Stromspeicher. Potential für großtechnische Speicher in Deutschland Ergebnisse einer Stromsystemmodellierung. Dipl.-Ing.

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1 Technische Universität München Stromspeicher Potential für großtechnische Speicher in Deutschland Ergebnisse einer Stromsystemmodellierung Dipl.-Ing. Maximilian Kühne VDE AK Energietechnik München, 24. Mai 212

2 Gliederung 1. Stromsysteme mit hohen Anteilen an erneuerbaren Energien 2. Großtechnische Speichertechnologien 3. Modellierung des Kraftwerks- und Speicherausbaus 4. Szenarien zum Potential großtechnischer Speicher in Deutschland 5. Fazit 2

3 1. Stromsysteme mit hohen Anteilen an EE Fluktuierende Erzeugung in DE Situation 211 Wind+PV Verbrauch Verbrauch abzgl. Wind und PV 8 7 Anteil Wind u. PV: 9% 6 Leistung in GW Quellen: ENTSO-E April B12 Quelle: Kuhn, P.: Speicherbedarf im Stromsystem der Zukunft. Energiewirtschaftliches Seminar am,

4 1. Stromsysteme mit hohen Anteilen an EE Fluktuierende Erzeugung in DE Mögliche Situation 23 Wind+PV Verbrauch Verbrauch abzgl. Wind und PV 1 8 Anteil Wind u. PV: 56% 6 Leistung in GW Quellen: ENTSO-E; BMU Annahmen für 23 (BMU 21): PV 23 ca. 63 GW Wind_ON 23 ca. 38 GW Wind_OFF 23 ca. 25 GW April B12 Quelle: Kuhn, P.: Speicherbedarf im Stromsystem der Zukunft. Energiewirtschaftliches Seminar am,

5 1. Stromsysteme mit hohen Anteilen an EE Integration erneuerbarer Überschüsse in das Stromsystem Ausbau der Erneuerbaren Energien (EE) wachsende Anteile fluktuierender Stromerzeugung Verringerung der Residuallast und der Ausnutzungsdauern konv. Kraftwerke Zeitpunkte mit Überangebot an elektrischer Energie nehmen zu Integration der EE erfordert Flexibilisierung des Stromsystems Ausbau von Stromnetzen örtliche Entkopplung von Stromerzeugung und verbrauch relativ geringe Verluste sowohl Verteil- und Übertragungsnetze in Deutschland als auch Übertragungsnetze innerhalb Europas Ausbau von Energiespeichern zeitliche Entkopplung von Stromerzeugung und verbrauch je nach Technologie teilweise hohe Verluste zentral und dezentral, erzeuger- und verbraucherseitig 5

6 1. Stromsysteme mit hohen Anteilen an EE Großtechnische Energiespeicherung Focus großtechnische Energiespeicherung zentral und erzeugerseitig Reduktion der Kosten der Stromerzeugung durch Peak-Shaving Residuallast Substitution von Spitzenkraftwerken Integration von EE-Überschüssen Integration überschüssiger EE-Erzeugung Bereitstellung von Regelleistung installierte Speicherleistung liefert Beitrag zur Versorgungssicherheit 61246B11 Wirtschaftliches Potential für großtechnische Speicher Welche Speichertechnologien sind am besten geeignet? Wie viele Speicherkapazitäten werden benötigt? Von welchen Rahmenbedingungen hängt das Potential für Speicher ab? 6

7 2. Großtechnische Speichertechnologien Großtechnische Speichertechnologien Pumpspeicherwerke Adiabate Druckluftspeicher Wasserstoffspeicher Quelle: Quelle: Vattenfall Quelle: RWE Laden: Pumpe Laden: Kompressor Laden: Elektrolyseur / Kompressor Entladen: Turbine Entladen: Heißluftturbine Entladen: GuD-Kraftwerk Speicher: Wasserreservoir Speicher: Kaverne / Wärmespeicher Speicher: Kaverne vol. Dichte 1) :,7 kwh/m³ vol. Dichte 1) : 2,9 kwh/m³ vol. Dichte 1) : 163 kwh/m³ Bestand: 25 PSW 6,5 GW Turb.-leistung 77 GWh Kapazität Bestand: - Bestand: - Wirkungsgrad: bis zu 8 % Wirkungsgrad: bis zu 7 % Wirkungsgrad: ca. 4 % 1) Quelle: VDE-Studie Energiespeicher in Stromversorgungssystemen mit hohem Anteil erneuerbarer Energieträger, 29. 7

