Technische und rechtliche Voraussetzungen für einen wirtschaftlichen, allmählichen Übergang in eine erneuerbare Energieversorgung

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1 Technische und rechtliche Voraussetzungen für einen wirtschaftlichen, allmählichen Übergang in eine erneuerbare Energieversorgung Jörg Müller, ENERTRAG

2 Energiewende Phase 1 bis 30% Erneuerbare Energie im Netz: Einfach einspeisen Bedingt durch die ca Vollastunden aus EE erreicht die installierte EE-Leistung bei ca. 30% die Spitzenlast im Netz teilweise muß EE bereits abgeregelt werden. Netzausbau ist eine Lösung. EE-Produktion bis ca. 150 TWh Phase 2 30%...80% Erneuerbare Energie im Netz: Marktdurchdringung Der Erzeugung aus EE steht fast zu jeder Zeit ein geringerer Strombedarf gegenüber. Die installierte EE-Leistung erreicht ein Mehrfaches der Spitzenlast. Strom drängt in den Wärme- und Treibstoffmarkt. Stromlücken werden aus fossilen Quellen gedeckt. Weiterer Netzausbau wird schnell unnütz. EE-Produktion bis ca TWh Phase % Erneuerbare Energie im Netz: Stromspeicher Die installierte EE-Leistung erreicht fast das zehnfache der Spitzenlast. Anstelle fossilen Quellen entstehen Stromspeichersysteme. EE-Produktion bis ca TWh

3 Phase 1 Einfach einspeisen ist Geschichte

4 Phase 2 - Marktdurchdringung Die reine Verlagerung des EE-Strom-Angebots in bedarfsstarke Zeiten führt zu unsinnig teueren Speicher- und Rückverstromungslösungen. Kombi- oder Hybridkraftwerken verbinden Stromverbrauch mit dem gesamten Energieverbrauch über speicherbare Energieträger. Kurzzeit- Energieträgermarkt: Treibstoffe und Wärme fossile Quellen oder Strommarkt Wind Last

5 Phase 3 - Stromspeicher hat noch viel Zeit Die Stromspeicherdiskussion heute ist unsinnig. Es gibt mehr als genug Strom. Aber das Öl geht zur Neige Europa zahlt zuviel für Energieimporte. Nur mit EE können wir das lösen.

6 Optimierung durch Speicher Speicherkosten hängen stark von der Benutzungshäufigkeit/Speicherdauer ab Ideale Speicher kosten nichts, weil sie vorhanden sind oder sowieso da, z.b.: - Akkumulatoren von Elektrofahrzeugen als Kurzzeitspeicher - Gebäude sind als Wärmespeicher gut im Mehrtagesbereich - Wasserstoff im Erdgasnetz ist ein optimale Langzeitspeicher Speicherkosten in Abhängigkeit von der Benutzungshäufigkeit 0,8 0,7 0,6 0,5 Superkondensatoren Schwungradspeicher Akkumulatoren (Pb) Akkumulatoren (Li) im Automobil Pumpspeicher, 250 m Fallhöhe Druckluftspeicher, 60 bar, 150 MW Wasserstoff im Erdgasnetz 0,4 0,3 0,2 0,1 0 jährlich monatlich wöchentlich täglich stündlich minütlich

7 EE-Strom TWh EE in 2020: 6 TWh Geo - 1 GW 30 TWh Wasser - 5 GW 40 TWh Solar - 40 GW 50 TWh Bio - 8 GW 150 TWh Wind - 60 GW Gesamt GW

8 Bisherige Denkrichtungen sind im Stromsektor gefangen - Pumpspeicher - Transports = Netzausbau + Export -SDL - regelbare Biomasse - Atom+Kohle: 36 GW weniger Grundlast - Gaskraftwerke: 9 GW mehr Spitzenlast - Erzeugungsmanagement - Verbrauchermanagement reichen maximal bis 2020

9 Das gesamte Energiesystem betrachten 253 TWh Primärenergieverbrauch 426 TWh TWh 992 TWh davon je 2/3 Verluste bzw. einsparbar: - Kühltürme - Brennstoffzelle statt Verbrennungsmotor - Dämmung 871 TWh Mineralöl Erdgas Kohle Kernkraft EE

