100% Erneuerbare Energien für Strom und Wärme in Deutschland

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1 100% Erneuerbare Energien für Strom und Wärme in Deutschland Hans-Martin Henning Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE Veranstaltung der BAG-Energie 100% Erneuerbare Energien Konzepte für die Energiewende Berlin, 18. Januar 2013

2 Agenda Einführung Methodik Technische Potenziale Ergebnisse 100 % EE für Strom und Wärme Weniger als 100 % 100 % für den gesamten Energiesektor? Zusammenfassung

3 Agenda Einführung Methodik Technische Potenziale Ergebnisse 100 % EE für Strom und Wärme Weniger als 100 % 100 % für den gesamten Energiesektor? Zusammenfassung

4 Einführung 1/2 Leitfragen Ist es möglich, den Energiebedarf Deutschlands mit 100% EE zu decken? Falls ja: wie sehen optimale, konsistente Systeme aus? Und was kosten sie? Vorgehen Erster Schritt Umfassendes Modell für Strom und Wärme (Heizung, Warmwasser), d.h. Elektrizitäts- und Gebäudesektor (Wohnungs- und Nichtwohnungsbau) Extremszenario Kein Strom-Austausch mit Nachbarländern Nur inländische EE

5 Einführung 2/2 Zunächst nicht einbezogen Mobilität auf Basis fossiler Brennstoffe Industrielle Prozesse auf Basis fossiler Brennstoffe Die detaillierte Analyse umfasst somit 62 % des heutigen Primärenergiebedarfs Gesamtenergiebedarf wird in zweitem Schritt bilanziell erfasst

6 Agenda Einführung Methodik Technisches Potential Ergebnisse 100 % EE für Strom und Wärme Weniger als 100 % 100 % für den gesamten Energiesektor? Zusammenfassung

7 Methodik Struktur des Energiesystems photovoltaic wind onshore battery powerto-gas methane pumped power plant combined cycle gas turbine stoarge, electrical load excess electricity export electricity load CHP + solar, wind offshore hydro power biomass fossil CHP solar electrical pump solar micro-chp solar gas pump load, total load el. HP + solar load micro CHP + solar load gas-hp + solar import electricity solar excess

8 Methodik Wandler erneuerbarer Energien Photovoltaik photovoltaic wind onshore battery powerto-gas Onshore Wind methane pumped power plant combined cycle gas turbine Biomasse stoarge, electrical load excess electricity export electricity load CHP + solar, wind offshore hydro power biomass fossil Offshore Wind CHP solar electrical pump solar micro-chp solar gas pump load, total load el. HP + solar load micro CHP + solar load gas-hp + solar import electricity solar excess Wasserkraft Solarthermie - zentral Solarthermie - dezentral

9 Methodik Lasten photovoltaic wind onshore battery powerto-gas methane pumped power plant combined cycle gas turbine Stromlasten stoarge, electrical load excess electricity export electricity load CHP + solar, wind offshore hydro power biomass fossil CHP electrical pump solar Wärmelasten solar in Wohn und Nichtwohngebäuden: Heizung und Warmwasser micro-chp solar gas pump load, total load el. HP + solar load micro CHP + solar load gas-hp + solar import electricity solar excess

10 Methodik - Energiewandler photovoltaic wind onshore battery powerto-gas methane pumped power plant combined cycle gas turbine Gas to power GuD- Kombikraftwerke stoarge, electrical load excess electricity export electricity Power to elektrische Wärmepumpe load CHP + solar, wind offshore hydro power biomass fossil Gas to power + große KWK CHP solar electrical pump solar micro-chp solar gas pump load, total load el. HP + solar load micro CHP + solar load gas-hp + solar import electricity Gas to power + Klein-KWK solar excess Gas to Gas-wärmepumpe

11 Methodik Speicher photovoltaic wind onshore wind offshore hydro power import electricity Batterien battery powerto-gas biomass fossil methane pumped power plant Power-to-Gas Wandler und Gasspeicherung combined cycle gas turbine CHP solar load, Wärmepufferspeicher total Pumpspeicherkraftwerke electrical pump solar micro-chp solar gas pump solar Große Wärmespeicher stoarge, (Quartiersebene) electrical load excess electricity export electricity load CHP + solar, in Gebäuden load el. HP + solar load micro CHP + solar load gas-hp + solar excess

