METAANALYSE. Januar Stromspeicher in Deutschland

Transkript

1 Forschungsradar Energiewende METAANALYSE Januar 2015 Stromspeicher in Deutschland

2 Bedarf und Entwicklung von Stromspeichern in Deutschland Das Ziel von mindestens 80 Prozent Anteil Erneuerbarer Energien an der Stromversorgung bis 2050 erfordert stark wachsende Beiträge fluktuierender Energien. Wind und Sonne stehen künftig im Zentrum unserer Energieversorgung, was das System vor große Herausforderungen stellt. Um 1 die stark schwankende Residuallast abzudecken, bedarf es zunehmender Flexibilität bei den übrigen Komponenten des Energiesystems: den konventionellen Kraftwerken, Kraft-WärmeKopplungsanlagen (KWK), den steuerbaren Erneuerbaren Energien (insbesondere Biomasse) wie auch der Nachfrageseite. Übersteigt die Stromerzeugung die nachgefragte Leistung, können 2 verbrauchssteigernde Lastmanagementmaßnahmen, Power-to-Heat oder Stromspeicher zum Ausgleich beitragen. Die Abregelung von Windenergie- oder Solaranlagen ist natürlich auch möglich, sollte sich aber auf wenige Situationen beschränken, wenn Erzeugungsspitzen der fluktuierenden Erneuerbaren Energien auf eine gleichzeitig geringe Stromnachfrage treffen. In diesen Fällen ist das Abregeln wirtschaftlich sinnvoller als die Verwertung der relativ geringen Energiemengen. Darüber hinaus kann die Abregelung im Einzelfall notwendig sein, um eine Überlastung des Stromnetzes zu vermeiden. Bei den perspektivisch immer höheren Anteilen Erneuerbarer Energien (EE) bedingt die wetterabhängige Fluktuation der Wind- und Solarstromerzeugung einen häufigen Wechsel von unterschiedlich langen Phasen hoher oder niedriger Residuallast sowie Stromüberschüssen. Der Ausgleich von Last und Erzeugung sollte zunächst möglichst direkt erfolgen. Dazu trägt ein gut ausgebautes und angepasstes Stromnetz bei, da die Wetter- und Lastbedingungen sich mit zunehmender Größe des Betrachtungsgebiets immer besser ausgleichen. Entstehen dennoch Überschüsse, die weder in Deutschland noch im europäischen Stromverbund direkt ausgeglichen werden können, muss entweder die Stromproduktion aus Erneuerbaren Energien gedrosselt oder der erzeugte Strom gespeichert werden. Für die Speicherung gibt es eine Reihe von Technologien, die sich zum Beispiel hinsichtlich der Speicherkapazität, des Wirkungsgrads und ihrer Kosten unterscheiden. Das Einsatzspektrum reicht von der Erbringung von Systemdienstleistungen (Primär- und Sekundärregelung) bis hin zum Lastausgleich über Tage oder Wochen. Welche Speichertechnologien wann und in welchem Umfang benötigt werden bzw. zur Verfügung stehen, ist Gegenstand der wissenschaftlichen und energiepolitischen Diskussion. Die Beantwortung dieser Fragen ist komplex und hängt stark von den Erwartungen für den Zubau der verschiedenen erneuerbaren und konventionellen Erzeugungskapazitäten, dem nationalen und europäischen Netzausbau und der Erschließung weiterer Flexibilitätsoptionen ab, insbesondere dem Lastmanagement. Nicht zuletzt spielt die technologische Entwicklung bestimmter Speichertechnologien eine zentrale Rolle, die zwar grundsätzlich verfügbar, aber noch nicht oder nur in Ausnahmefällen wirtschaftlich rentabel zu betreiben sind. Vor diesem Hintergrund untersucht die vorliegende Metaanalyse die Aussagen verschiedener Studien zum Speicherbedarf, zum Potenzial und zur Entwicklung von Speichertechnologien in Deutschland. Im Fokus stehen dabei Pump-, Batterie- und Druckluftspeicher sowie die Wasserstoff-/Methan-Speicherung (Power to Gas). Ausführliche Hintergrundinformationen zu Speichertechnologien finden sich in der aktuellen Renews Spezial-Ausgabe Strom speichern der Agentur für Erneuerbare Energien. 1 = die nach Abzug der Einspeisung aus Erneuerbaren Energien und anderer nicht regelbarer Kraftwerke ( Must-Run-Anlagen ) verbleibende Stromnachfrage. Ist sie größer als Null, muss zusätzlich Strom aus regelbaren Kraftwerken erzeugt oder die nachgefragte Leistung reduziert werden. Ist sie kleiner Null, müssen Stromerzeuger abgeschaltet oder die Last erhöht werden, damit das System im Gleichgewicht bleibt. 2 = Umwandlung von Stromüberschüssen in Wärme in Verbindung mit effizienten Speicher- und Nutzungskonzepten, z.b. Wärmenetzen. Januar 2015 Seite 2

