KETEP 세계에너지시장정보

1
기후 보호 프로그램에 따라 2030년까지 총 전력 소비의 재생에너지 비율 증가

2
2022년까지는 원자력법(AtG)에 따라 원자력 발전 사용 중단

3
2038년까지 석탄화력발전의 점진적 감축 및 단계적 폐지

4
1990년 대비 2030년까지 온실가스 배출량 55% 감축, 2050년까지 80~95% 감축

5
2008년 대비 2038년까지 1차에너지 소비량 30% 감축, 2050년까지 50% 감축

6
2030년 20 GW, 2040년 40 GW로 해상 풍력 발전량 증가

원문 목차

한글 목차(구글 번역)

Genehmigung des Szenariorahmens 2021-2035

시나리오 프레임 워크 2021-2035

I SACHVERHALT

A Vorlage des Szenariorahmens

B Öffentlichkeitsbeteiligung

C Anhörung der Übertragungsnetzbetreiber

II ENTSCHEIDUNGSGRÜNDE

A Formelle Voraussetzungen der Genehmigung

B Materielle Voraussetzungen der Genehmigung

1 Gemeinsamer Szenariorahmen

2 Entwicklungspfade (Szenarien)

3 Bandbreite wahrscheinlicher Entwicklungen

3.1 Grundcharakteristik

3.2 Inhaltliche Erstellung der einzelnen Annahmen

3.3 Festlegungen zur CO2-Emissionsobergrenze

3.3.1 Mengenmäßige Bestimmung der CO2-Emissionsobergrenze

3.3.2 Methodik zur Einhaltung der CO2-Emissionsobergrenze

3.4 Methodik zur Bestimmung der installierten Erzeugungsleistung

3.4.1 Regenerative Erzeugung

3.4.1.1 Zubau regenerativer Erzeugung

3.4.1.2 Rückbau regenerativer Erzeugung

3.4.2 Konventionelle Erzeugung

3.4.2.1 Betriebsdauer der Kraftwerke im Allgemeinen

3.4.2.2 Betriebsdauer von Braun- und Steinkohlekraftwerken

3.4.2.3 Betriebsdauer von Kuppelgaskraftwerken

3.4.2.4 Kraftwerke in Planung

3.4.2.5 Stilllegung von Kraftwerken

3.4.2.6 Reservekapazitäten

3.4.3 Kraft-Wärme-Kopplung

3.4.4 Verbrauchsnahe Erzeugung

3.5 Sektorenkopplung

3.5.1 Elektrofahrzeuge

3.5.2 Wärmepumpen

3.5.3 Power-to-Heat bei großtechnische Wärmeprozessen

3.5.4 Power-to-Gas

3.6 Flexibilitätsoptionen und Speicher

3.6.1 Klassische Stromanwendungen: DSM (Demand Side Management)

3.6.2 Flexibilisierung von E-Mobilität

3.6.3 Flexibilisierung von Wärmepumpen

3.6.4 KWK-Flexibilisierung

3.6.5 Flexibilisierung von Biomasseanlagen

3.6.6 Speicher

4 Versorgung, Stromverbrauch, Erzeugung

4.1 Nettostromverbrauch

4.2 Jahreshöchstlast

4.3 Erzeugung

4.3.1 Referenzwerte für das Jahr 2019

4.3.1.1 Regenerative Erzeugung

4.3.1.2 Konventionelle Erzeugung

4.3.2 Must-Run Bedingungen und Flexibilisierungen der konventionellen Kraftwerke

4.3.3 Produktionskosten

4.3.4 Szenario A 2035

4.3.4.1 Annahmen zur regenerativen Erzeugung

4.3.4.2 Annahmen zur konventionellen Erzeugung

4.3.5 Szenario B 2035

4.3.5.1 Annahmen zur regenerativen Erzeugung

4.3.5.2 Annahmen zur konventionellen Erzeugung

4.3.6 Szenario C 2035

4.3.6.1 Annahmen zur regenerativen Erzeugung

4.3.6.2 Annahmen zur konventionellen Erzeugung

4.3.7 Szenario B 2040

