VDE-Studie: Erneuerbare Energie braucht flexible Kraftwerke Szenarien bis 2020

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1 VDE-Studie: Erneuerbare Energie braucht flexible Kraftwerke Szenarien bis 2020 Dr.-Ing. Ireneusz Pyc, Siemens Energy Sector / 1

2 Autoren ETG-Task Force Flexibilisierung des Kraftwerksparks Univ.-Prof. Dr.-Ing. Günther Brauner, TU Wien (Leitung) Dipl.-Ing. Wolfgang Glaunsinger, VDE ETG Dipl.-Ing. Stefan Bofinger, IWES-Fraunhofer Dipl.-Ing. Markus John, ABB AG, Division Energietechnik-Systeme Dipl.-Ing. Wendelin Magin, ABB AG, Division Energietechnik-Systeme Dr.-Ing. Ireneusz Pyc, Siemens, Energy Sector, Technology und Innovation Dipl.-Ing. Steffen Schüler, Vattenfall Europe Dipl.-Ing. Stephan Schulz, 50Hertz Transmission GmbH Dr.-Ing. Ulrich Schwing, EnBW Kraftwerke AG Dr. sc. Philipp Seydel, EnBW Trading GmbH Dr. Florian Steinke, Siemens Corporate Technology / 2

3 Inhalte - Einführung - Systemanalyse - Wirtschaftlichkeit/Geschäftsmodelle - Betriebliche Anforderungen an die konventionellen Kraftwerke / 3

4 Erinnern wir uns: Vision des Energiekonzepts 2050 Mehr Erneuerbare, weniger Emissionen in % Anteil erneuerbarer Energien am Endenergieverbrauch 2030 Anteil der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien am Bruttostromverbrauch * Es sind nur konkrete Zahlen für die Jahre 2020 und 2050 im Energiekonzept enthalten % -50% -80% Stromverbrauch (100%=2008) * Primärenergieverbrauch (100%=2008) * Treibhausgasemissionen (100%=1990) Vorrangiges Ziel ~80% CO 2 Reduktion bis 2050 Der Weg zu regenerativer und CO2 -freier Zukunft wird bestätigt. Die entscheidenden Erfolgsfaktoren dafür: Effizienzmaßnahmen radikale Umstrukturierung der Elektrizitätswirtschaft Energieerzeugung erfolgt 2050 überwiegend aus EE Umformen der Verteilungsnetze in intelligente Netze ( Smart Grid ) Ausbau der Speicherkapazitäten (z.b. Druckluftund Wasserstoffspeicher) Quelle: Bundesregierung, Booz & Company Analysis Stromimporte von 20-30% in / 4

5 VDE-Task-Force Flexibilisierung der thermischen Erzeugungskapazitäten Arbeits-Zeitraum Interdiziplinäre, unparteiische Plattform Ziel: Risiken der Energiewende durch Expertenforum mindern Bestehendes Energiesystem als Ausgangspunkt Möglichst viel EE integrieren bei geringen Aufwand und Abhängigkeiten von anderen neuen Technologien Einbindung aller relevanten Parteien: Wind, PV, Netzbetrieb, Kraftwerksbetrieb, Netzregelung, Stromhandel, Industrie / 5

6 Fragestellungen: Im Netz muss jederzeit die Leistung aller Erzeugung der Leistung aller Verbraucher entsprechen. Wie sieht ein sicherer und stabiler Netzbetrieb bei überwiegend fluktuierenden Einspeisungen aus Wind und PV aus? Können alle thermischen Kraftwerke abgeschaltet werden und nur mit Wind und PV das Netz geregelt werden? Wie viel Energie kann wie lange gespeichert werden sind die Speicherkapazitäten nach Leistung und Energie ausreichend? Welche neuen Aufgaben kommen auf die thermischen Kraftwerke zu und wie können diese erfüllt werden? / 6