3 Hinweise zur Einordnung und Bewertung des Studienvergleichs Die der Metaanalyse zugrunde liegenden Studien betrachten ein hochkomplexes Energiesystem und weisen folglich eine große Bandbreite auf hinsichtlich der konkreten Fragestellungen, der Vorgehensweise, Untersuchungsbreite und -tiefe. Im Ergebnis zeigt der Studienvergleich vor allem, dass keine eindeutige Aussage hinsichtlich des Speicherbedarfs oder gar der Entwicklung einzelner Technologien getroffen werden kann. Besonders sensibel auf die Simulationsergebnisse zu Speichern wirken sich die jeweils gewählten Annahmen zu folgenden Einflussfaktoren aus: Entwicklung der verschiedenen Stromerzeugungskapazitäten, Preis- und Kostenentwicklung, ökonomische und technische Restriktionen im Kraftwerksbetrieb (z.b. Vorhaltung von Regelleistung, KWK-Wärmebereitstellung, maximale Lastgradienten etc.), Entwicklung des grenzüberschreitenden Stromhandels bzw. der Lastflüsse, Übertragungs- oder Verteilnetzrestriktionen, Erschließung von anderen Flexibilitätsoptionen (Power-to-Heat, Demand-Side-Management etc.). Ziel der vorliegenden Metaanalyse ist es, einen groben Überblick zu geben über die wesentlichen quantitativen Aussagen der betrachteten Studien zu Bedarf und Entwicklung von Stromspeichern in Deutschland. Sie soll eine Orientierung bieten hinsichtlich der Relevanz der unterschiedlichen Technologien für das künftige Energieversorgungssystem und zu einem besseren Verständnis der diesbezüglichen Diskussion beitragen. Die jeweiligen relevanten Annahmen und Vorgehensweisen der einzelnen Studien können dabei nicht detailliert dargestellt werden. Hierzu wird auf die zugrunde liegenden Veröffentlichungen verwiesen, die sich alle in der Studiendatenbank des Forschungsradars Energiewende recherchieren lassen. Ergebnisse Der Studienvergleich lässt erkennen, dass Langfristspeicher für den Ausgleich über mehrere Tage oder Wochen erst bei einem Anteil von mindestens 60 bis 80 Prozent Erneuerbaren Energien am Stromverbrauch relevant werden. Zuvor gilt es, andere Flexibilitätsoptionen zu erschließen, die in der Regel deutlich kostengünstiger sind. Ein wesentlicher Einflussfaktor ist der internationale Stromaustausch in Europa, der eine zentrale Flexibilitätsoption darstellt und den Bedarf an Langzeitspeichern zeitlich weit nach hinten schiebt bzw. wesentlich geringer ausfallen lässt als bei einer rein nationalen Betrachtung. Die meisten untersuchten Studien gehen davon aus, dass als Langfristspeicher für die Aufnahme größerer Strommengen nur die Power-to-Gas-Technologie (PtG) in Frage kommt. Einzig die Studie des Sachverständigenrats für Umweltfragen (SRU 2011) setzt wegen erwarteter geringerer Kosten auf Druckluftspeicher. Der Bedarf an Kurzzeitspeichern für die Bereitstellung von Systemdienstleistungen zur Stromnetzstabilisierung steigt dagegen deutlich früher. Hierfür werden zunächst die vorhandenen und noch geplanten Pump- bzw. Druckluftspeicher in Deutschland und Europa eingesetzt. Sie ermöglichen jedoch nur die Speicherung vergleichsweise kleiner Strommengen, ihre Kapazität beschränkt sich auf den stunden- bis maximal tageweisen Ausgleich. Der Einsatz unterschiedlicher Batteriespeicher, beispielsweise als Hausspeicher in Kombination mit Photovoltaikanlagen, in Elektrofahrzeugen oder an bestimmten Stellen im Stromnetz, ist noch Januar 2015 Seite 3

4 relativ neu. Batterien haben den Vorteil, standortflexibel zu sein und könnten künftig vor allem zur Entlastung im Verteilnetz beitragen. Die technologische und ökonomische Entwicklung ist hier vor allem in jüngster Zeit sehr dynamisch, so dass Batterien insbesondere in Studien jüngeren Erscheinungsdatums berücksichtigt werden und eine für das Energiesystem relevante Größenordnung aufweisen. Pumpspeicherkraftwerke Die in Deutschland installierte Pumpspeicherleistung inklusive des an das deutsche Stromnetz angeschlossenen Kraftwerks Vianden in Luxemburg (1,1 Gigawatt) beträgt derzeit 7,5 Gigawatt (GW). Die Anlagen sind auf rund 25 Standorte verteilt und haben eine Speicherkapazität von insgesamt ca. 40 Gigawattstunden (GWh). Der Pumpstromverbrauch lag 2013 bei 7,8 Terawattstunden (TWh), die Stromerzeugung lag bei etwa 6,2 TWh, wenn man von einem durchschnittlichen Wirkungsgrad von 80 Prozent ausgeht. Januar 2015 Seite 4

5 Pumpspeicher spielen in den betrachteten Studien eine zentrale Rolle, weil sie eine bereits vorhandene, etablierte und verhältnismäßig kostengünstige Speicheroption sind. Sie eignen sich für den kurzzeitigen Lastausgleich, stellen Systemdienstleistungen bereit und verringern so den Bedarf an fossilen Kraftwerkskapazitäten. Das in Deutschland vorhandene Ausbaupotenzial wird aufgrund der geographischen Bedingungen und wegen Naturschutzrestriktionen in der Regel als klein angesehen. Im europäischen Kontext ist es aber erheblich größer, vor allem wenn es gelingt, noch mehr skandinavische und alpenländische Speicherkapazitäten als Ausgleichsoption in den europäischen Verbund zu integrieren. Diese Option ist 2011 durch das SRU Sondergutachten Wege zur 100 % erneuerbaren Stromversorgung verstärkt in die Diskussion gebracht worden. Der gesamtwirtschaftliche Kostenvergleich zeigte hier, dass es günstiger sei, die langfristig benötigten Speicherkapazitäten auf deutschem Boden zu reduzieren durch die Erschließung von Speichermöglichkeiten in Skandinavien und den Alpenländern. Auch andere Studien und Szenarien, die ausländische Speicheroptionen mit einbeziehen, (z.b. ZSW 2014; BEE/BET 2013; Öko-Institut/Fh ISI 2014) weisen darauf hin, dass die Erschließung ausländischer Speicherkapazitäten den Bedarf an Speichern in Deutschland stark senken würde, kommen jedoch zu teilweise anderen Einschätzungen hinsichtlich der Kosteneffizienz (BEE/BET 2013). Die wesentlichen Voraussetzungen wären größere Übertragungskapazitäten (Grenzkuppelstellen) zu diesen Regionen und die Aufrüstung der dortigen Wasserkraftanlagen mit einer Pumpfunktion. Die heutigen Pumpleistungen in Österreich, Schweiz, Schweden und Norwegen sind nämlich im Vergleich zu den Turbinenleistungen sehr klein. Januar 2015 Seite 5