4.3.7.1 Annahmen zur regenerativen Erzeugung

4.3.7.2 Annahmen zur konventionellen Erzeugung

5 Mittel- und langfristige energiepolitische Ziele der Bundesregierung

5.1 Einhaltung der CO2-Ziele

5.2 Einhaltung der EE-Anteile am Bruttostromverbrauch

5.2.1 Ermittlung des Bruttostromverbrauchs in den Szenarien

5.2.2 Volllaststunden der regenerativen Erzeuger

5.2.3 Ermittlung des EE-Anteils am Bruttostromverbrauch

5.3 Einhaltung der weiteren Ziele

6 Europäischer Rahmen

6.1 Begleitschreiben an Länder, die über Interkonnektoren mit Deutschland verbunden sind

6.1.1 Schweden

6.1.2 Schweiz

6.2 Zuordnung der Szenarien zu den europäischen Szenarien

6.3 Bestimmung der Handelskapazitäten

6.4 Bewertung von Interkonnektoren zur Bereitstellung der Handelskapazitäten

7 Methodik zur Spitzenkappung

C Regionalisierung

1 Regionale Zuordnung von Wind Offshore in Nord- und Ostsee

2 Methodik für die Regionalisierung Wind Onshore

2.1 Abfrage der Verteilernetzbetreiber für die Regionalisierung Wind Onshore

2.2 Abfrage der Landesplanungsbehörden für die Regionalisierung Wind Onshore

2.2.1 Auswertung der Raumordnungsabfrage

2.2.2 Abgleich mit den Daten aus dem Raumordnungsplan-Monitor

2.3 Keine Berücksichtigung der Netzausbauregionen für die Regionalisierung Wind Onshore

2.4 Berücksichtigung 10 H Regelung und Drehfunkfeuer für die Regionalisierung Wind Onshore

3 Regionale Zuordnung des Stromverbrauchs

D Neue technische Ansätze für Netzbetriebsmittel oder Netzbetriebsführung

E Betrachtungen zur integrierten Strom- und Gasnetzplanung

F Begründung der Nebenbestimmungen

1 Kraft-Wärme-Kopplung

2 EE-Anteil am Bruttostromverbrauch

3 Treibhausgasemission und Primärenergieverbrauch

G Sensitivität North Sea Wind Power Hub

H Hinweise zu den Gebühren

I Hinweise zu den Fristen

J Rechtsmittelbelehrung

Anlagen

Verzeichnisse

Abbildungsverzeichnis

Tabellenverzeichnis

Anlagenverzeichnis

Impressum

I 사실

A 시나리오 프레임 워크 프레젠테이션

B 대중 참여

C 송전 시스템 운영자 인터뷰

II 결정 근거

A 승인을 위한 공식 요건

B 승인을 위한 요구 사항

1 공통 시나리오 프레임 워크

2 시나리오 개발 경로

3 가능성 있는 개발 범위

3.1 기본 특성

3.2 각 가정에 대한 내용 작성

3.3 CO2 배출에 대한 상한 결정

3.3.1 CO2 배출량 상한의 정량적 결정

3.3.2 CO2 배출 상한을 준수하기위한 방법론

3.4 설치된 발전 용량을 결정하는 방법론

3.4.1 재생에너지 발전

3.4.1.1 재생 가능한 발전의 확장

3.4.1.2 재생 가능한 발전의 해체

3.4.2 기존 발전

3.4.2.1 일반적인 발전소의 작동 시간

3.4.2.2 갈탄 및 경탄 발전소의 서비스 수명

3.4.2.3 가스 화력 발전소의 작동 시간

3.4.2.4 계획중인 발전소

3.4.2.5 발전소 해체

3.4.2.6 예비 용량

3.4.3 열과 전력의 결합

3.4.4 소비에 가까운 생산

3.5 섹터 커플링(Sector Coupling)

3.5.1 전기 자동차

3.5.2 히트 펌프

3.5.3 대규모 가열 공정에서 열 전원 공급

3.5.4 가스 전원 공급

3.6 유연성 옵션 및 저장

3.6.1 클래식 전력 응용 : DSM (수요측 관리)