12 Power-to-Gas aus: Mergel, Emonts et al.: Wasserelektrolyse und regenerative Gase als Schlüsselfaktoren für die Energiesystemtransformation. FVEE - Jahrestagung 2012: Zusammenarbeit von Forschung und Wirtschaft für Erneuerbare und Energieeffizienz

13 Methodik Annahmen und Voraussetzungen Jahresmodell auf Stundenbasis Stromerzeugung durch Wind, PV und Wasserkraft: normierte Profile mit Stundenwerten von 2011 Biomasse: 50 fix für Strom und Wärme (Gesamtwert Biomasse einschl. Müll in Deutschland 2010: über 300 ) Strombedarf und Energiebedarf für Heizung: normiertes Profil mit Stundenwerten von 2011 Jahreswerte Endenergiebedarf: Heutiger Strombedarf von ca. 500 (ohne Heizung und Warmwasser): wird als konstant angenommen Heutiger Heizwärmebedarf von 781 : energetische Optimierung von Gebäuden Bestandteil der Modellierung Heutiger Warmwasserbedarf 105 : wird als konstant angenommen

14 Methodik Optimierung 1/2 Bestimmung der optimalen Größe und Zusammensetzung aller Wandler und Speicher einschließlich energetischer Sanierung von Gebäuden Optimal: minimale jährliche Gesamtkosten (Invest, Finanzierungen, Wartung/Betrieb) Netzbezogene Kosten (Hochspannungsübertragung, Verteilung, Fernwärme) in den Gesamtkosten enthalten; die Netzgröße ergibt sich aus der Kapazität der entsprechenden Komponenten (Wind, PV) Identifikation der Minima im mehrdimensionalen Parameterraum durch schnellen mathematisch-numerischen Optimierer Kosten für Komponenten: Kosten weit unten auf Lernkurve, die nach langjährigem FuE und breiter Markteinführung erreicht werden (industrielle Herstellung, Skaleneffekte) 1) (1) Quelle für meiste Kostenwerte: International Energy Agency (IEA) (Ed.), Energy technology perspectives Scenarios & strategies to 2050

15 Methodik Optimierung 2/2 Jährliche Gesamtkosten (Mrd ) vs. Simulationsfortschritt; jeder Wertepunkt steht für eine Simulation des gesamten Energiesystems für ein Jahr 10h Rechenzeit auf einem herkömmlichen PC

16 Methodik: verwendete Kostenfunktion für die Mehrkosten energetischer Sanierung

17 Methodik: Zusammenhang JAZ Wärmepumpen und Sanierungsrate

18 Agenda Einführung Methodik Technische Potenziale Ergebnisse 100 % EE für Strom und Wärme Weniger als 100 % 100 % für den gesamten Energiesektor? Zusammenfassung

19 Technische Potenziale Onshore Wind: max 200 GW (1) Offshore Wind: max 85 GW (1) Für Solarenergiewandler (PV und Solarthermie) in Frage kommende Flächen: insg km² (2) Quellen: (1) Windenergie Report Deutschland Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik IWES. In this study the annual technical potential for offshore wind is estimated as 300 which corresponds to 85 GW (3500 full load hours) (2) Vorstudie zur Integration großer Anteile Photovoltaik in die elektrische Energieversorgung. Studie im Auftrag des BSW. Fraunhofer Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik (IWES), Kassel, November 2011 (Ergänzte Fassung vom )

20 Agenda Einführung Methodik Technische Potenziale Ergebnisse 100 % EE für Strom und Wärme Weniger als 100 % 100 % für den gesamten Energiesektor? Zusammenfassung

21 Ergebnisse - System mit minimalen Kosten (119 Mrd. p.a.) photovoltaic 252 GW wind onshore 200 GW wind offshore 85 GW hydro power 5 GW import electricity 0 GW pumped battery power plant 7 52 GWh 60 GWh biomass 50 fossil 0 Building energy retrofit Reduction of demand on 64.9% of the 2010-value CHP 13 GW solar 32 GW electrical 82 pump GW 1 68 solar 85 GW stoarge, 47 Mio. m³ micro-chp GW solar GW combined powerto-gas methane cycle gas 44 turbine GW GW gas pump 107 GW solar 65 GW electrical load excess electricity export electricity load CHP + solar, load, total 625 load el. HP + solar load micro CHP + solar load gas-hp + solar excess