10 Lösung: Treibstoff + Wärme Erneuerbare Energien werden im gesamten Energiesystem gebraucht. Die Aufgabe lautet nicht nur Netzintegration, sondern Systemintegration. Erneuerbare Energie ersetzt den teuersten aller Energieträger: Erdöl. Heute Kraftwerksverluste 1000 TWh 300 TWh - Verkehr 1000 TWh 500 TWh 300 TWh Heizung, Ind.wärme 1400 TWh 800 TWh 500 TWh Strom 600 TWh 550 TWh 500 TWh

11 Gesamtsystem oder Netzausbau? EE führen zu VIEL mehr Erzeugungsleistung als Netzlast Faktor 4 Faktor 10 Fossil EE Strom EE Strom/Treibstoff/Wärme Bedarf 6000 Vlh 6000 Vlh 6000 Vlh Erzeugung 6000 Vlh/80 GW 1500 Vlh*/320 GW 1500 Vlh*/800 GW Last Min/Max 30/80 GW 30/80 30/800 Energiemenge 480 TWh 480 TWh 1200 TWh Ohne neue Verbraucher (PtH, PtG) ist die Energiewende unmöglich. Ab 25% EE kommt es zwangsweise zur Überproduktion an Strom, unabhängig vom Netz. Netzausbau kann und soll lokale Energieflüsse verbessern und ist dafür wichtig. Er hilft aber grundsätzlich nicht weit über 25% EE hinaus! Einzig denkbare Lösung für weiteren EE-Ausbau: MEHR Verbraucher andere Märkte Das ist der Hintergrund für PtH und PtG. Das ist die einzige Lösung für die Energiewende. Das ist zugleich der Weg hin zur Marktdurchdringung der EE: Strom, Treibstoff und Wärme.

12 Was ist, wenn kein Wind weht? EE führen zu VIEL mehr Erzeugungsleistung als Netzlast Faktor 4 Faktor 10 Fossil EE Strom EE Strom/Treibstoff/Wärme Bedarf 6000 Vlh 6000 Vlh 6000 Vlh Erzeugung 6000 Vlh/80 GW 1500 Vlh*/320 GW 1500 Vlh*/800 GW Last Min/Max 30/80 GW 30/80 30/800 Energiemenge 480 TWh 480 TWh 1200 TWh Hohe Energieanteil EE bedingen bis zu 10-fache Leistungserhöhung. Der größte Teil dieser Leistung geht in Gas und Wärme über. Sockel von 5-10% dieser Leistung praktisch immer verfügbar: deckt die Stromversorgung ab. Stromlücke kleiner 5% und kann leicht durch KWK (auf H2-Basis) gedeckt werden. Übergangsphase: Kosten für die doppelte Systemvorhaltung: EE und Fossil. Diese sind insgesamt um so kleiner, je schneller die Transformation geht. *gewichteter Mittelwert aus 3000 Wind und 1000 PV

13 Hybridkraftwerk

14 Hybridkraftwerk: 80% H2 Optimum Optimierung: Veränderung von 50% auf 80% Elektrolyseleistung erhöht die Vollaststunden im Netz auf (85% Wirkgrad Elektrolyse). 48% Netzeinspeisung 45% H2-Produktion 7% Verlust 73% Netzeinspeisung 23% H2-Produktion 4% Verlust 47% Netzeinspeisung 45% H2-Produktion 8% Verlust 41% Netzeinspeisung 50% H2-Produktion 9% Verlust

15 Hybridkraftwerk: Kosten Kosten Hybridkraftwerk, Mio. Kosten, ct/ kwh* im Kosten- Hybridkraftwersenkungspotential erreichbare Kosten, ct/kwh mittlerer Zinsaufwand bei 5% Zins Komponente Lebensdauer, Jahre Kostensenkung durch Elektrolyseanlage 40 1,1 3,4 75% Serien 0,9 0,86 Kompressor 200 bar 20 0,3 1,9 75% mehr Leistung 0,5 0,23 Wasserstoffspeicher 40 bar 60 1,1 2,3 67% mehr Druck, Kavernen 0,8 1,15 Wasserstoffaufbereitung, Kühlung 20 0,2 1,3 50% größere Anlagen 0,6 0,31 Montage, Lieferung 30 0,4 1,7 75% größere Anlagen 0,4 0,31 Steuerung 20 0,3 1,9 90% Entwicklungskosten einmalig 0,2 0,09 Gebäude 50 0,6 1,5 70% Leichtbau oder im Turm 0,5 0,56 Planungskosten 50 0,6 1,5 90% Standards 0,2 0,19 Betriebskosten 1 0,1 12,5 85% weniger Personal pro MW 1,9 Kosten Windstrom Neuanlagen bzw. Altanlagen 9,0 5,5 Gesamtkosten 36,9 11,3 3,7 Gesamtkosten incl. Zinsen k.a. (Förderprojekt) 15,0 6,00 /kg H2 Die Kosten pro kwh ergeben sich aus der Investition, zu teilen durch (2000 Betriebsstunden x 500 kw * Lebensdauer * 80% Wirkunngsgrad)

