Wie lassen sich 6 GW Pumpspeicherleistung

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1 Wie lassen sich 6 GW Pumpspeicherleistung realisieren? Tagung Die Rolle der Wasserkraft in der Energiestrategie 2050, in Solothurn Jörg Aeberhard, Olten, Leiter Hydrosuisse und Leiter Hydraulische Produktion, Alpiq

2 Inhalt - Pumpspeicherkraftwerke (PSW): Chance oder Risiko? - Lastgang: Der Konsument verlangt nach mehr Leistung - Ertragsoptimierungen der PSW - Neue Erneuerbare verlangen Back-up-Kraftwerke - PSW im europäischen Kraftwerkspark - Projekte und Beispiele von PSW MW Pumpspeicherung aus der Schweiz 2

3 Chancen: attraktive Einsatzsegmente 1.Abdeckung der Verbraucherspitzen 2. Netzbetrieb - Energiemarkt (Nutzung von Preisdifferenzen, als Ausgleichsenergie) - Regelenergiemarkt (Primär-, Sekundär-, Tertiärregelung) - Systemdienstleistungen (Schwarzstart, Blindleistung) 3. Kompensation neue Erneuerbare (EU Jahr 2020: MW Wind und Sonne) 4. Optimierung des Kraftwerkeinsatzes - Schonung Winterspeicher - Verlagerung zum besten Wirkungsgrad - Verbesserung der Oekologie im (auch fossilen) Kraftwerkpark 3

4 Risiken: tiefer Spread, ungenügendes Netz Ungenügende Uebertragungskapazitäten im Inland und an den Grenzen Verringerung der Spreads (durch Zubau von PV, niedrige Oel- und Gaspreise, tiefe CO 2 - Preise, Smartgrids, Elektromobilität) Verteuerung der Pumpenergie Konkurrenzierender Zubau Regulatorische Risiken (Fördersysteme für Neue Erneuerbare, Versorgungssicherheitsmechanismen) 4

5 Die Pumpspeicherung im Alpenbogen als ökologischer Partner der Neuen Erneuerbaren 5

6 Entwicklung des Stromkonsums mit steigendem Leistungsabruf

7 Aufteilung der stündlichen Last in Tages-, Wochen- und Monatsmittel in Deutschland Fraunhofer IWES, Kassel,

8 Preistreiber für Peak/ Offpeak EUR / MWh Turbinierpreise (+/-) Unterbrechbare Energielieferverträge, Smart metering (-) Bau neuer Pumpspeicher (-) Alte Kraftwerke (-) Strukturelle Änderungen der Last (++) (z.b. demographischer Wandel) Hohe Öl- und Gaspreise (+) Volatilität der neuen erneuerbaren Energien (++) (--) Pumppreise (+/-) Volatilität der neuen erneuerbaren Energien (++) (--) Ausbau KWK & grüne Produktion (-) Ausbau neue Kohlekraftwerke (-) KKW Ausbau (--?) Neue Pumpspeicher (+) Tiefe Cross-Border Kapazitäten (++) Tiefe Kohlepreise (-) CO 2 Preise (++) 8

9 Peak-Offpeak-Spread, Swissix, /MWh Wechselkurs 1.50 Wechselkurs 1.35 Bandpreis CHF 135.-/MWh Bandpreis CHF 66.-/MWh Wechselkurs 1.15 Bandpreis CHF 65.-/MWh

10 Einfluss Pumpspeicherkraftwerke auf Strommarkt Prinzipdarstellung des Einflusses der Pumpspeicherkraftwerke auf dem Strommarkt bei Rohertragsmaximierung unter technischen und wirtschaftlichen Restriktionen TU Wien IEWT

11 Börsenpreise - Jahresdauerlinien TU Graz, Gerold Zenz, Optimierung von Pumpspeicheranlagen 11

12 Geschätzte Stromgestehungskosten verschiedener Kraftwerkstypen 2050 Gasturbine GuD-KW Steinkohle-KW Braunkohle-KW Kernkraft Fraunhofer IWES, Kassel,

13 Installierte Leistung / EE- Stromerzeugung in Deutschland Fraunhofer IWES, Kassel,

14 Ziele für Erneuerbare Ziele für Windenergie bis 2020: DE: MW, GWh FR: MW, GWh IT: MW, GWh EU: MW, GWh Ziele für Solarenergie bis 2020: DE: MW, GWh FR: MW, GWh IT: MW, GWh EU: MW, GWh ECN

15 Annahmen über den deutschen, französischen, italienischen und schweizerischen Kraftwerkspark Beitrag Beitrag geplanter geplanter Schweizer Schweizer PSW PSW (Bemerkung: vor Fukushima) 15