6 Druckluftspeicher Das bisher einzige deutsche Druckluftkraftwerk (Huntorf), genau genommen ein kombiniertes Druckluftspeicher- und Gasturbinenkraftwerk ist seit 1978 in Betrieb und hat eine Leistung von 321 Megawatt (MW). Das zweite geplante deutsche Druckluftkraftwerk ADELE mit 360 MW sollte in Stassfurt errichtet werden, wird aber wegen fehlender Wirtschaftlichkeit derzeit nicht weiter verfolgt. Ein Standortvorteil von Druckluftspeichern gegenüber den Pumpspeichern ist, dass diese auch im flachen Mittel- und Norddeutschland nahe an den Schwerpunkten der Windstromerzeugung errichtet werden können, da sich dort schwerpunktmäßig geeignete Kavernen befinden. In den analysierten Studien spielen Druckluftspeicher überwiegend keine große Rolle, lediglich die SRU-Studie zu einer 100 Prozent erneuerbaren Stromversorgung im Jahr 2050 setzt wegen angenommener niedrigerer Kosten für die Langfristspeicherung auf Druckluft statt PtG. Je nach Szenario ergibt sich hier eine installierte Druckluftspeicherleistung von 14 bis 37 GW, ein Stromverbrauch von 0,7 bis 60 Terawattstunden (TWh) und eine Stromerzeugung von 0,6 bis 40 TWh. Januar 2015 Seite 6

7 Batteriespeicher Batterien werden wie Pumpspeicher bereits seit Jahrzehnten zur Stromspeicherung und Versorgungssicherung genutzt. Als elektrochemische Speicher können sie kurzfristig hohe Leistungen aufnehmen und wieder abgeben, verfügen aber über eine relativ geringe Speicherkapazität. Als typischer Kurzzeitspeicher eignen sich Batterien somit vor allem für die Bereitstellung von Regelleistung und zur Glättung von Angebot und Nachfrage, sind aber standortflexibler einsetzbar. Bislang kommen Batterien zumeist im kleinen Leistungsbereich für die unterbrechungsfreie Stromversorgung oder in autarken Inselnetzen zum Einsatz. Für die Zukunft zeichnen sich vor allem drei Anwendungsbereiche ab: im Stromnetz als Regelenergie und zur Netzentlastung, für die Elektromobilität, als Hausspeicher zur individuellen Lastverschiebung, insbesondere in Kombination mit Photovoltaikanlagen. Langfristig schätzen einige der in der Metaanalyse betrachteten Studien die in Deutschland installierte Batteriespeicherkapazität etwa gleich groß ein wie die derzeitige Kapazität der Pumpspeicher (40 GWh im Jahr 2013). Eine Ausnahme bildet UBA 2010, was daran liegt, dass hier die Batteriekapazitäten der Elektrofahrzeuge mit einkalkuliert sind, was in den anderen in der nachfolgenden Grafik dargestellten Studien nicht der Fall ist. Ein relativ geringfügiger Zubau von Batterien in der Niederspannungsebene kann der Studie von Agora Energiewende (2014) zufolge den Netzausbaubedarf im Verteilnetz deutlich reduzieren. Im Einzelfall könnten Batteriespeicher hier eine kosteneffiziente Alternative zu konventionellen Netzmaßnahmen darstellen. Januar 2015 Seite 7

8 Aufgrund der verschiedenen potenziellen Anwendungsbereiche und unterschiedlichen Einschätzungen zu den Kosten wird der Bedarf bzw. die Entwicklung der Batteriekapazitäten im Stromsystem in den analysierten Studien sehr uneinheitlich gesehen. Wo sie letztlich überwiegend zum Einsatz kommen, ob in Häusern mit PV-Anlagen, in Netzknoten oder Elektrofahrzeugen, entscheidet darüber, ob sie hauptsächlich der Lastverschiebung, Netzentlastung oder Systemdienstleistungen dienen und gegebenenfalls einen relevanten zusätzlichen Stromverbraucher darstellen. Wie verschiedene Studien zeigen (z.b. UBA 2010, Öko-Institut/ISI 2014), ergibt sich durch den Einsatz in Elektrofahrzeugen perspektivisch ein erheblicher zusätzlicher Stromverbrauch. Ein auf den Stromsektor beschränkter Einsatz ist hingegen nur mit einer geringfügigen Stromabnahme verbunden (z.b. IWES 2014; ISE 2012/2013). Durch die Elektromobilität können jedoch erhebliche Mengen fossiler Kraftstoffe eingespart und damit die Energiewende im Verkehr vorangetrieben werden. Für den Stromsektor hat die Elektromobilität wiederum den Vorteil eines relevanten Lastmanagementpotenzials bzw. der möglichen Bereitstellung von Systemdienstleistungen. Januar 2015 Seite 8

