Herausforderungen und Zukunft der Kleinwasserkraft in Deutschland. Harald Uphoff - BDW-Geschäftsstellenleiter Bonn, 18. April 2013

Transkript

1 Herausforderungen und Zukunft der Kleinwasserkraft in Deutschland Harald Uphoff - BDW-Geschäftsstellenleiter Bonn, 18. April 2013

2 Der BDW Gegründet 1961 Neun Landesverbände Rund 1850 Einzelmitglieder Gründungsmitglied des Bundesverbandes Erneuerbare Energie (BEE) 2

3 Agenda 1. Situationsbeschreibung 2. Herausforderungen Energiewirtschaft Ökologie 3. Zukunft 4. Fazit 3

4 Damit spielen die EE bereits heute eine entscheidende Rolle im Strommarkt 4

5 Situationsbeschreibung Installierte Leistung: 4,3 GW (davon 1,4 GW EEGvergütet; < 5 MW) Produzierter Strom ca. 20 GWh Anlagenzahl: BY: 3600 Anlagen < 100 kw 5

6 Wasserkraft im EEG 2012 ( 23) 1 % Degression für Neuanlagen ab 2013 Betrieb nur an bereits bestehenden (oder aus anderen Gründen errichteten) Querverbauungen oder ohne Querverbauung Prüfung der zuständigen Behörden, ob nicht zu entfernende Querverbauungen für Wasserkraftnutzung geeignet sind Umsetzung WRRL im WHG geregelt (Voraussetzung für Vergütungszahlungen im EEG) 33 Mindestwasserführung, 34 Durchgängigkeit und 35 Schutz der Fischpopulation Nachrüstpflicht! Bundesländer versuchen Anordnungsmöglichkeiten nach WHG zunehmend umzusetzen Auflagen (insb. Mindestwasserabgabe) kompensieren z.t. Einnahmesteigerung durch erhöhte Vergütung => kein wirtschaftlicher Betrieb möglich Bestand der Kleinwasserkraft gefährdet! 6

8 Herausforderung: Alte Argumente für Wasserkraft tragen zum Teil nicht mehr. neue Begründungen für Wasserkraft notwendig 8

9 Ausbau der Erneuerbaren Energien im BEE-Szenario Stromversorgung 2030 TWh Biomasse Geothermie Photovoltaik Windenergie offshore Windenergie onshore Wasserkraft Wasserkraft ,3 GW 25,3 TWh ,6 GW 31,5 TWh

10 Grundlagen des Wasserkraftausbaus: a) kein Neubau an bisher unverbauten Gewässern b) Modernisierung und Reaktivierung stellen über zwei Drittel des Ausbaus c) +/- Erhalt der bestehenden Anlagen d) Kleine und große Wasserkraft berücksichtigt 10

11 EE-Erzeugung 22 % ohne Berücksichtigung von Netzengpässen

12 EE-Erzeugung 47% ohne Berücksichtigung von Netzengpässen 12

13 EE-Erzeugung 79% ohne Berücksichtigung von Netzengpässen 13

14 40 Stunden Häufigkeit pro Jahr zusammenhängende Stunden mit negativer Residuallast 79 % aller Überschusssitutationen dauern maximal einen halben Tag Saisonalspeicher noch nicht erforderlich

15 Lastmanagement Flexibilisierung der Nachfrage in der Industrie Flexibilisierung der Nachfrage in Haushalten und Kleinverbrauch Überschussstrom zu Wärme Bedarfsgerechtere EE-Stromerzeugung Einspeisemanagement Wind & PV stromgeführte Fahrweise Biomasse- Anlagen stromgeführte Fahrweise Wasserkraft Verbesserte Auslegung von Wind/PV- Anlagen Konventionelle Kraftwerke (inkl. KWK) Bestehende Kraftwerke Retrofit bestehender Kraftwerke Neubau hochflexibler thermischer Kraftwerke Stromgeführte Fahrweise KWK (in Verbindung mit Wärmespeichern) Nutzung von Netzersatzanlagen Stromspeicher Pumpspeicher in Deutschland Pumpspeicher im Ausland Gasproduktion aus Biomasse statt direkter Verstromung Power to gas Batterien Druckluftspeicher

