Einsatz von Speichern im Strommarkt

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1 Einsatz von Speichern im Strommarkt BMWi-Speicherkonferenz Berlin, Dr. Jens Kanacher Konzern Forschung & Entwicklung / Energie Systeme & Speicher RWE 10/9/2014 PAGE 1

2 Energiespeicherung ist eine von vier prinzipiellen Optionen zum Ausgleich von Erzeugung und Nachfrage Stromerzeugung Stromverbrauch 230 V 50 Hz mögliche technische Maßnahmen Flexible Stromerzeugung 1 2 Ausbau der Stromnetze Smarte Technologien für Netz und Verbrauch 3 4 Speicherung von Energie Seite 2

3 Speicher in Stromsystemen profitieren von unterschiedlichen Märkten 1 Arbitrage auf dem Day-ahead Markt kaufe billig (off peak) verkaufe teuer (peak) Erlösströme 2 Zusatzerlöse vom Intraday-Markt Ausschöpfen von zusätzlichen Preisdifferenzen 3 Bereitstellen von Systemdienstleistungen Regelenergie (Sekundärregelung, Minutenreserve) Schwarzstart EE-Erzeugungsmanagement/ Engpassmanagement Seite 3

4 Kosten Erlöse und in Mio. Erlöse EUR in (real Mio 2010) EUR (real 2010) Beispiel neue Pumpspeicher: Die wirtschaftliche Perspektive ist mittelfristig sehr begrenzt; Verbesserung ab 2030 möglich Erlösströme für Pumpspeicher Vermarktungsmöglichkeiten sind *) Day ahead Intraday Systemdienstleistungen Speicher kann Sekundärregelung und Minutenreserve anbieten MW / 8h PSP System SDL services Intraday Day-ahead Vermarktung Day ahead Arbitrage ist der wichtigste Erlösstrom Erlöse steigen erst ab 2030 signifikant Aus Portfolio-Überlegungen kann ein einzelnes PSP zwischen den Erlösströmen wechseln 1 0 Spätere Inbetriebnahme verbessert die Wirtschaftlichkeit *) kein Mehrfachverkauf Seite 4

5 Internal rate of return (IRR) real Zentrale Speicher haben für die nahe Zukunft kaum Perspektiven Ab 2030 attraktiv Abhängig von Lernkurven P2G und H2 können nur sehr langfristig unter besonders günstigen Bedingungen wirtschaftlich werden Szenarien CAES kann nur langfristig bei Speicherzeit > 10 h wirtschaftlich werden Batterien in allen Szenarien < -10 % trotz Lernkurven Inbetriebnahme Pumpspeicher (neu) Diabate Adiabate Power-to-Gas Elektrolyse mit H2-Turbine Druckluftspeicher Druckluftspeicher Lithium- Ionen Batterie Technologie Quelle: Frontier Economics, RWE AG, 2013 Seite 5

6 Erst ab einem EE-Anteil von über 50 % werden größere Energiespeicher auf Systemebene erforderlich *) Mit der Energiewende steigender Anteil an EE 20 bis 25 % 35 bis 40 % 50 bis 60 % 75 bis 100 % Was zu tun ist Bestehende PSP weiter betreiben Neue Pumpspeicher Optionen für Standorte offen halten Weitere F&E für optimiertes Anlagendesign Druckluft Prüfen, inwieweit kleinere Einheiten möglich Power-2-Gas Grundlagen F&E mit dem Ziel fundamentaler Kostensenkung Technologiereife steigern heute Relevanz (neuer) Speicher *) Weitere Werttreiber: U. a. Gas- und CO 2 -Preise sowie Grad des Netzausbaus Seite 6

7 Netzausbau ist kostengünstig Speicher sind nicht die erste Wahl zur Integration eines hohen EE-Anteils Niederspannungsnetz typische Situation Netzausbaukosten durch starken PV-Ausbau ca. 60 T, auch bei 600 m Leitungslänge Die Option mit 100 kw/4 h Lithium-Ionen-Batterie wird auch 2050 noch >80 T kosten Mit über 40 a haben Netze mehr als die doppelte Batterielebensdauer Verbrauchssteuerung bei dezentraler Stromerzeugung im Smart Grid begrenzt das Speicherpotenzial zusätzlich Mittelspannungsnetz Ausbaukosten in der Mittelspannung pro kw spezifisch noch günstiger als in der Niederspannung Obwohl die Distanzen größer sind, ergibt sich kein positiver Business Case für Speicher *) Die Batterie wurde in drei typischen Netzsituationen berechnet: Städtischer Bereich, Vorstadt und ländliches Gebiet Seite 7

8 Energiekosten / -preise Sinkende PV-Kosten machen Batteriespeicher interessant > Sorgen wegen zu hoher Strompreise > Persönliche Unabhängigkeit ist gewünscht > Versorgungssicherheit ist (noch) kein Thema > Vorbehalte gegen große Versorger (und andere Institutionen) Kosten der PV-Stromerzeugung Endkundenpreis Großhandelspreis EEG Eigenverbrauch Teilnahme am Großhandel Mögliche Entwicklung, durch PV getrieben Zeit, Jahre > Größte Unsicherheit für den Einsatz lokaler Speicher: a) Zukünftiger regulatorischer Rahmen b) Preise und Eigenschaften zukünftiger stationärer Speicher Seite 8

9 Fazit und was nun zu tun ist Reihenfolge der Attraktivität Volkswirtschaft Investoren Empfohlene Maßnahmen Zentrale Speicher (Transportnetz) PSP weiter betreiben Zukunftsoptionen entwickeln Selektive F&E, z. B. für Druckluftspeicher Dezentrale Speicher (Verteilnetz) Speicherdienstleistungen für den Netzbetrieb entwickeln Speichertechnologien und Interaktion im Netz testen Zu-Hause - Speicher (Kundenanlage) Einbindung in Energiemanagement mit hohem Nutzen für Kunden und Netzbetrieb Zukünftige Regulierung beachten! Politik/Regulierung muss Volkswirtschaft und Investorensicht in Einklang bringen Alle Flexibilitätsoptionen gleichberechtigt im Kostenwettbewerb halten F&E muss Speicherperformance optimieren und Kosten senken Seite 9

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