8 2. Großtechnische Speichertechnologien Methanisierung von Wasserstoff Power-to-Gas Infrastruktur für Speicherung und Transport von Methan ist bereits vorhanden Einspeisung von H 2 in das Erdgasnetz derzeit auf 5 Vol.-% begrenzt volumetrische Energiedichte von Methan etwa 3-mal höher als von H 2 Quelle: Power-to-Gas Strom > Elektrolyse > Methanisierung > Methan Wirkungsgrad ~ 52 % Power-to-Gas-to-Power Strom > Elektrolyse > Methanisierung > Methan > Speicherung > Rückverstromung (GuD) > Strom Wirkungsgrad ~ 3 % Methan-Nutzung ermöglicht einfache Erhöhung des EE-Anteils auch in anderen Sektoren (z. B. Wärme, Verkehr) Wirkungsgrad 7-8 Prozentpunkte niedriger als bei H 2 -GuD-Speicher höhere Kosten durch zusätzliche Anlagen zur Methanproduktion wird möglichst reines und trockenes CO 2 benötigt mögliche CO 2 -Bezugsquellen: CCS-Kraftwerke, Zement- und Stahlwerke, Biogasanlagen, Luftfilterung Quelle: Leitl, M.: Untersuchung von Verfahren zur gasförmigen Speicherung elektrischer Energie in der bestehenden Erdgasinfrastruktur. Bachelorarbeit am, TU München,

9 2. Großtechnische Speichertechnologien PSW-Bestand in Deutschland Pumpspeicherwerke in Deutschland Bestand heute Speichernutzungsgrad in % MWh 57 MWh Quellen: dena-studie PSW - Integration EE, 21. PSW-Bestand B Turbinenleistung in MW 9

10 2. Großtechnische Speichertechnologien PSW-Bestand in Deutschland und geplante Projekte 1 9 Pumpspeicherwerke in Deutschland 8 Bestand heute inkl. Planung bis 22 Speichernutzungsgrad in % MWh 43 MWh Quellen: dena-studie PSW - Integration EE, 21; E.ON. PSW-Bestand in Planung D Turbinenleistung in MW 1

11 3. Modellierung des Kraftwerks- und Speicherausbaus Zielsetzung des Projekts KW21 BY 1 E Forschungsinitiative Kraftwerke des 21. Jahrhunderts (KW21) Gemeinsame Förderlinie der Länder Baden-Württemberg und Bayern Projekt BY 1 E, Arbeitsgruppe Energiewirtschaft, 1/29 12/211 Integration und Bewertung erzeuger- und verbraucherseitiger Energiespeicher Förderung: StMWFK, StMWIVT, Klimaprogramm Bayern 22 Industriepartner: E.ON Energie AG Zielsetzung Ermittlung wirtschaftlich sinnvoller Potentiale von Energiespeichern Bestimmung des optimalen Einsatzes und Ausbaus von Kraftwerken und Speichern volkswirtschaftliches und kostenbasiertes Modell Analyse der Einflüsse von Elektromobilität, Demand Side Management und Stromexport DSM Einsatz- und Ausbauoptimierung Kraftwerke und Speicher Elektromobilität Ausland IfE, 48286D11 11

12 3. Modellierung des Kraftwerks- und Speicherausbaus Methodischer Ansatz des Optimierungsmodells IMAKUS Ausbaubedarf verfügbare Leistung ideales Netz (Kupferplatte) verfügbare Leistung keine Betrachtung von Regelleistung 12

13 Szenarienüberblick und Rahmenbedingungen Szenario 8/minus15 - Bonus5 sinkender Strombedarf (-15 % bis 25) Szenario 8/minus15 - Bonus sinkender Strombedarf (-15 % bis 25) Szenario 6/plus3 - Bonus5 steigender Strombedarf (+3 % bis 25) 8 % Anteil der EE am Bruttostromverbrauch im Jahr 25 8 % Anteil der EE am Bruttostromverbrauch im Jahr 25 6 % Anteil der EE am Bruttostromverbrauch im Jahr 25 Investitionskostenbonus für Speicher 5 % Kein Investitionskostenbonus für Speicher Investitionskostenbonus für Speicher 5 % Allgemeine Rahmenbedingungen Kernenergielaufzeiten laut 13. AtGÄndG vom Zubau von CCS-Kraftwerken wird nicht zugelassen Vorgabe von CO 2 -Zertifikatspreisen PSW ab 21, AA-CAES ab 22 und H 2 -GuD ab 225 verfügbar 13