16 Tendenzen des zukünftigen Stromsystems: a) Schwankungen nehmen zu = Grundlast verschwindet b) Die Geschwindigkeit und die Höhe der Schwankungen nehmen zu = die Bestandteile des Systems müssen flexibel und schnell sein => Wasserkraft muss seinen Platz in diesem System neu definieren 16

17 Die Kompassstudie Marktdesign hat gezeigt, dass die FEE den Kern einer künftig nachhaltigen Energieversorgung darstellen Die Fluktuierenden Erneuerbaren Energien (FEE) als künftiges Kernsegment Erhebliche Potenziale in Deutschland für Wind und PV, gleichzeitig kaum negative externe Effekte Größte Kostendegression in der Vergangenheit begründete Aussicht auf Fortsetzung damit kostengünstigste EE-Optionen Dezentraler Charakter Akteursvielfalt durch einen breiten energiewirtschaftlichen Mittelstand direkte Bürgerbeteiligungen hohe Akzeptanz Quelle: IZES, Leprich/Hauser, 12/

18 Energiewirtschaftlicher Platz der Wasserkraft a) regionaler Grundstock an CO2-freier Stromerzeugung b) Bereitstellung von Regelenergie c) Bereitstellung von Systemdienstleistungen d) Flexible Einspeisung in Kombination mit (Wärme-) Speichern 18

20 Es gibt vielfältige Belastungen der Gewässerökologie: Wasserkraftanlagen Gewässerverbauungen Begradigung Uferbefestigungen Querverbauungen zur Wasserhaltung Gewässerunterhaltung Schadstoffeinträge durch Industrie Düngemittel- und Pestizideinträge durch Agrarwirtschaft Invasive Pflanzen und Tiere Fischerei. Angelsport u Schifffahrt, Wassersport 20

21 Wasserkraft zu nutzen bedeutet einen Eingriff in die Gewässerökologie. Dieser Verantwortung wollen der BDW und seine Mitglieder gerecht werden. Denn: Viele Auswirkungen lassen sich mit technischen Maßnahmen reduzieren. Besondere Verantwortung für den Aal Ohne Wasserkraftanlagen wären alle Probleme auch nicht gelöst. 21

22 - Möglichkeiten des EEG für ökologische Verbesserungen nutzen Förderung (EEG, andere Mittel) erhöhen Forderungen an Wirtschaftlichkeit nutzen Von guten Beispielen lernen (Durchgängigkeit Leine) - Bestehende Querverbauungen mittels Wasserkraft durchgängig gestalten (wenn Nutzung wirtschaftlich möglich) Querbauwerke (Stand 2005) in Deutschland, davon 7500 mit Wasserkraftnutzung 22

23 Forum Fischschutz zum Dialog nutzen von Anlagenbetreibern Fischereiverbänden Umweltverbänden Wissenschaft Planern Umfassende Untersuchungen für alle Passagemöglichkeiten einer Anlage ermöglichen Schlechte Erfahrungen teilen 23

25 Fazit I Betrieb der Anlagen muss gesichert sein (Erhalt der Kapazitäten!)» Auflagen + Vergütungen» Stark erhöhte Grundvergütung für Anlagen < 100 kw Stärkere Verpflichtung bestehende Querverbauungen durch Wasserkraft zu nutzen = Schaffung von Durchgängigkeit und Ausbau der Wasserkraft 25

26 Fazit II Funktionierende Konzepte für die sinnvolle Einbindung von Wasserkraft in das neue Energiesystem bei gleichzeitiger Anpassung der Strom- und Regelenergiemärkte Beispielanlagen für funktionierende Auf- und Abstiege für Wasserorganismen mit umfassenden Monitoring 26

27 Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit! Bundesverband Deutscher Wasserkraftwerke (BDW) e.v. Reinhardtstraße Berlin Fon 030 / Fax 030 / E-post: info@wasserkraft-deutschland.de Präsident: Hans-Peter Lang Geschäftsstellenleiter: Dipl. Biol. Harald Uphoff 27