22 GWh 10*GWh Mrd. Ergebnisse Vielfalt Systemkombinationen Alle Lösungsansätze decken Strom und Wärme mit 100 % EE Unterschiedliche Kombination/Nutzung von EE-Wandlern, Speichern, Wandlern und Umfang energetischer Gebäudesanierung Die jährlichen Gesamtkosten liegen zwischen 118 und 126 Mrd. GW elektrisch GW thermisch % 2010

23 GWh 10*GWh Mrd. Ergebnisse drei ausgewählte Systeme GW elektrisch GW thermisch % 2010

24 GWh 10*GWh Mrd. Ergebnisse drei ausgewählte Systeme: EE-max Maximalkapazität für Wind onshore (200 GW) und offshore (85 GW) Photovoltaik 252 GW Energetische Sanierung: Wärmebedarf reduziert auf 65 % des Wertes von 2010 Jährliche Gesamtkosten: 118,9 Mrd. GW elektrisch GW thermisch % 2010

25 GWh 10*GWh Mrd. Ergebnisse drei ausgewählte Systeme: Medium Maximalkapazität für Wind offshore (85 GW) Wind onshore 170 GW Photovoltaik 206 GW Weniger Solarthermie, weniger Power-to-Gas, weniger Gaswärmepumpen Energetische Sanierung: Wärmebedarf reduziert auf 50 % des Wertes von 2010 GW elektrisch Jährliche Gesamtkosten: 121,3 Mrd. GW thermisch % 2010

26 GWh 10*GWh Mrd. Ergebnisse drei ausgewählte Systeme: RetrofitMax Wind offshore 75 GW, Wind onshore 170 GW Photovoltaik 170 GW Weniger Power-to-Gas, nahezu Verzicht auf Gaswärmepumpen, mehr Wärmespeicherung nötig Energetische Sanierung: Wärmebedarf reduziert auf 40 % des Wertes von 2010 GW elektrisch GW thermisch Jährliche Gesamtkosten: 126,4 Mrd. % 2010

27 Ergebnisse 2. System Medium photovoltaic 206 GW wind onshore 170 GW wind offshore 85 GW hydro power 5 GW import electricity 0 GW pumped battery power plant 7 56 GWh 60 GWh biomass 50 fossil 0 Building energy retrofit Reduction of demand on 50.0% of the 2010-value CHP 11 GW solar 29 GW electrical 85 pump GW 0 64 solar 76 GW stoarge, 47 Mio. m³ micro-chp GW solar GW combined powerto-gas methane cycle gas 57 turbine GW GW gas pump 48 GW solar 25 GW electrical load excess electricity export electricity load CHP + solar, load, total 508 load el. HP + solar load micro CHP + solar load gas-hp + solar excess

28 Ergebnisse EE Wandler Medium photovoltaic 206 GW wind onshore 170 GW wind offshore 85 GW hydro power 5 GW import electricity 0 GW pumped battery power plant 7 56 GWh 60 GWh biomass 50 fossil 0 Wasser 5 GW Wind On Building energy retrofit PV 206 GW Reduction of demand on 50.0% of the 2010-value Wind Off 85 GW CHP 11 GW solar 29 GW ST zentral 25 GW electrical 85 pump GW 0 64 solar 76 GW stoarge, 47 Mio. m³ micro-chp GW solar GW combined powerto-gas methane cycle gas GW turbine GW GW gas pump 48 GW solar 25 GW 4 Biomasse electrical load excess electricity export electricity load CHP + solar, load, total 508 load el. HP + solar load micro CHP + solar load gas-hp + solar excess ST dezentral 76 GW

29 Ergebnisse Lastenreduzierung Medium photovoltaic 206 GW wind onshore 170 GW wind offshore 85 GW hydro power 5 GW import electricity 0 GW pumped battery power plant 7 56 GWh 60 GWh biomass 50 fossil 0 Strombedarf: keine Lastreduzierung (ohne elektrische WP) 500 Max. Gesamtlast (Last + elektrische Jährlicher Gesamtstrombedarf (Last 4 + elektrische WP): CHP GW Building energy retrofit Reduction of demand on 50.0% of the 2010-value solar electrical 85 pump GW 0 64 solar 76 GW stoarge, 47 Mio. m³ micro-chp Heizwärmebedarf 29 GW GW % des Wertes 0 aus solar GW combined powerto-gas methane WP): 104 GW cycle gas turbine GW GW gas pump 48 GW solar 25 GW electrical load excess electricity export electricity load CHP + solar, load, total 508 load el. HP + solar load micro CHP + solar load gas-hp + solar excess