9 Power-to-Gas (PtG) bzw. Power-to-X (PtX) Ein im Vergleich neues Energiespeicherkonzept ist die Umwandlung von (Überschuss)-Strom per Elektrolyse zu Wasserstoff mit gegebenenfalls nachgeschalteter Methanisierung. Wasserstoff (H2) und Methan (CH4) können als chemische Energieträger in das vorhandene Erdgasnetz eingespeist werden, das Gasnetz und seine Speicher übernehmen die Speicherfunktion und die räumliche Verteilung. Bei geringer Einspeisung aus Erneuerbaren Energien kann der Wasserstoff bzw. das Methan an anderer Stelle wieder entnommen und in hocheffizienten Gaskraftwerken zu Strom rückverwandelt werden. Der Gesamtwirkungsgrad dieser Umwandlungskette liegt allerdings nur bei etwa 35 Prozent, also auf dem Niveau von älteren Kohlekraftwerken. Wegen der hohen Kosten und relativ geringen Wirkungsgrade erzielen die entsprechenden Anlagen erst bei längeren Phasen hoher Stromüberschüsse eine für den wirtschaftlichen Betrieb ausreichende Auslastung. Unter diesen Rahmenbedingungen kommt es den ausgewerteten Studien zufolge erst bei sehr hohen Anteilen Erneuerbarer Energien von mindestens 60 bis 80 Prozent zu einem relevanten Einsatz von PtG. Interessant ist die PtG-Technologie vor allem aufgrund ihrer vielfältigen Umwandlungs- und Einsatzmöglichkeiten. Durch die Umwandlung in Wasserstoff und gegebenenfalls weitere chemische Produkte (Power-to-X) können die im Stromsektor entstehenden Überschüsse an Sonnen- und Windenergie zum Klimaschutz in anderen Sektoren beitragen. PtG bzw. PtX kann somit eine Schnittstelle zwischen dem Strom-, Wärme- und Verkehrssektor sowie der chemischen Industrie darstellen. Im Bereich der Kraftstoffe und der chemischen Industrie wird voraussichtlich am ehesten die Schwelle zur Wirtschaftlichkeit erreicht, so dass der Einsatz des gewonnenen Gases zur Rückverstromung sich zeitlich weiter nach hinten verschiebt. Dadurch dass das Solar-/Windgas in einigen der untersuchten Studien und Szenarien zum großen Teil im Verkehrs- oder Wärmesektor Januar 2015 Seite 9

10 eingesetzt wird und dort fossile Brennstoffe ersetzt, fällt der Stromverbrauch durch PtG hier deutlich höher aus als die Rückverstromung (z.b. Szenario THG 95 in DLR/IWES/IfnE 2012; ISE 2013). Januar 2015 Seite 10

11 Der als notwendig erachtete Leistungsbedarf für Elektrolyseure wird in den Studien sehr unterschiedlich bewertet bzw. hängt sehr von den jeweiligen Szenarioannahmen ab. Sehr hohe Leistungen sind immer dann erforderlich, wenn kein oder nur ein geringer Stromaustausch mit dem Ausland unterstellt wird (z.b. ISE 2012, Szenario Regionenverbund in UBA 2010). Analysierte Studien und Quellen Agora Energiewende (2014): Stromspeicher in der Energiewende. Die im Auftrag von Agora Energiewende erstellte Studie untersucht den Bedarf an neuen Stromspeichern in Deutschland für den Ausgleich zwischen der fluktuierenden Erzeugung aus Erneuerbaren Energien und der Verbraucherlast sowie für Systemdienstleistungen im Verteilnetz. Im Fokus steht der Einfluss verschiedener Kombinationen von Kurzzeitspeichern (Batterien, Pumpspeicher) und Langzeit-Stromspeichern (PtG) auf die Gesamtkosten des Stromsystems. Betrachtet werden jeweils zwei Varianten für die Stützjahre 2023, 2033 sowie ein Szenario mit einem Anteil von 90 Prozent Erneuerbaren Energien in Deutschland bzw. 60 Prozent ErneuerbareEnergien-Anteil in Europa. Zudem werden Batteriespeicher als Option zur Vermeidung von Netzausbau im Stromverteilnetz untersucht. Die in die Analyse einfließenden Speicherkombinationen für Kurz- und Langzeitspeicher im Übertragungsnetz wurden im Vorfeld anhand von Untersuchungen anderer Wissenschaftler festgelegt und sind nicht das Ergebnis einer modellbasierten Kostenoptimierung. Bei Langzeitspeichern wird nur PtG berücksichtigt, hier wird lediglich eine Bandbreite zur angesetzten Leistung genannt. Januar 2015 Seite 11