3.6.2 전기이동장치 유연성

3.6.3 열 펌프 유연성

3.6.4 CHP 유연성

3.6.5 바이오매스 플랜트 유연성

3.6.6 저장

4 공급, 전력 소비, 발전

4.1 순 전력 소비

4.2 연간 최대 부하

4.3 발전

4.3.1 2019년 기준 값

4.3.1.1 재생에너지 발전

4.3.1.2 기존 발전

4.3.2 재래식 발전소의 필수 실행 조건 및 유연성

4.3.3 생산 비용

4.3.4 시나리오 A 2035

4.3.4.1 재생에너지 발전에 대한 가정

4.3.4.2 기존 발전에 대한 가정

4.3.5 시나리오 B 2035

4.3.5.1 재생에너지 발전 대한 가정

4.3.5.2 기존 발전에 대한 가정

4.3.6 시나리오 C 2035

4.3.6.1 재생에너지 발전에 대한 가정

4.3.6.2 기존 발전에 대한 가정

4.3.7 시나리오 B 2040

4.3.7.1 재생에너지 발전에 대한 가정

4.3.7.2 기존 발전에 대한 가정

5 연방 정부의 중장기 에너지 정책 목표

5.1 CO2 목표 준수

5.2 총 전력 소비량의 RE 지분 준수

5.2.1 시나리오에서 총 전력 소비 결정

5.2.2 재생 생산자의 최대 부하 시간

5.2.3 총 전력 소비에서 재생 에너지의 비율 결정

5.3 기타 목표 준수

6 유럽 프레임 워크

6.1 독일과 인터 커넥터를 통해 연결된 국가에 대한 커버 레터

6.1.1 스웨덴

6.1.2 스위스

6.2 시나리오와 유럽 시나리오의 연관성

6.3 거래 용량 결정

6.4 거래 용량 제공을 위한 상호 연결기 평가

7 피크 캡핑 방법론

C 지역화

1 북해와 발트해의 해상 풍력 지역 할당

2 육상 풍력의 지역화를 위한 방법론

2.1 해상 풍력의 지역화를 위한 유통망 운영자의 질의

2.2 육상 풍력의 지역화를 위한 국가 계획 당국의 질의

2.2.1 공간 계획 쿼리 평가

2.2.2 공간 계획 모니터의 데이터와 비교

2.3 육상 풍력의 지역화를 위한 그리드 확장 지역을 고려하지 않음

2.4 육상 풍력 지역화를 위한 10H 규정 및 무선 비콘 고려

3 전기 소비의 지역 할당

D 네트워크 리소스 또는 네트워크 운영 관리에 대한 새로운 기술적 접근 방식

E 통합 전기 및 가스 네트워크 계획에 대한 고려 사항

F 보조 조항의 정당화

1 열과 전력의 결합

2 총 전기 소비에서 RE 점유율

3 온실 가스 배출 및 1 차 에너지 소비

G 북해 풍력 허브 감도

H 수수료에 대한 참고 사항

I 마감일에 대한 참고 사항

J 법적 구제 조치에 대한 지침

투자

디렉토리

그림 목록

표 목록

첨부 파일 디렉토리

날인

원문 목차

한글 목차(구글 번역)