16 Windproduktion 2009 / 2010 in DE Die Windproduktion ist (auch insgesamt) hoch volatil 16

17 Jahresdauerkurve der Windproduktion 2009 und 2010 (bis Juni 2010) in DE MW Sum of VALUE SOURCE VATTENFALL RWE EON ENBW VALUE_DATE Maximale Produktion in nur wenigen Stunden erreichbar, Baseload-Produktion von Wind ist sehr gering. 17

18 Tatsächliche Produktion Wind : Spitze 10 h bei 9800 MW 00 h bei 5990 MW 18

19 Wind Forecast Error / 4 TSO 19

20 Tatsächliche Produktion Solar : Spitze 12 h bei 3650 MW 18 h bei 0 MW 20

21 Jahres- und Tagesgang der Stromerzeugung aus Photovoltaik 21

22 Vorhersagefehler bei Solarerzeugung 22

23 Bestimmung des Regelenergiebedarfs zum Ausregeln von EE-Prognosefehlern Fraunhofer IWES, Kassel,

24 Veränderungen im Loadprofil Mehr Verbrauch, vermehrte Elektrifizierung, Erhöhung der Produktion aus Wind und Trading verändern das Loadprofil International Water Power & Dam Construction, Autor Martin Rau, E.ON 24

25 Projektierter Ausbau der PSW- Leistung ( MW bis 2020) ist für Europa zu gering MW Entwicklung der Pumpspeicherleistungen in Kontinentaleuropa TU Wien, IEWT

26 Pumpspeicherkraftwerke in Mitteleuropa TU Graz, Gerold Zenz, Optimierung von Pumpspeicheranlagen 26

27 Projektierte Pumpspeicherkraftwerke in Europa / Stand

28 Aktueller Strommix in Europa mit Speicheranteil ENTSO-E,

29 Energiepolitik gemäss Faktenblatt Energieperspektiven Mai 2011 des BR GWh Gesamtproduktion 2010 = 65.9 TWh = 91.9 TWh Landesverbrauch mit PSW+ Landesverbrauch mit PSW ist (86.3 TWh) Wasserkraftwerke Ausbau der Wasserkraftwerke (3-4 TWh) & Leistungszubau PSW Deckungsbedarf aus NRE: mit stochastischer Produktion Kernenergie Quelle: BFE Elektrizitätsstatisik 2010; BR Faktenblatt Energieperspektiven 2050; Alpiq Konventionell thermische und andere Kraftwerke 29

30 Neue Batterien für Wind und Sonne - Pumpspeicherkraftwerk (vergleichbar tiefe Kosten, unerreichter Wirkungsgrad, ökologischer Bestleiters, technische Attraktivität) - Schwundradspeicher - Vehicle to grid - Redox-Flow-Zelle - Druckluftspeicherkraftwerk - Hydropneumatischer Speicher - Brennstoffzelle - Ceriumoxid-Solarreaktor - Kieselsteinspeicher - Sandspeicher - Supraleitende Spule - Doppelschichtkondensator 30

31 Projekte für Pumpspeicherwerke in der Schweiz der 60er-Jahre Name Kt Leistung Schattenberg - Herbetswil SO 1'410 MW Chriesiberg - Mumpf AG 610 MW Engelberg - Dulliken SO 560 MW Eetel - Mellikon AG 400 MW Obbürgen - Zingel NW 1'850 MW Litenfeld - Schwibogen UR 1'110 MW Drachenried - Rotzloch NW 300 MW Eigenried - Lotenbach ZG 350 MW St. Margretenberg - Sarelli SG 3'450 MW Amden - Walensee SG 3'300 MW Fadära - Felsenbach GR 2'100 MW Britteren - Gäsi SG 635 MW Britteren - Walensee SG 660 MW Flond GR 400 MW Vereina GR 810 MW Rüthi SG 480 MW Laufenburg AG 100 MW Montsalvens FR 370 MW Arrissoules VD 240 MW Louvin BE 390 MW Tessenberg BE 720 MW Gruebmatt BE 390 MW Kohltal NW 300 MW Seebodenalp SZ 500 MW Zugerberg ZG 1'040 MW Walchwil ZG 300 MW Tannenboden SG 270 MW Filzbach GL 300 MW Etzel II SZ 500 MW Wollerau SZ 210 MW Fully VS 600 MW Mortigue VD 240 MW Tronchet VD 240 MW Chironcio TI 300 MW Verzasca TI 200 MW Totale Leistung MW 31

