티 스케일 배터리 스토리지가 기술 기반 케이스에서 시스템에 추가됩니다. 이 경로에서 2035년까지 총 배터리 저장량은 842GWh에 달하며, 이는 일일 평균 전력 수요의 7%에 해당합니다.EU27에서 화석연료의 1차 소비량은 2030년까지 38%에서 50%까지 감소할 것으로 예상되며, 이는 State Policy 사례의 25% 감소와 비교됩니다. 청정 전력 경로는 2030년까지 EU 블록의 천연 가스 소비량이 33-45% 감소할 수 있습니다.탈탄소화 및 확장된 EU 그리드에서 전기 비용이 더 저렴해질 수 있습니다.
2035년까지 Ember가 모델링한 EU 그리드를 구축하는 총 시스템 비용에는 전기 공급, 추가 전송(상호 연결 포함)과 관련된 운영 및 투자 비용, 그리고 수소 공급과 관련된 비용 및 산업, 운송 및 건물의 전기화와 관련된 추가 비용이 포함됩니다. Stated Policy의 경우 필요한 전체 투자액은 8조 1천억 유로인 반면, Technology Driven의 경우 7조 6천 2백만 유로, System Change의 경우 7조 1천 4백만 유로로 감소합니다.
가장 공격적인 경우 전체 비용이 낮다는 사실은 직관에 반하는 것처럼 보일 수 있지만, ‘정책’의 경우 화석연료 활용이 장기화되고 고가의 핵자산이 계속 가동돼 가격경쟁력 있는 태양광·풍력 배치가 제한되기 때문입니다.
마지막으로, 우리는 Ember가 모델링한 세 가지 경로에서 2020년부터 2050년까지의 전기 공급 혼합의 전반적인 비용에 대한 예측인 이 연습의 중요한 시점에 도달했습니다. 우리는 Ember의 결과를 강조하고 싶습니다. 모든 경로에서 평균 전기 비용은 저렴한 풍력과 태양광이 점진적으로 시스템을 지배함에 따라 감소합니다. 청정에너지 저장용 녹색 수소를 생성하기 위해 전해제를 가동하는 비용(Ember는 “P2X”로 언급됨)을 포함하면 EU27개국의 평균 전기 비용은 2022년 €80/MWh에서 ca로 떨어질 것입니다. 50유로/MWh입니다.
P2X 스토리지를 실행하는 데 드는 비용이 전체 전기 비용을 Stated Policy 사례보다 23-30% 낮기 때문에 세 가지 사례에서 눈에 띄는 차이가 2035년경에 발생할 수 있습니다.
My team and I have been looking at the possible solutions to the energy crisis in Europe and the differing strategies being drawn up to transition to a Net Zero energy system, many catalyzed by the global energy crisis and Russia’s invasion of Ukraine. We want to focus on Germany and compare the cost to operate a fossil fuel based grid, including expensive Rejected Energy (discussed in my previous article), with a grid that is predominantly green, including the cost to build long duration clean energy storage.
Why Germany? In April 2022, the German government announced that it would bring forward its target for reaching a fully renewable grid from 2050 to 2035, a 15-year acceleration of their energy transition. The catalyst for this move, Vladimir Putin, was perhaps an unlikely candidate, but the sands have been shifting ever since 2011 when Angela Merkel pledged a nuclear phase-out by 2022. This move was cemented when the Green party won a historic place in the governing coalition at the 2021 election.
On April 6, the German coalition government passed a raft of policy measures to support the headline announcement. This new legislation encompasses a Renewable Energy Act, an offshore wind law, an energy industry law and new rules to expedite the development of the transmission grid. The core item in the “Easter Package” is the principle that the use of renewables is of ‘overriding public interest,’ and thus takes priority over other matters until carbon neutrality is achieved.
It is hoped that this will remove hurdles such as local opposition, lengthy planning procedures, or conflicts with other strategic goals. In a similar vein, the package includes changes to grid rules which allow for a faster permitting process. More specifically, the plan is to dedicate 2% of land area to renewables. The package was sent to parliament, and it was approved in early July. Germany thus presents a unique test run for the raft of countries pledging to reach fully renewable grids, and being the 4th largest economy on the planet, their energy transition will represent a material permanent cut in the demand for fossil fuels.
As we dive into the case of Germany, our aim is to understand what such a grid looks like in practice, and the likely path of investments that Germany will need to make. In particular, we are interested in the level of renewable energy penetration that will trigger the need for long duration energy storage (LDES) and, crucially, the overall wholesale electricity price once the grid reaches its 2035 milestone of 100% renewable energy. This requires estimating the levelized cost of energy (LCOE), the levelized cost of storage (LCOS), and transmission costs.
As we will show, this proved very difficult, but we are eager to at least capture the direction of travel, and to gain further insight into the cost of a fully renewable grid versus a fossil fuel powered one.
A pathway for the EU, as modeled by Ember: bigger, cleaner, cheaper
Before we get into the specific case of Germany, we would like to give context and discuss the overall pathways for the EU member state countries. Germany is accelerating their energy transition to move away from Russian fossil fuel dependency, but the entire block is committed to decarbonization. We summarize the findings of Ember, an UK based energy research group, to highlight the level of investments required, the composition of the clean assets to be developed, and the major milestones and investment requirements.
Ember started its operations in 2008, after identifying coal power as Europe’s biggest climate problem. The data-driven policy advocacy not-for-profit group has recently released three scenarios for the EU energy transition, a massive modeling exercise.