12 Bundesverband Erneuerbare Energie (BEE) / BET Aachen (2013): Möglichkeiten zum Ausgleich fluktuierender Einspeisungen aus Erneuerbaren Energien. Das Büro für Energiewirtschaft und technische Planung (BET) Aachen hat hier im Auftrag des BEE Flexibilitätsoptionen für eine 100-prozentige Versorgung mit Erneuerbaren Energien untersucht. Speicher stellen dabei eine der Flexibilitätsoptionen dar. Die Studie bewertet die Speichertechnologien qualitativ und schätzt deren Speicherpotenziale ab, macht aber keine eigenen dynamischen Berechnungen zum Leistungsbedarf oder zur Nutzungsintensität. Deutsches Zentrum für Luft- und Raumfahrt (DLR) / Fraunhofer Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik (IWES) / Ingenieurbüro für neue Energien (IfnE) (2012): Langfristszenarien und Strategien für den Ausbau der erneuerbaren Energien in Deutschland bei Berücksichtigung der Entwicklung in Europa und global. Die Studie stellt die Ergebnisse eines dreijährigen Forschungsvorhabens zur Systemtransformation in der Strom-, Wärme- und Kraftstofferzeugung dar. Im Mittelpunkt stehen vier Szenarien (2011 A bis C und THG95) zur langfristigen Entwicklung der Erneuerbaren Energien und der restlichen Energieversorgung und den damit verbundenen strukturellen und ökonomischen Wirkungen. Eine zeitlich dynamische und teilweise räumlich aufgegliederte Simulation der zukünftigen Stromversorgung untersucht die Lastdeckung und die Rolle von Ausgleichsoptionen wie die Flexibilisierung des konventionellen Kraftwerksparks, den Netzausbau, das Lastmanagement und den Einsatz von Stromspeichern. Wie ihre Vorgängerversionen auch stellt die Studie keine Prognose der zukünftigen Entwicklung dar, sondern zeigt mittels verschiedener Szenarien unterschiedliche, in sich konsistente Wege auf, wie die deutschen Energie- und Klimaschutzziele erfüllt werden können. Obwohl sich die Szenarien primär am Ziel, den Treibhausgasausstoß (THG) bis 2050 um 80 Prozent zu reduzieren, orientieren, erfüllen sie auch weitgehend die politischen Unterziele in Bezug auf den Ausbau der Erneuerbaren Energien sowie die Steigerung der Energieeffizienz. Den unterschiedlichen Szenarien liegen jeweils bestimmte Annahmen bezüglich des Anteils der elektrischen Fahrleistung im Verkehrssektor und der Nutzung von erneuerbar erzeugtem Methan zugrunde. Das Szenario THG95 zeigt auf, wie eine Minderung der Treibhausgase um 95 Prozent bis 2050 erreicht werden kann. Dabei nehmen Wasserstoff bzw. Methan eine zentrale Rolle ein für die Energieversorgung im Wärme- und Verkehrssektor. Speicher werden in der Studie unter dem Blickwinkel der Nutzung von Stromüberschüssen aus Erneuerbaren Energien betrachtet, aber kein konkreter Speicherbedarf ermittelt. Ein Schwerpunkt liegt auf der Erzeugung und Nutzung von Wasserstoff, der in den verschiedenen Verbrauchssektoren eingesetzt wird. Die Rückverstromung stellt nur einen Teil der Nutzung dar. Die im Vergleich zur Wasserstofferzeugung weniger effiziente Umwandlung von Wasserstoff zu Methan ist nur Teil von Szenario B. Bei Pumpspeichern wird eine Leistung von 8,3 GW im Jahr 2050 angesetzt. Zur Nutzungsintensität von Druckluftkraftwerken werden keine Angaben gemacht. Batteriespeicher werden vor allem als Teil der Elektromobilität betrachtet, ohne konkretere Angaben zu den diesbezüglichen Annahmen. Fraunhofer Institut für Solare Energiesysteme (ISE) (2012): 100 % Erneuerbare Energien für Strom und Wärme in Deutschland. Im Zentrum der Studie steht die Fragestellung, ob eine vollständige Strom- und Wärmeversorgung mit Erneuerbaren Energien in Deutschland bis zur Mitte des Jahrhunderts möglich ist, welche Techniken dafür erforderlich sind und was der Betrieb eines solchen Systems kosten würde. Januar 2015 Seite 12