7 Systemanalyse Szenarien/Modellrechnung / 7

8 Für den Erfolg der Vision ist die Entwicklung der nächsten 10 Jahre maßgeblich. Unter neun VDE - Szenarien ist das VDE AT40 als Referenz ausgewählt. Verbrauchsrückgang (VR) zurückgehender Verbrauch -1,6%/a regenerative Stromerzeugung RE 20% 30% 40% Aktueller Trend (AT) stagnierender Verbrauch 0 %/a Anteile regenerativer Energieträger in 2020 regenerative Stromerzeugung RE 20% 30% 40% PV Neubau Langfristiger Trend (LT) Übergang zu einem electrical age 1,8 %/a regenerative Stromerzeugung RE 20% 30% 40% Niedrig bis moderat Moderat bis stark Stark bis sehr stark Wind Neubau Niedrig bis moderat Moderat bis stark Stark bis sehr stark Kohle Neubau backlog + 1 CCS Demo Anlage backlog CCS Demo Anlagen backlog CCS Demo Anlagen Erdgas Neubau Niedriger bis moderater Gas-Ausbau. Moderater bis starker Gas- Ausbau. Starker Gas- Ausbau / 8

9 Erzeugungspark 2020: konventionell & EE TWh Erneuerbare Energien Wasserkraft Erdgas Erdöl/sonstige Kohle % % Kernenergie Szenario Verbrauchsrückgang VR 30 40% RE 30% RE 20% RE Aktueller Trend AT Szenario AT % RE 30% RE 20% RE % RE 30% RE 20% RE Langfristiger Trend LT / 9

10 Kapazitäten und Erzeugung VDE AT 40 Szenario Erzeugung (TWh) Erzeugungskapazitäten (GW) 621 TWh 603 TWh GW EE 40 % GW EE 58 % KONV 60 % KONV 42 % Kernkraft Braunkohle Steinkohle Öl Dezentral Gas Wasserkraft Biomasse Wind offshore Wind onshore Solar / 10

11 Simulationsmodell Deutschland 2020 (Regionenmodell) / 11

12 Zeiten mit EE- Überschuss... Verfügbarkeitsfaktoren der PV - Anlagen gegenüber der Wind onshore-/offshore- Leistung in der Sommerzeit Gleichzeitige Leistungsspitzen Gleichzeitige Leistungsspitzen Quelle: Siemens CT T IAT ISC, IWES Die Daten liegen für alle 50x50km Zellen als stündlich aufgelöste Zeitreihen für vor. Sie wurden anhand von kommerziellen Wetterdaten und angenommenen PV-/Turbinenkennlinien zusammen mit dem Fraunhofer IWES errechnet. - Die einzelnen Ortszeitreihen gewichtet und gemittelt. Als Gewichtung wurden die 2020 Ausbauziele der EE der Bundesregierung angenommen. - Aus den resultierenden einzelnen Zeitreihen für Wind On-/Offshore und PV sind für die Mittagstunden (11-14h) der Monate Mai-August dargestellt / 12

13 ...und Zeiten mit EE-Mangel sind zu erwarten... Verfügbarkeitsfaktoren der PV - Anlagen gegenüber der Wind onshore-/offshore- Leistung in der Winterzeit Gleichzeitiger Leistungsmangel Gleichzeitiger Leistungsmangel Quelle: Siemens CT T IAT ISC, IWES Die Daten liegen für alle 50x50km Zellen als stündlich aufgelöste Zeitreihen für vor. Sie wurden anhand von kommerziellen Wetterdaten und angenommenen PV-/Turbinenkennlinien zusammen mit dem Fraunhofer IWES errechnet. - Die einzelnen Ortszeitreihen gewichtet und gemittelt. Als Gewichtung wurden die 2020 Ausbauziele der EE der Bundesregierung angenommen. - Aus den resultierenden einzelnen Zeitreihen für Wind On-/Offshore und PV sind für die Mittagstunden (11-14h) der Monate Dezember/Januar dargestellt / 13

