Energieszenarien und Integration fluktuierender Erzeugung

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1 Energieszenarien und Integration fluktuierender Erzeugung Dietmar Lindenberger Energiewirtschaftliches Institut an der Universität zu Köln (EWI) Agenda Aufbau der dena-netzstudien I und II Inhalte der dena-studie I (Zeithorizont: 2015) hier: ausgewählte Fragen der Netzintegration von Windenergie Leistungskredit der Windenergieanlagen Auswirkungen auf Erzeugungsstruktur und Regelenergie Kosten/Preiseffekte Ziele der dena-studie II (Zeithorizont: 2020/25) Anmerkungen zur europäischen Perspektive Diskussion

2 Aufbau der dena-netzstudien I und II Integration der Windenergie ins deutsche Elektrizitätssystem bis 2015 (dena-studie I) und (dena-studie II) Teil 1: Analyse / Szenarien der Stromeinspeisung aus Windenergie Teil 2: Untersuchungen zur Weiterentwicklung der Stromnetze (380 kv Höchstspannungsebene) Teil 3: Rückwirkungen auf konv. Kraftwerkspark (dena I) und Möglichkeiten der optimalen Integration der Windenergie durch Erhöhung von Flexibilitäten im Elektrizitätssystem (dena II) Konsortium dena-netzstudie II EWI, DEWI, IWES, 50hertz, transpower, EnBW TNG, amprion AP 1: Zeitreihen AG Zeitreihen: DEWI, IWES AP 2: Netze AG Netze: 50hertz, amprion, EnBW TNG, transpower AP 3: Flexibilität AG Erzeugung: EWI, IWES ABB Siemens Uni Duisburg Basic Design (OWP-Anbindung) Identifikation Übertragungstechnik Spannungsstützung Inselnetzfähigkeit DEEP Underground Energiespeicher (CAES)

3 Windenergie in dena-netzstudien I und II dena I dena II Zieljahr Anteil erneuerbarer Energien (Strom) 20% 25% (18,4 (2006: % 1.HJ rd. 12%) 2009) Windkapazität onshore /GW Windkapazität offshore /GW Windkapazität gesamt /GW (25,8 (heute: GW zum rd. 21) ) Agenda Aufbau der dena-netzstudien I und II Inhalte der dena-studie I (Zeithorizont: 2015) hier: ausgewählte Fragen der Netzintegration von Windenergie Leistungskredit der Windenergieanlagen Auswirkungen auf Erzeugungsstruktur und Regelenergie Kosten/Preiseffekte Ziele der dena-studie II (Zeithorizont: 2020/25) Anmerkungen zur europäischen Perspektive Diskussion

4 Kapazitätskredit der Windenergieanlagen (WEA) 20% % der installierten WEA-Leistung 16% 12% 8% 4% 0% Durchschnittlicher Leistungskredit Marginaler Zuwachs Installierte WEA-Leistung in MW Gesicherte Leistung von fossilen und Windkraftwerken - schematisch - Beitrag fossiler Kapazität zur gesicherten Leistung: 90% Beitrag WEA-Kapazität zur gesicherten Leistung: 10% Zu sichernde Leistung (Spitzenlast): Fossil Fossil+Wind Gesicherte Leistung: 100 x 0,9 = x 0, x 0,1 = 90 Leistung Fossil: gesicherte Leistung Wind: gesicherte Leistung Fossil: nicht gesicherte Leistung Wind: nicht gesicherte Leistung Gesicherte Leistung = 90

5 Auswirkung der Windenergie auf Vorhaltung und Abruf von Regelleistung Lastprognosefehler Windprognosefehler Stochastische Kraftwerksnichtverfügbarkeiten Häufigkeit Häufigkeit Kum. Häufigkeit Leistungsdefizit Leistungsüberschuss Leistungsdefizit Leistungsüberschuss Leistungsdefizit Statistische Faltung von Dichte- und kum. Dichtefunktionen Pos. Leistungsvorhaltung: Häufigkeit Neg. Leistungsvorhaltung: Leistungsdefizit [MW] Leistungsüberschuss [MW] Windbedingte Regelenergie (Ergebnisse dena I) GW GW Zusätzlicher positiver Regelleistungsbedarf Maximum im Mittel 'day ahead' zu kontrahieren Zusätzlicher negativer Regelleistungsbedarf Maximum im Mittel 'day ahead' zu kontrahieren Wachsender Anteil der Windenergie verursacht zunehmenden Bedarf an Regelleistung Auswirkung auf konventionelle Stromerzeugung bei konstantem Niveau der Versorgungszuverlässigkeit: - Konventionelle Kraftwerke zunehmend in Teillast - Pumpspeicherkraftwerke werden verstärkt als Regelkraftwerke eingesetzt - Auslegung von Kraftwerksneubauten zunehmend unter dem Aspekt der Flexibilität - Erhöhung der Kosten durch zunehmende Unsicherheit bei Einsatz- und Investitionsentscheidung der Kraftwerksbetreiber