13 Untersucht werden drei Szenarien einer vollständigen Versorgung mit Strom und Wärme aus ausschließlich inländischen Erneuerbaren-Energien-Anlagen (REMax, Medium, SanierungMax). Erzeugungsseitig stehen die On- und Offshore-Windenergie, Photovoltaik und Solarthermie im Vordergrund. Auf der Seite des Verbrauchs bildet die Senkung des Heizwärmebedarfs durch Gebäudesanierung den zentralen Baustein. Den Stromverbrauch nehmen die Autoren für die Modellierung als konstant an und sie schließen den Stromaustausch mit dem Ausland aus. Die Simulationsrechnungen werden jeweils so lange durchgeführt, bis das jährliche Kostenminimum erreicht ist. Als Energiespeicher werden Pumpspeicherkraftwerke, Batterien, Wasserwärmespeicher sowie die synthetische Brennstofferzeugung (Methan mittels Power-to-Gas) berücksichtigt, Druckluftspeicher werden nicht betrachtet. Die Rückverstromung von Methan erfolgt in GuD- und KWK-Ablagen. Das Potenzial für Pumpspeicherkraftwerke in Deutschland wird mit maximal 10 GW bei einem Speichervermögen von 60 GWh abgeschätzt und in der Modellierung fix verwendet. Als variables Ergebnis erfolgt die Stromspeicherung primär über PtG und Batterien. Im Ergebnis halten die Autoren eine hundertprozentige regenerative Strom- und Wärmeversorgung in Deutschland ohne Energieimporte für möglich. Die Kosten für ein solches System seien nicht höher als für die bestehende Versorgung und für verschiedene Ausgestaltungsvarianten vergleichbar. ISE (2013): Energiesystem Deutschland Ziel der Studie ist die Simulation eines kostenoptimalen Energiesystems für Deutschland, das den energiebedingten CO2-Ausstoß durch Energieeffizienz und Erneuerbare Energien bis 2050 um 80 bis 95 Prozent gegenüber dem Referenzwert von 1990 verringert. Sie basiert auf dem Modell REMod-D des Fraunhofer ISE, das bereits in der Vorgängerstudie 100 % Erneuerbare Energie für Strom und Wärme in Deutschland von 2012 genutzt wurde. Das überarbeitete und weiterentwickelte Modell umfasst nun die Sektoren Strom, Wärme, Mobilität sowie Prozesse aus Gewerbe und Industrie. Die Simulationsrechnungen werden jeweils so lange durchgeführt, bis das jährliche Kostenminimum erreicht ist, wobei nur für eine CO2-Minderung um 81 Prozent detaillierte Ergebnisse angegeben werden. Das Potenzial für Pumpspeicherkraftwerke in Deutschland wird mit maximal 10 GW bei einem Speichervermögen von 60 GWh angesetzt. Als effizienteste Option der Stromspeicherung werden im Modell zuerst die Batteriespeicher geladen, danach Pumpspeicher und danach erfolgt die Elektrolyse zur Gewinnung von Wasserstoff. Druckluftspeicher werden nicht betrachtet. Im Ergebnis übernehmen die fluktuierenden Erneuerbaren Energien (FEE) nicht nur eine tragende Rolle bei der Deckung des Strombedarfs, sondern auch zunehmend im Wärme- und Verkehrssektor. Eine Voraussetzung für einen hohen Anteil von FEE sei die Erschließung von Flexibilitätsoptionen in allen Sektoren. Hierfür sieht die Studie zum Beispiel einen moderaten Ausbau von Wärmenetzen mit großen Wärmespeichern vor, die durch KWK-Anlagen mit Wärme versorgt werden. Nach erfolgtem Umbau der Energieversorgungsstruktur ergäben sich jährliche Gesamtkosten in vergleichbarer Größenordnung wie für die heutige Energieversorgung. Eine weitergehende Senkung des CO2-Ausstoßes mache die verstärkte Erzeugung synthetischer Brennstoffe wie Wasserstoff und Methan für verschiedene Anwendungsbereiche erforderlich. Januar 2015 Seite 13

14 Fraunhofer IWES / IAEW / SUER: Roadmap Speicher. Speicherbedarf für Erneuerbare Energien Speicheralternativen Speicheranreiz Überwindung rechtlicher Hemmnisse. Endbericht. November Das Forschungsprojekt geht der Frage nach, welche Speichergrößen und -technologien an welchen Orten wann im Verlauf der Zeit benötigt werden. Mithilfe einer umfassenden und detaillierten Simulation des zukünftigen Stromversorgungssystems unter Berücksichtigung der europäischen Strommärkte sowie des europäischen Übertragungsnetzes werden Kosten und Nutzen von Speichern aus gesamtwirtschaftlicher Sicht untersucht und der dafür bestehende Rechtsrahmen bewertet. Die Abhängigkeiten der verschiedenen Einflussfaktoren werden durch insgesamt 11 Szenariovarianten abgebildet. Die Untersuchung betrifft vor allem die Kosten bei verschieden hoch angesetzten Speicherkapazitäten. Der ermittelte Kurzund Langfristspeicherbedarf wird jedoch nur als Summe der installierten Leistung ausgewiesen, so dass sich keine technologiebezogenen Angaben zu Leistung, Arbeit und Speicherkapazität finden. Fraunhofer IWES / Siemens / IEH Uni Hannover / CUBE Engineering (IWES et al.) (2014): Kombikraftwerk 2. Abschlussbericht. Das Kombikraftwerk 2 untersucht den künftigen Bedarf an Systemdienstleistungen und deren Bereitstellung in einem rein auf Erneuerbaren Energien beruhenden Stromsystem. Das Projekt stellt eine Weiterentwicklung des 2007 vorgestellten Regenerativen Kombikraftwerks 1 dar. Es soll zeigen, dass eine 100-prozentige Stromversorgung aus Erneuerbaren Energien bei gewohnter Versorgungssicherheit und Netzstabilität möglich ist. Die Leistungsflüsse im Netz ergeben sich aus Modellierungen für die Einspeisung aus wetterabhängigen Erneuerbaren Energien, den Stromverbrauch inklusive Lastmanagement und den Kraftwerks- und Speichereinsatz. Pump- und Druckluftspeicher werden mit Kapazitäten berücksichtigt, wie sie nach Einschätzung der Autoren bis 2020 vorhanden sein werden. Dazu gehören geplante Erweiterungen und Neubauten sowie die Anlagen, die im benachbarten Ausland stehen, aber direkt an das deutsche Stromnetz angeschlossen sind. Für Batterien wird angenommen, dass ein Drittel der Photovoltaikanlagen mit einem Batteriespeicher von jeweils zwei Kilowattstunden Kapazität ausgestattet seien wird. Der ermittelte Bedarf an Methanisierungskapazität ist Ergebnis einer Abwägung zwischen Investitionskosten, Methanmenge und verbleibenden abzuregelnden Strommengen. Zusammen mit dem Biomethan deckt PtG den Bedarf der Methankraftwerke (Gaskraftwerke). Neben der theoretischen Betrachtung hat das Forschungsprojekt das Funktionieren des Systems auch an einem realen Kombikraftwerk demonstriert. Öko-Institut / Fraunhofer Institut für System- und Innovationsforschung (ISI) (2014): Klimaschutzszenario Die im Auftrag des Bundesumweltministeriums durchgeführte Untersuchung geht der Frage nach, welche Emissionsminderung erreicht werden kann, wenn die derzeitige Klimaschutzpolitik fortgeschrieben wird bzw. welche Maßnahmen und Strategien erforderlich sind, um die Klimaschutzziele zu erreichen. Die drei Szenarien (Aktuelle Maßnahmen, Klimaschutz 80, Klimaschutz 90) werden jährlich aktualisiert. Speicher bilden ein zentrales Element zur Abbildung von Flexibilität auf der Nachfrageseite. Berücksichtigung finden dabei Pumpspeicher, PtG und Batterien, letztere nur als Teil der Elektromobilität. Modellierungsergebnisse werden vor allem zur Stromnachfrage der Speicher angegeben, weitere Angaben zu installierten Leistung, Rückverstromung oder Speicherkapazität Januar 2015 Seite 14