14 Regionenmodell 2020 Berücksichtigen aller (großen) Kraftwerke Neueste Stilllegungsszenarien Pumpspeicherkapazitäten (Leistung und Volumen) Leitungskapazitäten zwischen den Regionen (summarisch) Simulation der Solarstrahlung und des Winddargebots anhand von regionalen Wetterzeitreihen (Wetterdienste) Ergebnis: Bestimmung des Verlaufs der Residuallast Ableitung Gradienten, Leistungen, Flautenzeiten Kraftwerkseinsatz / 14

15 Kraftwerkseinsatz 2009 und 2020 (Simulation) (Beispielwochen im Januar und Juli für das Jahr 2020) 2009 Hoher Anteil an Grundlast 2020 Grundlast wird verdrängt, dafür flexible Kraftwerke Nicht verwendete Überschussenergie: zu geringe Speicherkapazitäten im Netz! / 15

16 Gradienten der Residuallast Die stündlichen Gradienten haben heute bekannten Zuschnitt. Maximale 1h Gradienten steigen Erwartete tägliche Laständerungen erfordern eine disponierbare Kraftwerksleistung von 60 GW / 16

17 Erzeugungsgradienten von Wind und PV in Deutschland (Ergebnis VDE AT 40 Szenario) installierte Leistung 1h-Gradient 3h-Gradient Onshore Wind 42 GW 4 GW/h 2,5 GW/h Offshore Wind 16 GW 3 GW/h 2 GW/h Photovoltaik 60 GW 12 GW/h 8 GW/h Planerischer Maximalgradient 15 GW/h 10 GW/h / 17

18 Konsequenzen für den Einsatz der thermischen Kraftwerke, VDE AT40RE Szenario Lastwechselfähigkeit 2020 Alle thermischen Kraftwerke sind grundsätzlich geeignet zur Lösung der zukünftigen Aufgaben beizutragen Um gleiche Leistungsgradienten abzufahren, werden wenige schnelle oder viele langsame Kraftwerke benötigt Nachteile langsamer Kraftwerke: mehr stand-by-energie in Bereitschaft Lebensdauerverbrauch für Bestandsanlagen wird sich durch Reduktion der Volllaststunden reduzieren (DKW ~ h), aber durch höhere und häufigere Gradienten erhöhen Neue Bewertung der Bauteilerschöpfung nötig Kraftwerksleistung im Regeleinsatz 30,00 25,00 20,00 15,00 10,00 5,00 0,00-67 % 3 %/min 2 %/min 1 %/min schnell langsam Regelfähigkeit der Kraftwerke Leistungsgradient 5 GW/h 10 GW/h 15 GW/h / 18

19 Konsequenzen für den Einsatz der thermischen Kraftwerke, VDE AT40RE Szenario Auslastung, Anzahl von Starts Die Auswertung nach Lastbändern ergibt: Auch nach Merit - Order günstigste Kraftwerke müssen sich am Lastfolgebetrieb beteiligen Steinkohle- und Gaskraftwerke müssen sich auf häufige An- und Abfahrten, starke Lastwechsel und sinkende Volllaststunden einstellen / 19

20 Ergebnis Systemanalyse: Basierend auf einem integrierten Systemverständnis erfordert die Transformation des Versorgungssystems eine technologisch und zeitlich aufeinander abgestimmte Vorgehensweise beim Ausbau erneuerbarer Energien, der Netze und Speicher, sowie bei dem Lastmanagement Netze können nicht zeitgerecht entsprechend dem Ausbau der EE verstärkt und ausgebaut werden Speicher werden wahrscheinlich kurzfristig nicht ausreichend zur Verfügung stehen Eine großflächige Anwendung von smart grids und demand response - Maßnahmen ist kurzzeitig nicht zu erwarten Zwei parallel existierende Systeme (thermisch/erneuerbar) entstehen. Energieüberschuss wird immer größer und häufiger zu erwarten sein. Zeiten mit hohem Überschuss oder Mangel an erneuerbaren Energien ergeben sich aus den stochastischen Wettermustern und der Netzlast. Im Netz sind kombiniert aus Wind und PV Gradienten bis 15 GW/h (1 h) möglich Thermische Kraftwerke sind bei Speichermangel unverzichtbar. Sie müssen am Netz verbleiben/bzw. durch neue thermische Anlagen ersetzt werden. Darüber hinaus müssen sie flexibel einsetzbar sein / 20