6 Auswirkung vermehrter Windenergieeinspeisung auf den Erzeugungsmix (Ergebnisse dena I) TWh Windenergie Braunkohle Steinkohle Erdgas (& Öl) Außenhandelssald o Pumpspeicher Kostenersparnis durch Windenergie im konv. Erzeugungssystem (Ergebnisse dena I) EURO(2003) je MWh Fixkosten Brennstoffkosten Die Kostenersparnis durch Windstrom ist Indikator für den Wert des Windstroms.

7 Einspeisevergütung und Kosteneinsparung durch Windenergie (Ergebnisse dena I) Einspeisevergütung 70 69,2 EUR(2003)/MWh ,6 41,6 35,3 39,3 30, ,7 10 Großhandelspreis Kosteneinsparung Die Einspeisevergütung (Indikator für Kosten des Windstroms) ist 2015 ca. doppelt so hoch wie die Kostenersparnis durch Windstrom im System (Wert des Windstroms). Der Windstrom ist infolge seiner Variabilität und Prognosefehlerbehaftung um rund ein Viertel weniger wert als konventioneller Strom (Großhandelspreis). CO2-Vermeidungskosten durch Windenergie (Ergebnisse dena I) EURO(2003) je tco Jahr Je nach Brennstoffpreisentwicklung können durch (ggü 2003) zusätzliche Windenergieeinspeisung von 53 TWh im Jahr 2015 zwischen 30 und 40 Mio. t CO 2 in der Stromerzeugung eingespart werden. Die CO 2 -Vermeidungskosten liegen 2015 mit 40 bis 80 (2003) je t CO 2 im Vergleich zu alternativen Vermeidungsmöglichkeiten sehr hoch.

8 Agenda Aufbau der dena-netzstudien I und II Inhalte der dena-studie I (Zeithorizont: 2015) hier: ausgewählte Fragen der Netzintegration von Windenergie Leistungskredit der Windenergieanlagen Auswirkungen auf Erzeugungsstruktur und Regelenergie Kosten/Preiseffekte Ziele der dena-studie II (Zeithorizont: 2020/25) Anmerkungen zur europäischen Perspektive Diskussion Arbeitspaket 1 (dena II) Arbeitspaket 1: Generierung von Zeitreihen der Stromeinspeisung aus Windkraft für das Jahr 2020 durchschnittliche jährliche Auslastungen (Volllastbetriebsstunden) systematische Schwankungen abhängig von Jahres- und Tageszeit nicht systematische Schwankungen (Volatilität) durchschnittliche jährliche, monatliche und stündliche Netto-Erzeugung