32 Pumpspeicherung auf dem Ausbaupfad AGAW-Symposium Wasserkraft für Europa vom / Pfa 32

33 Geplante PSW-Kapazitäten in der Schweiz Projekt Name Kt. Gesellschaft IBS P (MW) P pumpen (GWh/a) P turb (GWh/a) Bestehende (Pump)speicher Bestehende Umwälzwerke Veytaux (FMHL+) VD Alpiq/RE/Group E Linth-Limmern (KLL) GL Axpo ' Nant de Drance VS Alpiq/SBB/FMV '200 2'500 KWO Plus (Grimsel 3) BE BKW/u.a Lago Bianco GR Repower '000 RhôDix VS GD Val d Ambra TI AET Verzasca II TI AET offen offen offen EES+ VS Alpiq/EES offen 110 Diverse Projekte.. Total neue PSW im Bau Total neue PSW in fortgeschrittener Planung ~ ~

34 Projek Linthal 2015 Schema 25 Mio. m³ m ü.m m ü.m. Höherstau Muttsee Limmernsee 92 Mio. m³ m ü.m. KW Muttsee 4.4 MW Neues Pumpspeicherkraftwerk KW Limmern (P = ca. 1'000 MW) m ü.m. Ausgleichsbecken Hintersand m³ 140 MW NESTIL 110 MW Turbinen Limmern Total: 249 MW m ü.m. Ausgleichsbecken Tierfehd m³ Pumpen Hintersand Total: 34 MW Turbinen Hintersand Total: 42 MW Kraftwerk Linthal Zweites Ausgleichsbecken Tierfehd Linth Dotierung Linth m ü.m. Ausgleichsbecken Linthal m³ Zukunft Wasserkraft - Linthal

35 Projekt Linthal 2015: Anlageneinsatz KLL heute: installierte Leistung: 450 MW (Turbinenbetrieb) 174 MW (Pumpbetrieb) durchschnittliche Produktion: 664 GWh davon aufgrund natürlicher Zuflüsse: 400 GWh benötigte Pumpenergie 390 GWh KLL mit PSW Limmern: installierte Leistung: 1'450 MW (Turbinenbetrieb) 1'174 MW (Pumpbetrieb) Durchschnittliche Produktion: 2'960 GWh Benötigte Pumpenergie: 3'530 GWh Zukunft Wasserkraft - Linthal 2015 Einsatzzeit PSW Limmern: Pumpbetrieb 3100 Std. Turbinenbetrieb 2360 Std. 35

36 Projekt Nant de Drance Speicher: Emosson Vieux Emosson Gefälle: m Inst. Leistung: 900 MW Maschinen: Triebwasser: 6 x 157 MW, reversible Pumpturbinen, variospeed Dual-System 2 x 180 m 3 /s Netzanschluss:380kV Le Châtelard La Bâtiaz Investition: 1,8 Mia. CHF (exkl. MWST, Netz) Baubeginn: Herbst 2008 Inbetriebnahme ab

37 Projekt Nant de Drance: Längsschnitt 37

38 Projekt Hongrin Léman Plus (FMHL+) Heute : 4 x 60 MW - Gesamte Leistung : 240 MW Unverändert : Staumauer, Galerie, Druckschacht Neu : 2 x 120 MW - Zusätzliche Leistung: 240 MW Zubau von: Wasserschloss, neue Kaverne mit 2 Gruppen und Anschluss an die Druckleitung Gesamtleistung : 420 MW + 60 MW Reserve 38

39 Projekt Hongrin-Léman Plus (FMHL+) Baubeginn : Investition : 331 MioCHF In Betriebsetzung: Ende

40 Wie viele Pumpspeicherkraftwerke braucht die Schweiz? GW (für Deutschland) Backup-Kraftwerke für 2020 für neue Erneuerbare Studie Boston Consulting 2011: bis Mia Euro Investition in Energiespeicher Prognosefehler Wind / Sonne heute CH-Bedarf: Vorschlag MW 40

41 Beitrag der Schweizer Wasserkraft zur RES Integration in Deutschland, interne Studie Resultate Die Wasserkraft der Schweiz ist inklusive den geplanten Pumpspeicher-Ausbauprojekten in der Lage, gesamthaft 7.5 GW (NTC heute) bzw GW (NCT MW und NTC unlimitiert) Windzubau in Deutschland zu ermöglichen. Dies entspricht rund 14% bzw. 30 % des angestrebten Windausbau-Zieles in Deutschland (2020). Aufgrund der stochastischen Einspeisung von Wind und Solarkraft braucht es flexible Backup-Kapazität. Pro 1 GW Pumpspeicherkraft in der Schweiz können in Deutschland bei den heutigen Prognosefehlern rund 3.9 GW Wind- und Solarkapazität (NTC unlimitiert), bzw. 1.8 GW bei den heutigen NTC-Werten installiert werden. 41