21 Wirtschaftlichkeit / Geschäftsmodelle / 21

22 Der existierende Strommarkt benachteiligt Investitionen in thermische Kraftwerke Mit deutlich sinkender Auslastung können im existierenden Stromhandel-Markmodell die Vollkosten der Stromerzeugung nicht gedeckt und somit Investitionen nicht gerechtfertigt werden Abhilfe können geeignete Regulierungs- und Geschäftsmodelle verschaffen, um eine thermische Mindestkapazität auch bei niedrigen Volllaststunden wirtschaftlich darstellen zu können. Erzeugungskosten 2020 *) /kwh (Vollkosten) 0,20 0,18 0,16 0,14 0,12 0,10 0,08 0,06 0,04 0,02 0,00 Börsenpreis 2020 GUD Kohlekraftwerk Gas-Kombikraftwerk SK 2010 Volllaststunden BK:Braunkohle Dampfkraftwerk SK: Steinkohle-Dampfkraftwerk GUD: gasbefeuert AT 40 BK Börsenpreis *) zentrale Stromerzeugung, Gaspreis: 8 /GJ, Kohlepreis: 2,4 /GJ, CO2-Zertifikate Preis: 24 /t CO / 22

23 Die Transformation des Energiesystems bedingt neue Vermarktungs- und Vergütungsoptionen STROMMARKT HEUTE Stromhandel (Spot- und Terminmarkt) Arbeitspreis: /kwh STROMMARKT DER ZUKUNFT Stromhandel (Spot- und Terminmarkt) Arbeitspreis: /kwh Rampenpreis : +/- /MW/min Terminmarkt Over the Counter Spotmarkt Dayahead Intraday Systemdienstleistungen (Regelenergiemarkt) > 1 Tag (Jahr, Quartal, Monat) 1 Tag Arbeitspreis: /kwh Leistungspreis: /kw < 1 Tag Systemdienstleistungen (Regelenergiemarkt) 45 min Arbeitspreis: /kwh Leistungspreis: +/- /kw Blindleistungspreis : +/- /var/s Frequenzpreis : +/- /mhz/s Spannungspreis : +/- V/s Schwarzstartfähigkeit Kapazitätsmarkt Primary reserve Secondary reserve Tertiary reserve Leistungspreis: /kw 0 s 30 s 5 min 15 min 30 min 60 min Markt für kalte Reserve Leistungspreis: /kw / 23

24 Die Transformation des Energiesystems bedingt neue Vermarktungs- und Vergütungsoptionen Regelenergiemarkt Ereignis: Frequenzabfall Heute Zukunft 50 Hz Primär - Regel Leistung Sekundär Regel Leistung Minuten Reserve Stundenprodukt Börse MW + 1 MW Dauer Reserve Rampenprodukt MW + 1 MW - 1 MW 1 Stunde Energiemenge = 1 MWh 1 Stunde Energiemenge = 0 MWh 0 s 30 s 5 min 15 min 30 min 60 min Systemdienstleistungen AT40RE Szenario Planerischer Maximalgradient 1h: 15 GW/h 3h: 10 GW/h Stromhandel + Kapazitätshandel / 24