14 Szenarienüberblick und Rahmenbedingungen Szenario 8/minus15 - Bonus5 sinkender Strombedarf (-15 % bis 25) Szenario 8/minus15 - Bonus sinkender Strombedarf (-15 % bis 25) Szenario 6/plus3 - Bonus5 steigender Strombedarf (+3 % bis 25) 8 % Anteil der EE am Bruttostromverbrauch im Jahr 25 8 % Anteil der EE am Bruttostromverbrauch im Jahr 25 6 % Anteil der EE am Bruttostromverbrauch im Jahr 25 Investitionskostenbonus für Speicher 5 % Kein Investitionskostenbonus für Speicher Investitionskostenbonus für Speicher 5 % Allgemeine Rahmenbedingungen Kernenergielaufzeiten laut 13. AtGÄndG vom Zubau von CCS-Kraftwerken wird nicht zugelassen Vorgabe von CO 2 -Zertifikatspreisen PSW ab 21, AA-CAES ab 22 und H 2 -GuD ab 225 verfügbar 14

15 8/minus15 - Bonus5: EE-Erzeugung und Residuallast 6 5 EE - Nicht integrierbar PV Stromerzeugung in TWh Wind - Offshore Wind - Onshore Wasserkraft KWK Geothermie B Biomasse Residuale Last Jahr nicht integrierbare Überschüsse im Jahr 25: 44 TWh 15

16 8/minus15 - Bonus5: Stromerzeugung Stromerzeugung in TWh IfE, 48318D Jahr EE - Nicht integrierbar Speicher PV Wind - Offshore Wind - Onshore Wasserkraft KWK Geothermie Biomasse Heizöl GT GuD SK konv. SK-7 C BK konv. BK-7 C Kernenergie nicht integrierbare Überschüsse im Jahr 25: 3 TWh 16

17 8/minus15 - Bonus5: Entwicklung des Kraftwerksparks B12 Heizöl installierte Gesamtleistung in GW GT GuD SK-7 C SK konv. BK-7 C BK konv. 1 Kernenergie Jahr 17

18 8/minus15 - Bonus5: Speicherausbau - Ladeleistung Installierte Ladeleistung in MW B12 H2-GuD AA-CAES PSW PSW Bestand Jahr 18

19 8/minus15 - Bonus5: Speicherausbau - Entladeleistung Installierte Entladeleistung in MW B12 H2-GuD AA-CAES PSW PSW Bestand Jahr 19

20 8/minus15 - Bonus5: Speicherausbau - Kapazität B12 Speicherkapazität in GWh H2-GuD AA-CAES PSW PSW Bestand Jahr 2

21 8/minus15 - Bonus5: Vollzyklen der Speicher 18 IfE, 48327B Vollzyklen 1 8 PSW Bestand PSW AA-CAES H2-GuD Jahr 21

22 Szenarienüberblick und Rahmenbedingungen Szenario 8/minus15 - Bonus5 sinkender Strombedarf (-15 % bis 25) Szenario 8/minus15 - Bonus sinkender Strombedarf (-15 % bis 25) Szenario 6/plus3 - Bonus5 steigender Strombedarf (+3 % bis 25) 8 % Anteil der EE am Bruttostromverbrauch im Jahr 25 8 % Anteil der EE am Bruttostromverbrauch im Jahr 25 6 % Anteil der EE am Bruttostromverbrauch im Jahr 25 Investitionskostenbonus für Speicher 5 % Kein Investitionskostenbonus für Speicher Investitionskostenbonus für Speicher 5 % Allgemeine Rahmenbedingungen Kernenergielaufzeiten laut 13. AtGÄndG vom Zubau von CCS-Kraftwerken wird nicht zugelassen Vorgabe von CO 2 -Zertifikatspreisen PSW ab 21, AA-CAES ab 22 und H 2 -GuD ab 225 verfügbar 22