30 Ergebnisse Wandler Medium photovoltaic 206 GW wind onshore 170 GW wind offshore 85 GW hydro power 5 GW import electricity 0 GW pumped battery power plant 7 56 GWh 60 GWh biomass 50 fossil 0 KWK zentral 11 GW el Building energy retrofit Reduction of demand on 50.0% of the 2010-value CHP 11 GW solar 29 GW gas pump 48 GW solar 25 GW GuD- Kombikraftwerke 84 GW el electrical 85 pump GW 0 64 solar 76 GW electrical load excess electricity export electricity stoarge, load CHP Electrische WP 47 + solar, Mio. m³ micro-chp GW solar GW combined powerto-gas methane cycle gas 57 turbine GW GW GW th load, total 508 load el. HP + solar load micro CHP + solar load gas-hp + solar Gas-WP 7 48 GW th excess

31 Ergebnisse Speichersysteme Medium photovoltaic 206 GW wind onshore 170 GW wind offshore 85 GW hydro power 5 GW import electricity 0 GW pumped battery power plant 7 Batterien 56 GWh 56 GWh 60 GWh combined powerto-gas methane cycle gas 57 heiten a 6 kwh Pumpspeicherkraftwerke 60 GWh GWh 47 turbine 14 stoarge, 69 GW GW Ca. jedes 2. Mio. m³ deutsche Ein- und 4 electrical biomass CHP pump 361 Zweifamilienhaus GW 186 ) GW solar m 3 76 GW 368 fossil solar micro-chp 29 GW Dezentrale GW Wärmespeicher solar GWh 0.02 GW 0.00 Entspricht ca. 9 Mio. Speicherein- Building energy retrofit Power-to-Gas 69 Gw Reduction of demand el on 50.0% of the 2010-value Speicherkapazität 68 Ca. 75 l pro kw 5 gas pump Heizungssystem 48 GW solar 25 GW electrical load excess electricity export electricity Zentrale Wärmespeicher Ca saisonale Wärmespeicher (je load CHP + solar, load, total 508 load el. HP + solar load micro CHP + solar load gas-hp + solar excess

32 Geänderte Kosten Wind-Offshore und Photovoltaik

33 PSPP = pumped power plant; CHP = combined and power Ergebnisse Strom in einer Winterwoche ( Medium )

34 PSPP = pumped power plant; CHP = combined and power Ergebnisse Strom in einer Frühjahrswoche ( Medium )

35 PSPP = pumped power plant; CHP = combined and power Ergebnisse Strom in einer Sommerwoche ( Medium )

36 Ergebnisse Zeitlicher Verlauf der Gasspeicherung Referenz Größenordnung < 70 liegt weit unterhalb der verfügbaren Kapazität

37 Ergebnisse Zusammensetzung Kosten ( Medium ) Wichtigste Kos tenbeiträge

38 Ergebnisse - Kostenvergleich Net increase of energy cost (w/o inflation) 100 % EE RE System system Energy system based on fossile fuels

39 Ergebnisse - Kostenvergleich 100 % EE RE System system Heutiges, auf fossilen Energieträgern Energy basierendes system based Energiesystem on fossile fuels

40 Ergebnisse - Kostenvergleich Nettozuwachs an Energiekosten (ohne Inflation) 100 % EE System Heutiges, auf fossilen Energieträgern basierendes Energiesystem

41 Agenda Einführung Methodik Technische Potenziale Ergebnisse 100 % EE für Strom und Wärme Weniger als 100 % 100 % für den gesamten Energiesektor? Zusammenfassung