25 Betriebliche Anforderungen an die konventionellen Kraftwerke / 25

26 Bedeutung flexibler Kraftwerke bis 2020 Leitungsausbau bis 2020 voraussichtlich nicht ausreichend Speicherausbau zu gering in Leistung und Speicherenergie Thermische Kraftwerke müssen regional diese fehlenden Kapazitäten ausgleichen Vorrang der EE: thermische Kraftwerke fahren zurück oder werden abgestellt bei EE-Einspeisung Thermische Kraftwerke füllen längerer EE-Erzeugungslücken / 26

27 Anforderungen an die Lastwechselfähigkeit Auswertung der Simulation: Die stündlichen Gradienten haben heute bekannten Zuschnitt Tägliche Laständerungen erfordern eine disponierbare Kraftwerksleistung bis zu 60 GW / 27

28 Zukünftige Anforderungen an die thermischen Kraftwerke Gradientenfähigkeit ( Stop and Go ) Etwa doppelt so häufiges An- und Abfahren Hohe Wirkungsgrade im Teillastbereich Niedrige Mindestlast / 28

29 Was verstehen wir unter Flexibilität? Quelle Dr. Andreas Feldmüller, Siemens Energy Sector, E S SF PLF / 29

30 Das Potential der heutigen thermischen Kraftwerke Kraftwerkstyp Steinkohle Braunkohle Gas- und Dampfkraftwerk (GuD) Gasturbine solo Anforderungen: Lastgradient %P N /min 1,5 / 4 / 6 1 / 2,5 / 4 2 / 4 / 8 8 / 12 / 15 im Bereich %P N *) *) - 90 Minimallast %P N 40 / 25 / / 50 / / 40 / 30*) 50 / 40 / 20*) Hohe Lastgradienten Niedrige Minimallast Anfahrzeiten: Heiß (< 8 h) h 3 / 2,5 / 2 6 / 4 / 2 1,5 / 1 / 0,5 < 0,1 Kalt (> 48 h) h 10 / 5 / 4 10 / 8 / 6 4 / 3 / 2 < 0,1 Kurze Anfahrzeiten Lesehinweis: heute üblich / Stand der Technik / Optimierungspotential * bedingt durch die Emissionsgrenzwerte für NOX und CO bei Dauerbetrieb Alle thermischen Kraftwerke sind grundsätzlich geeignet zur Lösung der zukünftigen Aufgaben beizutragen / 30

31 Leistungsgradienten von thermischen Kraftwerken 1 stand alone GT P/P n GuD flexibel GuD Standard Kohle- KW Kohle 0 Start h t / 31

32 Stand der Technik konventioneller Anlagen Laständerungsgeschwindigkeiten Leistungsänderung / MW/min 45,0 40,0 35,0 30,0 25,0 20,0 15,0 10,0 5,0 0,0 GT 6 GT GT 4 5 GT 1 GT 3 GT 2 KA 2 SK 2 KA 1 SK 6 SK 4 SK Netto-Leistung / MW SK 3 SK 5 BK 1 Min: 2%/min Gasturbinen 12%/min GuD 3%/min Kohle 4%/min Der Stand der Technik 12%/min (Gas) 4%/min (Kohle) 3%/min (GuD) Anforderungen heute 2%/min (Primärregelung) Aktuell erfüllen bei die Steinund Braunkohleanlagen nicht alle Anlagen den Stand der Technik. Der häufigste Grund liegt in der fehlenden Notwendigkeit hierfür / 32

33 Beispiel: FACY verbessert die Effizienz während der heißen Startphase von Siemens GUD Anlagen um 14% PP Last < 30 min. Verbesserte Anfahrtskurve Verbesserung Konventioneller Start Verbesserung Fliegender Start der Dampfturbine Schafft sehr gute Voraussetzungen für optimieren Flotten- Fahrweise Stromproduktion [MWh] während der Startphase einer täglich Siemens +94% Competition t conv. Startzeit Siemens Wettbewerb Heiß ~ 30 min 70 min Warm ~ 90 min 120 min Kalt ~120 min 160 min Zeit Vorteil Wirkungsgrad Durchschn. Wirkungsgrad (t conv. ) Konventioneller Heiß-Start Heiß-Start mit FACY ~36% ~50% Brennstoffverbrauch ~514 MWh ~326 MWh Für GuD Neuanlagen und als Nachrüstung verfügbar Konzept auf DKW übertragbar? Quelle Siemens Energy Sector / 33