Ember modeled and published in June three scenarios, and the results show that Europe can decarbonize its power supply, grow its electricity generation capacity, add stability to the economies by not being subject to fossil fuel volatility, while reducing the overall cost of electricity. The decline in electricity costs takes place in all of the three cases modeled.
The transition is based on solar, onshore wind and offshore wind accelerating development rates. In the least-cost case, solar + wind will provide 70 to 80% of all electricity generation in 2035, with annual growth in solar + wind growing 4 times by 2025. Over 2025 to 2035 S+W annual additions should be over 100 GW to 165 GW (vis a vis the 24 GW annual additions recorded between 2010 and 2020). In the least cost case by 2035 wind installed capacity quadruples to 800 GW while solar grows 5 to 9 fold, growing to 800 GW to 1,400 GW.
In all cases modeled by Ember, interconnection across countries increases, coal is phased out, Europe’s fossil fuel consumption decreases materially, and a green hydrogen economy develops. The three cases are summarized below:
- Stated Policy: Energy system evolving in line with existing government plans until 2035;
- Technology Driven: A medium ambition pathway, in line with Paris Agreement 1.5C reaching Net Zero by 2050;
- System Change: The highest ambition case, also in line with Paris Agreement 1.5C but reaching Net Zero by 2040;
Solar + Wind becomes the predominant source of electricity supply for Europe in each pathway. The difference in each case is the speed of which the key renewable energy sources are developed. In 2019 S+W represented 17% of electricity generated across the EU, in the Stated Policy S+W would reach 52% in 2035, while in the Technology Driven the two technologies would generate 68% and, in the System Change it would produce 78%.
The table below shows the key outcomes in each of the cases:
Summary of Three Cases Modeled by Ember – Figures as of 2035, for EU27
Source: Ember Report on New Generation
There are a few key points to summarize, as they are critical elements of how the new clean capacity is to be added while retiring the high emissions assets:
- Coal capacity: Total coal capacity in the EU was 140 GW in 2020 (according to Europe Beyond Coal Germany commissioned a new coal plant in 2020, followed by Poland and Greece in 2022). In the Technology Driven pathway coal shrinks to 28 GW by 2030 and in the System Change it is completely phased out. In the Stated Policy some new coal takes place in the Western Balkans but coal capacity is still reduced by 2035, by 75% so coal energy capacity gets to 35 GW;
- Electrification of heat and transport: Ember forecasts new electricity needs from electrification of transport and heat to total 660 TWh by 2030 (18% of demand) in System Change, while representing 420 TWh (11% of demand) in Technology Driven case;
- Nuclear does not compete: The size of the nuclear fleet in 2020 was 121 GW and is reduced according to decommissioning plans of the different member states and no new nuclear capacity is assumed because nuclear is just not price competitive with renewables + LDES;
- Hydrogen turbines: Are assumed from 2030 onwards, and in all three pathways are assumed to operate as peaking facilities, at capacity factors that range from 7% to 15% in 2040;
- System with increased interconnections: In the Technology Driven case, the largest projects connect France to the UK, France to Belgium, Spain to France, Germany to Poland, and Norway to Sweden. In the System Change there are additional connections between France and Germany, the Netherlands and Norway;
- LDES solutions: Are assumed as batteries for hours, pumped hydro for days, and hydrogen for cross seasonal storage (months of capacity). The battery solutions include V2G;
- Pumped hydro: Follows national plans, with a capacity growing from 14 GW in 2020 to 61 GW in 2035;
- Batteries replace fossil fuel peak plants: A ratio of 10% of batteries to solar capacity was applied as the figure that economically optimizes the investment. Almost 100 GW of utility scale battery storage is added to the system by 2035 in the Technology Driven case. In this pathway, by 2035 the total battery storage reaches 842 GWh, representing 7% of average daily demand of electricity;
- The primary consumption of fossil fuels in the EU27 is forecast to drop by 38% to 50% by 2030 in the two more aggressive cases, compared to a 25% reduction in the Stated Policy case. The clean power pathways could deliver a drop of 33% to 45% in Natural Gas consumption in the EU block by 2030;
Electricity costs can become cheaper in a decarbonized and expanded EU Grid
The total systems cost to build the EU grids as modeled by Ember by 2035 include operational and investment costs relating to electricity supply, additional transmission (including interconnections), plus costs related to hydrogen supply and additional costs related to electrification of industry, transport and buildings. In the Stated Policy case the overall investment required would be ca. €8.1 trillion, while in the Technology Driven case it drops to €7.62 trillion and to €7.14 trillion in the System Change pathway.
The fact that the overall cost is lower in the most aggressive case may seem counterintuitive, but it is because in the Stated Policy case fossil fuel utilization is prolonged and expensive nuclear assets continue to operate, limiting the deployment of price competitive solar and wind.
Lastly, we come to a crucial point of this exercise, which is the forecast of what is the overall cost of electricity supply mix, from 2020 to 2050 in the three pathways that Ember has modeled. We would like to emphasize Ember’s results: in all pathways the average electricity costs decline as inexpensive wind and solar progressively dominates the system. Including the cost to run electrolysers to create green hydrogen for clean energy storage purposes (Ember refers to that as “P2X”) average cost of electricity across the EU27 countries would drop from €80/MWh in 2022 to ca. €50/MWh.
The noticeable discrepancy across the three cases would take place around 2035 as the cost to run the P2X storage would drive the overall cost of electricity 23% to 30% below the Stated Policy case.