Integrated National Energy and Climate Plan

통합 국가 에너지 및 기후 계획

Section A: National Plan

1. Overview and process for establishing the plan

1.1. Summary

1.2. Overview of current policy situation

1.3. Consultations and involvement of national and Union entities and their outcome

1.4. Regional cooperation in preparing the plan

2. National objectives and targets

2.1. Decarbonisation dimension

2.1.1. GHG emissions and removals

2.1.2. Renewable energy

2.2. Energy efficiency dimension

2.3. Energy security dimension

2.4. Internal energy market dimension

2.4.1. Electricity interconnectivity

2.4.2. Energy transmission infrastructure

2.4.3. Market integration

2.4.4. Energy poverty

2.5. Research, innovation and competitiveness dimension

3. Policies and measures

3.1. Decarbonisation dimension

3.1.1. GHG emissions and removals

3.1.2. Renewable energies

3.1.3. Other elements of the dimension

3.2. Energy efficiency dimension

3.3. Energy security dimension

3.4. Internal energy market dimension

3.4.1. Electricity infrastructure

3.4.2. Energy transmission infrastructure

3.4.3. Market integration

3.4.4. Energy poverty

3.5. Research, innovation and competitiveness dimension

Section B: Analytical basis

4. Current situation and projections with existing policies and measures

4.1. Projected evolution of the main exogenous factors influencing the energy system and GHG emission developments

4.2. Decarbonisation dimension

4.2.1. GHG emissions and removals

4.2.2. Renewable energy

4.3. Energy efficiency dimension

4.4. Energy security dimension

4.5. Internal energy market dimension

4.5.1. Electricity interconnectivity

4.5.2. Energy transmission infrastructure

4.5.3. Electricity and gas markets, energy prices

4.6. Research, innovation and competitiveness dimension

5. Impact assessment of planned policies and measures

5.1. Impacts of planned policies and measures described in Section 3 on the energy system and GHG emissions and removals including a comparison to projections with existing policies and measures (as described in Section 4)

5.2. Macroeconomic and, to the extent feasible, health, environmental, employment and education, skills and social impacts including just transition aspects (in terms of costs and benefits as well as cost-effectiveness) of the planned policies and measures described in Section 3 at least until the last year of the period covered by the plan, including a comparison to projections with existing policies and measures

5.3. Overview of necessary investments

5.4. Effects of the planned policies and measures described in Section 3 on other member states and regional cooperation at least up to the last year of the validity period of the plan with a comparison to the projections for the current policies and measures

섹션 A : 국가 계획

1. 계획 수립을 위한 개요 및 과정

1.1. 요약

1.2. 현재 정책 상황의 개요

1.3. 국가 및 연합 기관의 협의 및 참여와 그 결과

1.4. 계획 준비를 위한 지역 협력

2. 목표 및 타겟

2.1. 탈탄화

2.1.1. GHG 배출 및 제거

2.1.2. 재생 에너지

2.2. 에너지 효율

2.3. 에너지 보안

2.4. 내부 에너지 시장

2.4.1. 전기 상호 연결

2.4.2. 에너지 전송 인프라

2.4.3. 시장 통합

2.4.4. 에너지 빈곤

2.5. 연구, 혁신 및 경쟁력

3. 정책 및 조치

3.1. 탈탄화

3.1.1. GHG 배출 및 제거

3.1.2. 재생 가능 에너지

3.1.3. 차원의 다른 요소

3.2. 에너지 효율

3.3. 에너지 보안

3.4. 내부 에너지 시장

3.4.1. 전기 인프라

3.4.2. 에너지 전송 인프라

3.4.3. 시장 통합

3.4.4. 에너지 빈곤

3.5. 연구, 혁신 및 경쟁력

섹션 B : 분석적 근거

4. 기존 정책 및 조치에 따른 현재 상황 및 전망

4.1. 에너지 시스템 및 GHG 배출량 개발에 영향을 미치는 주요 외인성 요인의 예상 진화

4.2. 탈탄화

4.2.1. GHG 배출 및 제거

4.2.2. 재생 에너지

4.3. 에너지 효율

4.4. 에너지 보안

4.5. 내부 에너지 시장

4.5.1. 전기 상호 연결

4.5.2. 에너지 전송 인프라

4.5.3. 전기 및 가스 시장, 에너지 가격

4.6. 연구, 혁신 및 경쟁력

5. 계획된 정책 및 조치의 영향 평가

5.1. 기존 정책 및 조치와의 예측 비교를 포함하여 섹션 3에 설명된 계획된 정책 및 조치가 에너지 시스템 및 GHG 배출 및 제거에 미치는 영향 (섹션 4에 설명 됨)

5.2. 최소한 섹션 3에 설명된 계획된 정책 및 조치의 전환 측면 (비용 및 혜택 및 비용 효율성 측면에서)을 포함한 거시 경제 및 가능한 한 건강, 환경, 고용 및 교육, 기술 및 사회적 영향 계획이 적용되는 기간의 마지막 해까지 (기존 정책 및 조치와의 예상 비교 포함)

5.3. 필요한 투자 개요

5.4. 제3절에 기술된 계획 정책 및 조치가 현재 정책 및 조치의 예측과 비교하여 최소한 계획의 유효기간 마지막 해까지 다른 회원국 및 지역협력에 미치는 영향