23 8/minus15 - Bonus: EE-Erzeugung und Residuallast 6 5 EE - Nicht integrierbar PV Stromerzeugung in TWh Wind - Offshore Wind - Onshore Wasserkraft KWK Geothermie B Biomasse Residuale Last Jahr nicht integrierbare Überschüsse im Jahr 25: 44 TWh 23

24 8/minus15 - Bonus: Stromerzeugung Stromerzeugung in TWh B Jahr EE - Nicht integrierbar Speicher PV Wind - Offshore Wind - Onshore Wasserkraft KWK Geothermie Biomasse Heizöl GT GuD SK konv. SK-7 C BK konv. BK-7 C Kernenergie nicht integrierbare Überschüsse im Jahr 25: 15 TWh 24

25 8/minus15 - Bonus: Speicherausbau - Kapazität B12 Speicherkapazität in GWh H2-GuD AA-CAES PSW PSW Bestand Jahr 25

26 Szenarienüberblick und Rahmenbedingungen Szenario 8/minus15 - Bonus5 sinkender Strombedarf (-15 % bis 25) Szenario 8/minus15 - Bonus sinkender Strombedarf (-15 % bis 25) Szenario 6/plus3 - Bonus5 steigender Strombedarf (+3 % bis 25) 8 % Anteil der EE am Bruttostromverbrauch im Jahr 25 8 % Anteil der EE am Bruttostromverbrauch im Jahr 25 6 % Anteil der EE am Bruttostromverbrauch im Jahr 25 Investitionskostenbonus für Speicher 5 % Kein Investitionskostenbonus für Speicher Investitionskostenbonus für Speicher 5 % Allgemeine Rahmenbedingungen Kernenergielaufzeiten laut 13. AtGÄndG vom Zubau von CCS-Kraftwerken wird nicht zugelassen Vorgabe von CO 2 -Zertifikatspreisen PSW ab 21, AA-CAES ab 22 und H 2 -GuD ab 225 verfügbar 26

27 6/plus3 - Bonus5: EE-Erzeugung und Residuallast Stromerzeugung in TWh EE - Nicht integrierbar PV Wind - Offshore Wind - Onshore Wasserkraft KWK Geothermie B12 Biomasse Residuale Last Jahr nicht integrierbare Überschüsse im Jahr 25: 1 TWh 27

28 6/plus3 - Bonus5: Stromerzeugung Stromerzeugung in TWh B Jahr EE - Nicht integrierbar Speicher PV Wind - Offshore Wind - Onshore Wasserkraft KWK Geothermie Biomasse Heizöl GT GuD SK konv. SK-7 C BK konv. BK-7 C Kernenergie nicht integrierbare Überschüsse im Jahr 25: 3 TWh 28

29 6/plus3 - Bonus5: Speicherausbau - Kapazität B12 Speicherkapazität in GWh H2-GuD AA-CAES PSW PSW Bestand Jahr 29

30 Szenarienvergleich Neubauspeicher im Jahr 25 8/minus15 - Bonus5 8/minus15 - Bonus 6/plus3 - Bonus Ladeleistung in GW Kapazität in TWh 8/minus15 - Bonus5 8/minus15 - Bonus 6/plus3 - Bonus5 Neubauspeicher im Jahr 25 PSW AA-CAES H2-GuD Entladeleistung in GW 61296B12 3

31 5. Fazit Integration der gesetzten Einspeisung aus EE und KWK Maßgeblicher Treiber für den Ausbau großtechnischer Energiespeicher sind hohe Überschüsse aus EE und KWK. Wirtschaftlicher Speicherausbau führt jedoch nicht zur vollständigen Integration der Überschüsse. Charakteristik des wirtschaftlichen Speicherpotentials Bis zum Jahr 25 werden je nach Szenario Kapazitäten im einstelligen TWh- Bereich und Leistungen im zweistelligen GW-Bereich installiert. Die Kapazitäten liegen damit um Größenordnungen über dem heutigen Bestand. Es wird deutlich mehr Lade- als Entladeleistung installiert. Integration großer Überschussmengen ist nur mit Wasserstoffspeichern wirtschaftlich darstellbar; andererseits ergibt sich bei geringeren EE-Anteilen kein wirtschaftliches Potential für Wasserstoffspeicher. Ohne die Annahme zusätzlicher Erlösmöglichkeiten auf dem Regelenergiemarkt bietet sich ein zeitlich verzögertes und deutlich niedrigeres Potential für Speicherausbau. 31

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