34 Optimierung und Weiterentwicklung von Kraftwerken - Referenzen für Anfahroptimierungen (Auswahl, DKWs) Quelle Dr. Andreas Feldmüller, Siemens Energy Sector, E S SF PLF / 34

35 Stand der Technik konventioneller Anlagen Mindestlast Der Stand der Technik ca. 25% (Steinkohle) ca. 40% (Braunkohle) ca. 40%- 50% (Gas) Aktuell erfüllen nicht alle Anlagen den Stand der Technik. Der häufigste Grund liegt in der fehlenden Notwendigkeit hierfür. Heute optimiert auf Max Leistung Max Wirkungsgrad Max Lebensdauer Min Betriebskosten Min Emissionen / 35

36 Potenzial und Grenzen der Flexibilisierung von konventionellen Kraftwerken Mindestlast Potenzial: Größtes Potenzial liegt bei den Steinkohleanlagen 1 Mühlenbetrieb (20%) Feuerraumüberwachung Brennstoffoptimierung Grenzen: Emissionswerte (Gas) Unterschreitung Taupunktstemperaturen im Rauchgas Reduzierte Katalysatoreffektivität in der DENOX Verdampfermindestmenge Absinken der Frischdampf- und ZÜ-Temperaturen / 36

37 Betriebliche Konsequenzen flexibler Fahrweise - Längere Stillstände bergen Korrosionsgefahren Quelle Dr. Andreas Feldmüller, Siemens Energy Sector, E S SF PLF / 37

38 Ergebnis: Betriebliche Anforderungen an die konventionellen Kraftwerke Transformation von Grund-, Mittel-, Spitzenlastkraftwerken zu flexiblen Erzeugungseinheiten Bestehende Anlagen haben noch Potential, den Anforderungen an flexible Erzeugung zu folgen: Tiefere Mindestlasten Höhere Laständerungsgeschwindigkeit Optimiertes Anfahren Optimierungsmöglichkeiten sind noch nicht ausgeschöpft: Mechanische Anpassungen Leittechnische Anpassungen Höhere Anforderungen an Laständerungsgeschwindigkeit hat direkte Auswirkung auf die Lebensdauer. Ideale Voraussetzungen bieten Gas- bzw. GUD-Anlagen, jedoch bei deutlich geringerer Betriebszeit / 38

39 Schlussfolgerungen und Handlungsbedarf Die nachhaltige Energieversorgung erfordert eine stark leistungsorientierte Systemauslegung Zukünftig müssen daher erneuerbare Erzeugung und konventionelle, überwiegend thermische Erzeugung auf einander abgestimmt zusammenwirken mit Vorrang der EE und flexiblem Einsatz der thermischen Kraftwerke Für die thermischen Kraftwerke ergeben sich höhere Anforderungen durch steile Gradientenfahrweise, häufigere An- und Abfahrten sowie niedrigere Mindestlast und hierdurch erhöhten Verschleiß und Lebensdauerminderung Die Auslastung der thermischen Kraftwerke wird drastisch sinken und damit ist deren wirtschaftlicher Betrieb unter den heutigen Marktbedingungen gefährdet. Die Kraftwerke konvertieren vom Lieferanten von Grundlastenergie zum Bereitsteller von flexiblen und sicherheitsrelevanten Systemdienstleistungen. Es sind geeignete Regulierungs- und Geschäftsmodelle zu entwickeln, um eine thermische Mindestkapazität auch bei niedrigen Volllaststunden wirtschaftlich darstellen zu können (Systemdienstleistungen, Kapazitätsmarkt) / 39

40 Danke für Ihre Aufmerksamkeit! / 40

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