15 finden sich nur für Pumpspeicher. Die Zielszenarien der Studie sehen eine THG-Minderung um 80 bis 90 Prozent bis 2050 vor. Dazu sei es erforderlich, den Einsatz fossiler Energieträger um bis zu 85 Prozent zu reduzieren. Da die Vermeidung von anderen Treibhausgasen als CO2 zum Beispiel in der Landwirtschaft an Grenzen stoße, komme der Stromerzeugung eine tragende Rolle zu. Hier müsse der Anteil der Erneuerbaren Energien bis 2050 auf etwa 95 Prozent steigen, wobei Windund Solarenergie den größten Stellenwert einnähmen. Zudem sei eine Verbesserung der Energieeffizienz in allen Sektoren erforderlich. Die Strategie des Szenarios liegt darin, zunächst die Energieerzeugung zu dekarbonisieren und die Effizienzpotenziale auszuschöpfen, erst danach strombasierte Alternativen und Biomasse zu nutzen. Biomasse wird im Szenario nach 2030 nur noch in Nischenbereichen genutzt. Öko-Institut / Institut für Energie- und Klimaforschung, Systemforschung und Technologische Entwicklung (IEK-STE) / Deutsches Institut für Wirtschaftsforschung (DIW Berlin) / Fraunhofer-Institut für System- und Innovationsforschung (Fh ISI) (2013): Politikszenarien für den Klimaschutz VI. Die im Auftrag des Umweltbundesamts erstellte Studie modelliert die Entwicklung der deutschen Treibhausgasemissionen unter Zugrundelegung bestimmter energie- und klimapolitischer Instrumente. Das Aktuelle-Politik-Szenario berücksichtigt dabei alle Maßnahmen, die bis Juli 2011 ergriffen wurden. Darüber hinausgehende zusätzliche Maßnahmen werden im EnergiewendeSzenario berücksichtigt. Büro für Technikfolgenabschätzung beim Deutschen Bundestag (TAB) (2012): Regenerative Energieträger zur Sicherung der Grundlast in der Stromversorgung. Arbeitsbericht 147. Die von Fraunhofer ISI im Auftrag des TAB durchgeführte Studie will eine Antwort darauf geben, wie die Last in einem Stromversorgungssystem gesichert werden kann, das sich zunehmend und künftig im Wesentlichen auf fluktuierende Erneuerbare Energien wie Windkraft und Photovoltaik stützt. Analysiert werden das Gesamtsystem der Stromversorgung und dessen Veränderungen. Die auf die Grundlast fokussierte Ausgangsfrage erweitert sich damit zur übergeordneten Fragestellung, wie eine gesicherte Stromversorgung insgesamt organisiert werden kann. Die Studie beinhaltet keine Simulation von Speichern, sondern gibt Pumpspeicherkapazitäten und Stromaustausch als Flexibilisierungsoption für die Modellierung bis 2030 vor. Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg (ZSW) (2014): Dynamische Simulation der Ausbauszenarien für erneuerbare Stromversorgung in Baden-Württemberg bis 2050 nach dem Gutachten zur Vorbereitung eines Klimaschutzgesetzes (SimBW). Mit Hilfe computergestützter Modellrechnungen untersuchen die Autoren, in welchem Umfang Speichertechnologien in Zukunft einen Systembeitrag zur Stromversorgung in Deutschland und auch in Baden-Württemberg (BW) leisten können. Die Simulation erfolgt für zwei Szenarien und drei Varianten, bei denen bestimmte Eingangsparameter (flexiblere Stromnachfrage, Speicherausbau in angrenzenden Ländern) variiert werden. Dabei werden Pump- und Druckluftspeicher, Batterien, PTG und Lastmanagement jeweils als Cluster berücksichtigt. Konkret ausgewiesen werden nur die Ergebnisse zur Nachfrageleistung dieser Speichercluster für die insgesamt fünf untersuchten Varianten. Januar 2015 Seite 15