42 Fraunhofer IWES: Energiewirtschaftliche Bewertung von Pumpspeicherwerken und anderen Speichern im zukünftigen Stromversorgungssystem (2010) Hauptaussage: Es konnte gezeigt werden, dass die zunehmende Einspeisung erneuerbarer Energien vor allem zu einem steigenden Bedarf an Spitzenlastleistung führt, während der Grundlastbedarf sinkt. Langfristig geht im Zusammenhang mit wachsenden EE-Überschüssen der Bedarf an Grundlastkraftwerken auf Null zurück. Dadurch bieten sich erhöhte Potentiale für Speicher, um die Auslastung der Grundlastkraftwerke zu erhöhen bzw. EE-Abregelung zu vermindern und Spitzenlastkapazitäten zu ersetzen. Mit zunehmendem EE-Ausbau werden EE- Überschüsse als Stromquelle für Speicher verfügbar. Unter Berücksichtigung der zeitlichen Charakteristik der Fluktuationen wurde festgestellt, dass es zukünftig sowohl zu einem steigenden Ausgleichsbedarf innerhalb eines Tages als auch innerhalb eines Monats bzw. bei Betrachtungen der EE-Überschüsse auch innerhalb einer Woche kommt. Entsprechend besteht zukünftig ein steigender Bedarf an Tagesspeichern wie PSW sowie an Langzeitspeichern. Durch die Simulation der Lastdeckung von PSW konnte nachgewiesen werden, dass diese einen wichtigen Beitrag zur Vermeidung der Abregelung von EE-Überschüssen und zur Reduzierung von konventioneller Spitzenlastkapazität leisten. 42

43 DENA-Netzstudie II Hauptaussage: Pumpspeicherwerke werden auf absehbare Zeit die wirtschaftlichste Option zum Lastausgleich im Stromversorgungssystem im großtechnischen Einsatz bleiben. Der steigende Anteil fluktuierender erneuerbarer Energien erfordert die Flexibilisierung des Energiesystems. Eine wichtige Voraussetzung zur Flexibilisierung des Stromerzeugungssystems kann durch den Ausbau des europäischen Stromübertragungsnetzes erbracht werden. Der Lastfluss über Landesgrenzen hinweg wird in Zukunft deutlich zunehmen. Hier ist grundsätzlich darauf hinzuweisen, dass bei Starkwind in Deutschland auch in den Nachbarländern tendenziell eine hohe Windenergieeinspeisung zu erwarten ist. Damit reduziert sich parallel zum Ausbau der Windenergienutzung in den Nachbarländern, die Möglichkeit überschüssigen Windstrom zu exportieren. Die dena-netzstudie I (2005) erwartet, dass bis zum Jahre 2020 etwa 14 GW temporär überschüssige Leistung durch zusätzliche Energiespeicher, Lastmanagement und Stromexport aufgenommen werden müssen. Dieser Bedarf wird sich bis 2030 weiter erhöhen. Neben dem Netzausbau wie auch Optimierungs- und Flexibilisierungsmaßnahmen ist der Speicherausbau eine wichtige Maßnahme zur Reduktion der temporären Stromüberschüsse bzw. zur Vermeidung des Erzeugungsmanagements bei regenerativen Stromerzeugungsanlagen. Pumpspeicherwerke können als derzeit einzige weltweit großtechnisch eingesetzte Stromspeichertechnologie die überschüssige Leistung im Pumpbetrieb abfangen und so das Netz entlasten, Erzeugung und Verbrauch zeitlich entkoppeln und Strom zu Schwachlastzeiten bei hoher Erzeugung aus erneuerbarer Energien zwischenspeichern, um diesen bei Bedarf wieder ins Stromnetz einzuspeichern. 43

44 Analyse der Notwendigkeit des Ausbaus von PSW und anderen Stromspeichern zur Integration von erneuerbaren Energien. dena-studie vom Zusammenfassung: Zubau von neuen Erneuerbaren von auf (im Jahr 2030) erfordert Speicherzubau Hydraulische PSW auf absehbare Zeit als kostengünstigste Speichertechnologie PSW Atdorf (1400 MW) hilft dem Redispatch-Einsatz im süddeutschen Raum und hat einen nachweislichen energiewirtschaftlichen Nutzen 44

45 Windenergie und schweizerischer Wasserkraftpark BFE 16, Juni 2004 (Econcept, Consentec, JAEW) Zusammenfassung: Ausgehend aus dem Zubau von Windleistung steigt der Bedarf an Sekundär- und Tertiärregelleistung auf MW im Jahre 2040 Steigende Marktchancen für Speicher- und Pumpespeicherkraftwerke Im derzeitigen Regulierungsmarkt (in Deutschland) mit asymmetrischer Regulierungsvergütung sind PSW wirtschaftlich attraktiv 45

46 Studie Boston Consulting Group, 2011 Ergebnis: Bis 2030 müssen in Deutschland Mia Euro ( Mia CHF) für zusätzliche Energiespeicher ausgegeben werden wegen MW 46

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