42 Ergebnisse Weniger als 100 % EE Optimalsystem für einen gegebenen Betrag an fossilen Energieträgern

43 Ergebnisse Weniger als 100 % EE Optimalsystem für einen gegebenen Betrag an fossilen Energieträgern

44 Ergebnisse Weniger als 100 % EE Optimalsystem für einen gegebenen Betrag an fossilen Energieträgern

45 Ergebnisse Weniger als 100 % EE Optimalsystem für einen gegebenen Betrag an fossilen Energieträgern

46 Ergebnisse Weniger als 100 % EE Optimalsystem für einen gegebenen Betrag an fossilen Energieträgern

47 Ergebnisse Weniger als 100 % EE Optimalsystem für einen gegebenen Betrag an fossilen Energieträgern

48 Ergebnisse Weniger als 100 % EE Optimalsystem für einen gegebenen Betrag an fossilen Energieträgern

49 Ergebnisse Weniger als 100 % EE Optimalsystem für einen gegebenen Betrag an fossilen Energieträgern

50 Ergebnisse Weniger als 100 % EE Optimalsystem für einen gegebenen Betrag an fossilen Energieträgern

51 Geänderte Kosten Wind-Offshore und Photovoltaik

52 Ergebnisse Stromimport Import of electricity cuts the demand Erforderliche peaks Kapazität von GuD-Kombikraftwerken wird erheblich Thus reduziert it leads to a significant reduction of needed capacity of combined cycle power plants No large energy import in annual balance

53 Ergebnisse Stromimport Erforderliche Kapazität von GuD-Kombikraftwerken wird erheblich reduziert Geringer Stromimport

54 Agenda Einführung Methodik Technische Potenziale Ergebnisse 100 % EE für Strom und Wärme Weniger als 100 % 100 % für den gesamten Energiesektor? Zusammenfassung

55 100 % für den gesamten Energiesektor? Heute In unserem Modell abgedeckt

56 100 % für den gesamten Energiesektor? Reduktion des Heizwärmebedarfs auf 50 % des Wertes aus 2010

57 100 % für den gesamten Energiesektor? Reduktion des Energiebedarfs der Industrie um 30 %

58 100 % für den gesamten Energiesektor? Strombasierte Mobilität (50 % H 2, 50 % Batterie) electricity based mobility

59 100 % für den gesamten Energiesektor? Reduktion des Stromverbrauchs (ohne Wärme und Mobilität) um 30 % electricity based mobility

60 100 % für den gesamten Energiesektor? Bedarf

61 100 % für den gesamten Energiesektor? Bedarf Bereitstellung Umwandlungs- und Übertragungsverluste

62 Agenda Einführung Methodik Technische Potenziale Ergebnisse 100 % EE für Strom und Wärme Weniger als 100 % 100 % für den gesamten Energiesektor? Zusammenfassung

63 Zusammenfassung 1/2 100 % EE für Strom und Wärme sind möglich Wichtig: energetische Gebäudesanierung Reduktion des Heizenergiebedarfs um % Weitgehende Ausnutzung der technischen Potenziale der EE, insbesondere Wind Für Solartechnologien benötigte Flächen ca km² (technisches Potential >2800 km²) Jährliche Gesamtkosten liegen zwischen 118 und 126 Mrd. für sinnvoll dimensionierte Gesamtsysteme Entspricht in etwa den Kosten des heutigen deutschen Energiesystems (ca. 120 Mrd. für Strom und Wärme)

64 Zusammenfassung 2/2 EE Anteil < 100 % führt zu Reduktionen in der erforderlichen Kapazität der Hauptwandler Insbesondere: kein Power-to-Gas für EE Anteil nötig < ca. 70 % 100 % EE für alle Sektoren einschließlich Industrie und Mobilität ambitioniert: nur möglich in Verbindung mit signifikanter Reduktion des Energiebedarfs in allen Sektoren Leistungsfähiges ganzheitliches Modell für Strom und Wärme und deren Interaktion einschließlich energetischer Gebäudesanierung Weiterentwicklung Einbeziehung Mobilität und Brennstoffe in Industrie in Modellierung Ausweitung auf Europa (EU-27 + Norwegen und Schweiz) (Voraussetzung: Projektfinanzierung)

65 Fragestellungen, die über rein technische Aspekte hinausgehen Ressourcenverfügbarkeit: genug Ressourcen um als globales Modell zu dienen? Kompatibel mit anderen Zielen (z.b. Biodiversität)? Gesellschaftliche Akzeptanz? Implementierung Geschäftsmodelle für Investitionen und Betrieb: viel mehr Beteiligte als heute, neue Beteiligte aus unterschiedlichen Bereichen Modelle für Bürger-Beteiligung EE und Energieeffizienz: aber auch Suffizienz ( wieviel brauchen wir? )? FuE wichtig, um Technologien (weiter) zu entwickeln FuE in Gesellschaftswissenschaften und Ökonomie essenziell Beteiligung, gesellschaftliche Prozesse, Akzeptanz Geänderte Wohlstands- bzw. Wohlfahrtsmodelle

66 Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit Fraunhofer-Institut für Solare Energiesystems ISE Hans-Martin Henning

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