9 Arbeitspaket 2 (dena II) Arbeitspaket 2: Untersuchungen zur Weiterentwicklung der Stromnetze (380 kv Höchstspannungsebene) AS 2.1 AS 2.3 AS 2.4 AS 2.5 AS 2.6 AS 2.7 AS 2.8 Identifikation der mit dem bis 2015 als realisiert betrachteten Übertragungsnetz nicht übertragbaren Leistungen der Windeinspeisung für das Jahr 2020 zur Bereitstellung für Teil 3 Spannungsstützung und Kurzschlussleistung Inselnetzfähigkeit und Netzwiederaufbau bei Großstörungen Abhängigkeit der Betriebsmittelbelastbarkeit von Umgebungsbedingungen Umsetzung der in Teil 3 identifizierten Optionen zur Systemoptimierung und Erweiterung in konkrete Maßnahmen Identifizierung geeigneter Varianten zur Übertragung der Windenergieleistung von Nord- und Ostseeküste in die Lastschwerpunkte Netztechnische Bewertung der identifizierten Varianten Arbeitspaket 3 (dena II) Arbeitspaket 3: Möglichkeiten der optimalen Integration der Windenergie durch Erhöhung der Flexibilitäten im Elektrizitätssystem AS 3.1 AS 3.2 AS 3.3 AS 3.4 Veränderungen der Windprognosegüte und Lastprognosegüte; Lastmanagement und Erhöhung der kurzfristigen Preiselastizität der Last; Bereitstellung von Regel- und Reserveleistung durch Windenergieanlagen und Erzeugungsanlagen anderer Erneuerbarer Energien; Einsatz bewährter und neuer Speichertechnologien. AS 3.5 AS 3.6: Quantifizierung und Analyse der Auswirkungen aus den Mechanismen AS 3.1 bis AS 3.4 auf den Erzeugungsbereich Dezentrale Analyse an einzelnen Anlandungspunkten: Vorbereitung des Arbeitsschrittes AS 2.6

10 Agenda Aufbau der dena-netzstudien I und II Inhalte der dena-studie I (Zeithorizont: 2015) hier: ausgewählte Fragen der Netzintegration von Windenergie Leistungskredit der Windenergieanlagen Auswirkungen auf Erzeugungsstruktur und Regelenergie Kosten/Preiseffekte Ziele der dena-studie II (Zeithorizont: 2020/25) Anmerkungen zur europäischen Perspektive Diskussion Anteil erneuerbarer Energien (D und EU) EE-Anteil am Gesamtenergieverbrauch EU 7,8 % (2007) D 8,3 % (2007) EE-Anteil am Stromverbrauch EU 15,6 % (2007) Indikatives 22%-Ziel bis 2010 nicht erreicht D 15,1 % (2008) Indikatives 12,5%-Ziel bis 2010 erreicht Quelle: BMU (2009), COM (2008), Eurostat (2009). 20

11 Anteile und Ziele für erneuerbare Energien (D und EU) EE-Anteile IST und 2020-Ziele, Gesamtenergieverbrauch EU 7,8 % (2007) 20 % Ziel in 2020 D 8,3 % (2007) 18 % Ziel in 2020 EE-Anteil IST und 2020-Ziele, Stromverbrauch EU 15,6 % (2007) % Ziel in 2020 D 15,1 % (2008) 30 % Ziel in 2020 Quelle: BMU (2008), COM (2008), Eurostat (2009). 21 Anteil der erneuerbaren Energien (Strom, EU ) Quelle: BMU (2009) (ab 2004 EU-25 und ab 2007 EU-27). 22

12 Regionale Unterschiede zwischen EE Kosten und Ausbau Windenergie (Onshore) in Europa Stromgestehungskosten Wind Onshore [ /MWh] > < 55 Installierte Kapazität Wind Onshore [MW] in Aktuelle Fördersysteme von erneuerbaren Energien in der Europäischen Union Steuerlich Anreize und andere Systeme Einspeisevergütung Quotenmodell/grüne Zertifikate Bonus System Einspeisevergütungssystem/ Bonussystem in 18 EU- Mitgliedstaaten Quotenmodell in 6 EU-Mitgliedstaaten Steueranreize oder andere Systeme in 3 EU-Mitgliedsstaaten 24

13 Ausblick: EWI Studie (April 2010) Modell gestützte Analyse der Entwicklung erneuerbarer Energien in der Stromerzeugung Europas Abdeckung EU 27++ (inkl. Norwegen, Schweiz) Analyse unterschiedlicher Förderregime Berücksichtigung der Rückwirkungen auf konventionellen Kraftwerkspark Quantifizierung von Effizienzpotentialen durch Harmonisierung Ausbauszenarien nach Ländern und Technologien bis 2030 Herausforderungen der Erneuerbaren-Integration 25 Ausblick: EWI Studie (April 2010) Scenario Business-As-Usual 2020 Scenario Harmonized Quota System 2020 Veröffentlichung und Vorstellung der Studie am in Brüssel 26

14 Energieszenarien und Integration fluktuierender Erzeugung Dietmar Lindenberger Energiewirtschaftliches Institut an der Universität zu Köln (EWI)

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