28 Wasserkraft im EEG 2012 (Begründung EEG-Gesetzentwurf ) Maßnahmen zur Erhöhung des Leistungsvermögens sind insbesondere: der Austausch älterer Generatoren, des Getriebes, der Turbinen oder der Laufräder, die Erweiterung der Anlage durch Erhöhung des Ausbaudurchflusses und/oder der Fallhöhe, die automatische Wasserstandsregelung, die automatische Rechenreinigung, bei Kraftwerken mit mehreren Turbinen die automatische Einsatzoptimierung, der Einsatz permanent erregter Generatoren und die Verbesserung der Zu- und Abströmung (Hydraulik- Turbinenzuströmung, Ober und Unterwasserkanal). Sie sind nicht zwingend mit einer höheren Stromerzeugung verbunden, da insbesondere ökologische Anforderungen [ ] die Stromerträge wieder reduzieren können. 28

29 Demand Side Management (DSM) DSM Industrie Geschätztes Dauer Schnelligkeit Potenzial 1) in % / min. +2 / -0,7 GW [DENA]; +0,5 / -4,4 GW [VDE]; kurzfristig 1 bis 4 Stunden Bemerkungen % kurzfristig und kostengünstig nutzbares Potenzial; höheres Potenzial für Abschaltungen im Minutenbereich bzw. zu hohen Kosten DSM Haushalte DSM Haushalte elektrische Wärmepumpen Überschussstrom zu Wärme Erneuerbare Energien Einspeisemanagement Wind & PV Strombedarfsorientier-ter Einsatz Biogas und feste Biomasse Strombedarfsorientier-ter Einsatz Biomethan ca. +0,6 GW / -2,3 GW bis 2030 max. +0,45 GW (Winter) / -2,2 GW (Sommer) bis 2030 mehr als -10 GW; kurzfristig einige Stunden ca. 2 Stunden 100% (ohne Wärmepumpen) 100% Quelle: ecofys, prognos, 2011; Dauer mit Wärmespeicher auch länger unbegrenzt % nur negative Leistung, abh. vom Wärmebedarf unbegrenzt unbegrenzt 100% nur negative Leistung; bei gedrosselter Fahrweise auch positive Regelleistung möglich max. +/ - 16 GW bis bis 12 Stunden Wochen bis Monate 5-20% bei Einspeisung ins Erdgasnetz

30 Übersicht: Herausforderungen Wesentliche und Eigenschaften Zukunft der der Flexibilitätsoptionen (2) Kraftwerke und KWK Stromgeführter Einsatz KWK Nutzung bestehender Kraftwerke Retrofit bestehender Kraftwerke Neubau flexibler Kraftwerke Nutzung Netzersatzanlagen Geschätztes Dauer Schnelligkeit Potenzial in %/min. max. +/ - 25 GW bis bis 12 Stunden Bemerkungen 5-20% auf Basis 20%-Ziel der Bundesregierung; davon ca. +9/-4,5 GW bereits flexibel eingesetzt heute ca. 80 GW unbegrenzt 1-2% Leistung abnehmend gemäß Sterbelinie ca. +3 GW Delta zw. Pmin und Pmax bis 2020 unbegrenzt 4-8% Entscheidung für Retrofit nur wenn wirtschaftlich unbegrenzt unbegrenzt 4-10% abh. von Technik, Gasturbinen auch schneller geschätzt 5-8 GW bis 2020 einige Stunden % nur positive Leistung Pressekonferenz BEE-Studie

31 Übersicht: Herausforderungen Wesentliche und Eigenschaften Zukunft der der Flexibilitätsoptionen (3) Stromspeicher Pumpspeicher (Deutschland) Druckluftspeicher ( CAES ) Geschätztes Dauer Schnelligkeit Potenzial in %/min. ca. 10 GW und 78 GWh bis 2020; langfristig bis zu 2 TWh beliebig groß, ca. 0,8 2,5 TWh Bis 2030 Stunden bis Tage Stunden bis Tage Batteriespeicher unbegrenzt Stunden bis Tage Power to Gas unbegrenzt Wochen bis Monate Bemerkungen % geringe Energiedichte, einzige bewährte und kostengünstige Speichertechnologie, technisch auch als Langzeitspeicher geeignet, aber kein ausreichendes Potenzial 20% adiabate CAES (Wirkungsgrad ca %) noch in der Entwicklungsphase, rel. kostengünstig, weniger effizient und teurer als Pumpspeicher 100% teure Option, hohes Entwicklungs- und Kostensenkungspotenzial Nicht relevant aus heutiger Sicht einzige Langfristspeicheroption mit ausreichendem Potenzial, niedriger Wirkungsgrad (Strom zu Strom 30-45%), früherer Einsatz für Gaserzeugung für Verkehr Pressekonferenz BEE-Studie