16 Sachverständigenrat für Umweltfragen (SRU) (2011): Wege zur 100% erneuerbaren Stromversorgung. Das Sondergutachten des SRU untersucht die Möglichkeiten einer Umstellung des Stromversorgungssystems in Deutschland auf 100 Prozent Erneuerbare Energien bis Es analysiert den Transformationsbedarf unter technischen, ökonomischen, rechtlichen und politischen Aspekten und formuliert Handlungsempfehlungen für das Erreichen dieses Ziels. Insgesamt erarbeitet der SRU acht Szenarien einer vollständig erneuerbaren Stromversorgung. Die Stromnachfrage beträgt dabei im Jahr 2050 in den a-szenarien 509 Terawattstunden (TWh) und in den b-szenarien 700 TWh. Daneben unterscheiden sich die Szenarien vor allem durch die Bedeutung des Stromaustauschs mit dem Ausland bzw. den Anteil von Stromimporten sowie dem Verhältnis der verschiedenen Erneuerbaren Energien zueinander. Die Versorgung wird je nach Szenario ausschließlich aus deutschen EE-Potenzialen, aus dem Staatenverbund Deutschland, Dänemark, Norwegen (DE-DK-NO) oder im Rahmen eines weiträumigen europäischnordafrikanischen Verbundes bereitgestellt. Die Studie ermittelt den kostenoptimalen Speicherbedarf für die drei Szenarien getrennt nach Pump- und Druckluftspeicher sowie Wasserstoff. Batteriespeicher werden nicht betrachtet. Die Einbindung von norwegischen Pumpspeichern hat im zweiten Szenario eine große Bedeutung, sie verringert den Speicherbedarf in Deutschland massiv. Der Studie nach werden zur Stromspeicherung in Deutschland langfristig vor allem Druckluftspeicher genutzt, Wasserstoffspeicher kommen wegen der angenommenen hohen Kosten in keinem Szenario zum Einsatz. Bei Pumpspeichern wird unterstellt, dass nur wenig Ausbaupotenzial in Deutschland verfügbar ist und der größte Teil der installierten Leistung für Netzdienstleistungen wie Minutenreserve und Frequenzhaltung genutzt wird. Für die Stromspeicherfunktion wird somit nur ein kleiner Leistungsanteil eingesetzt. Umweltbundesamt (UBA) (2014): Treibhausgasneutrales Deutschland 2050 Die Studie zeigt eine Möglichkeit auf, wie Deutschland den Ausstoß von Treibhausgasen maximal reduzieren kann. Sie orientiert sich dabei am ehrgeizigsten Klimaschutzziel im Energiekonzept der Bundesregierung von 2010 (-95 Prozent THG-Ausstoß bis 2050 gegenüber 1990, Pro-KopfAusstoß von einer Tonne CO2-Äquivalent pro Jahr). Im Fokus steht eine hundertprozentige Stromversorgung aus erneuerbaren Energiequellen bei weitestgehender Ausnutzung der Energieeffizienzpotenziale. Die Erzeugung von regenerativem Wasserstoff und Methan nimmt eine zentrale Rolle ein. Damit könne der Bedarf an Brenn-, Kraftund Rohstoffen in Industrie, Verkehr und Wärme gedeckt werden. Unter Berücksichtigung von ökologischen und ökonomischen Grenzen wird davon ausgegangen, dass ein Teil des benötigten Stroms und der Energieträger im Ausland produziert werden. Neben der Energieversorgung (einschl. des Wärme- und Verkehrssektors) betrachtet die Studie auch die THG-Emissionen der Industrie, Abfall-, Land- und Forstwirtschaft sowie aus der Landnutzungsänderung. Das gewählte Szenario verzichtet weitestgehend auf die energetische Nutzung von Biomasse und gänzlich auf CO2-Abscheidung und Lagerung (Carbon Capture and Storage, CCS). Wirtschaftlichkeitsbetrachtungen, Kostenprognosen sowie politische Instrumente sind nicht Gegenstand der Studie. Auch die Emissionen durch im Ausland erzeugte und nach Deutschland importierte Produkte werden nicht berücksichtigt. Das Szenario sieht jedoch vor, dass Deutschland im Jahr 2050 eine Exportökonomie ist mit einem durchschnittlichen jährlichen Wirtschaftswachstum von 0,7 % des BIP. Dabei behalte Deutschland seinen Status als hochentwickeltes Industrieland und mit vergleichbarem Lebensstil und Konsumverhalten bei. Januar 2015 Seite 16

17 UBA (2010): Energieziel 2050: 100% Strom aus erneuerbaren Quellen. Die im Auftrag des Umweltbundesamts vom Fraunhofer IWES durchgeführte Studie prüft, inwieweit der Strombedarf in Deutschland im Jahr 2050 vollständig mit Erneuerbaren Energien gedeckt werden kann. Im Zentrum steht die Modellierung des Szenarios Regionenverbund. Den Rahmen dafür bilden Annahmen zur demografischen und wirtschaftlichen Situation im Jahr 2050, zum Energieverbrauch sowie zu den Potenzialen des Lastmanagements, der Stromspeicher und der Erneuerbaren Energien in Deutschland. Für die verschiedenen Stromspeichertechnologien werden technisch-ökologische Potenziale ermittelt. Überschüssiger Strom wird zunächst in Pumpspeicherkraftwerken verwendet, dort nicht nutzbarer Strom wird zur Wasserstoff- und Methanherstellung genutzt. Diese werden anschließend in verschiedenen Verbrauchssektoren verwendet. Batteriespeicher sind vorwiegend Teil der Mobilität, deren Speicherkapazität und Ladeleistung sich aus den Annahmen zur Fahrzeuganzahl und spezifischen Batteriekapazitäten ergibt. Druckluftspeicher werden nicht detailliert betrachtet. Die Zahlenangaben stellen einen Mittelwert für den in der Studie untersuchten 4-Jahreszeitraum dar (Basis sind die Wetterjahre ). Weitere Informationen und. Grafiken finden Sie im Forschungsradar Energiewende: Bearbeiter: Dr. Bernd Wenzel, Ingenieurbüro für neue Energien (IfnE) / Claudia Kunz (AEE) Kontakt: Agentur für Erneuerbare Energien e.v. Claudia Kunz Projektleiterin Tel: c.kunz@unendlich-viel-energie.de Januar 2015 Seite 17