32 Wasserkraft im EEG 2012 ( 23) A ) Vergütung 1. bis 500 kw 12,7 Cent/kWh 2. bis 2 MW 8,3 Cent/kWh 3. bis 5 MW 6,3 Cent/kWh 4. bis 10 MW 5,5 Cent/kWh B) Erhöhte Vergütung (für vor 1. Januar 2009 in Betrieb genommene Anlagen) für erhöhte installierte Leistung oder erhöhtes Leistungsvermögen (Definition?) der Anlage erhöht oder für neue Fernsteuerungseinrichtung ( 6) beides ab

33 Ziele und Rahmen der mit Greenpeace Energy beauftragten Kompassstudie Marktdesign Ganzheitliche Betrachtung des zukünftigen bundesdeutschen Stromsystems / Systemdesign statt Marktdesign Identifizierung der technischen Segmente des zukünftigen Stromsystems und ihr Zusammenspiel Formulierung von Leitideen für die Systemintegration Strukturierung der Finanzierungsmöglichkeiten der künftigen Systemsegmente / kurz- und mittelfristige Perspektive zeitliche Strukturierung des Forschungs- und Umsetzungsbedarfs ( Roadmap ) Quelle: IZES, Leprich/Hauser, 12/

34 Ansätze eines künftigen Marktdesigns (1): Sichere Refinanzierung und mehr Verantwortung für FEE Refinanzierung der FEE Hinreichende und verlässliche Instrumente zur Refinanzierung der EE und der FEE Höchste Investitionssicherheit durch die degressiv ausgestalteten Vergütung der eingespeisten Arbeit FEE und Systemsicherheit: operate-and-serve Netztechnische Must-Run-Funktionen künftig von EE-Anlagen und Flexibilitätsoptionen Systemdienliche Auslegung von FEE bereits: Systemdienstleistungsbonus Wind Blindleistungsbereitstellung durch PV- Wechselrichter, 50,2-Hertz Regelung Fluktuierende Erneuerbare Energien Quelle: IZES, Leprich/Hauser, 12/

35 Ansätze eines künftigen Marktdesigns (2): Stärkere Anpassung der Dispatchmärkte an FEE Anpassung der Fristigkeiten Fristen zwischen Auktionierung und Lieferzeitpunkten im day-ahead-markt sollten verkürzt werden. Stärkung des intraday-handels z.b. durch morgendliche Auktionen für die zweite Tageshälfte. Die Minutenreserveauktionen könnten ebenfalls teilweise im intraday-handel stattfinden. Auch im day-ahead-handel sollten viertelstündliche Gebote möglich gemacht bzw. generalisiert werden. Hinreichende und verlässliche Instrumente zur Refinanzierung der EE und der FEE Höchste Investitionssicherheit durch die degressiv ausgestalteten Vergütung der eingespeisten Arbeit Fluktuierende Erneuerbare Energien Quelle: IZES, Leprich/Hauser, 12/

36 P max Positiver Gradient Negativer Gradient Dauer Stromüberschuss Stromdefizit Residuallast Dauer Stromdefizit Stromüberschuss

37 Herausforderung Strommarkt 37

38 38

39 Konsequenzen aus aktuellem Marktgeschehen: Neue konventionelle (Gas-)Kraftwerke sind bei sinkenden peak-preisen nicht refinanzierbar Bestehende (Gas-)Kraftwerke verlieren zunehmend ihre Rentabilität Forderungen nach Marktintegration Erneuerbarer Energien in den aktuellen nicht funktionierenden Markt sind daher Unsinn Denn: auch Erneuerbare Energien können sich beim aktuellen Marktdesign nicht refinanzieren => neues Marktdesign muss entwickelt werden Hinweis: bis 2020 sind neue Gaskraftwerke nicht erforderlich. Eine gesetzliche Regelung muss daher frühestens 2014 implementiert sein 39

40 Fazit Bundesregierung muss in eine Richtung agieren möglichst schneller Umstieg auf EE Kleinwasserkraft durch Bestrebungen der Bundesländer im Bestand gefährdet Potenzial der Kleinwasserkraft für Systemstabilität erkennen und nutzen Ehrliche Kosten- und Verteilungsdiskussion Stärkeres Denken in Zeitabschnitten 40