16 Hybridkraftwerk: Entwicklung 800 GW 600 GW 400 GW PV-Leistung Windleistung EE-Stromverbrauch Stromverbrauch Elektrolyse PV-Ernte Windernte 1600 TWh 1200 TWh 800 TWh 200 GW 400 TWh 0 GW -200 GW TWh -400 TWh -400 GW -800 TWh -600 GW TWh -800 GW TWh

17 Gaseinspeisung Windwasserstoff und Biomethan im Gasnetz sorgt für - Verstetigung - Speicherung - Transport Im Zusammenspiel von Windenergie, Biogas (für Windlücken) und Wasserstoff ergibt sich ein vollständig bedarfsgerechtes Profil. 100 Jahre Erfahrung mit Stadtgas: 55% H2 + CO + CH4 + N2+ CO2

18 Gaseinspeisung: Potenziale Das Gasnetz bietet mit seinen Speichern ein bestehendes Potenzial für Erneuerbare Energien, das ökonomisch dem Aufbau neuer Infrastrukturen vorzuziehen ist. In Deutschland betriebene Kavernenund Porenspeicher haben ein Volumen von 300 TWh (CH4), viele weitere Projekte sind geplant. Die Tragfähigkeit einer Gasleitung Bildquellen: Leuschner/GASAG beträgt MW (CH4) gegenüber der Tragfähigkeit von MW pro 400-kV-Drehstromsystem.

19 Energiesystem und Wirkungsgrad Windgas nutzt 90% der Windenergie für bedarfsgerechten Strom, Treibstoff und Wärme Wasserstoff als Brenngas für Industrie und Heizung; 14% Nicht nutzbare Abwärme der Elektrolyse; 6% nicht nutzbare Abwärme der Rückvertromung von Windgas; 1% Transportverluste; 3% Wasserstoff als Treibstoff für Fahrzeuge; 26% Windstrom zur Netzeinspeisung; 40% nutzbare Abwärme der Rückvertromung von Windgas; 1% Nutzbare Abwärme der Elektrolyse; 6% Strom aus Rückvertromung von Windgas in Engpaßzeiten; 2%

20 Systemintegration Kombi- oder Hybridkraftwerke wirken als flexible erneuerbare Kraftwerkseinheiten. Versorgungssicherheit - Speicherung über erneuerbare Energieträger (H2, CH4) - Netzstabilität und wirksames Lastmanagement durch Energieträgerproduktion - Importunabhängigkeit Wirtschaftlichkeit - Windstrom und Sonnenstrom sind wirtschaftlich - Gasleitungen statt teuerem unpopulärem Netzausbau - H2-Autos verbrauchen unter 1 kg H2 pro 100 km (30 kwh für ca. 5 8 Euro) Umweltverträglichkeit - Erneuerbare Kraftstoffe - Nutzung vorhandener Netze und Speicher (Gas, Fahrzeuge, Wärme, Gebäude) - vollständige Substitution fossiler Energie Systemintegration ist viel mehr als Netzintegration

21 Technische Voraussetzungen Kombi- oder Hybridkraftwerke mit Energieträgerproduktion und Wärmenutzung Lokale Einspeisenetze zur Kopplung der Erzeugung auf niedrigem Vlh-Niveau Power-to-gas (Wasserstoff) Power-to-heat (Stromheizung bzw. -kühlung mit Speicher) Wasserstofffahrzeuge mit H2-Brennstoffzelle + Akku H2-Tankstellen Gaseinspeisung (Biogas, H2) Irrwege: Teuere Stromspeicher (Akku, viele neue Pumpspeicher, Druckluftspeicher) Überdimensionierter Netzausbau (Netz braucht > 5000 Vollaststunden)

22 Rechtliche Voraussetzungen EEG mit Mindestvergütung und Abnahmepflicht fortsetzen - EEG = Sicherheit = minimale Kosten - EEG ist ein EE-Kapazitätsmarkt! EEG-Umlage = Kapazitätsentgelt - allmählicher Übergang zu technologieunabhängigem an Vollaststunden gekoppelten Vergütungssatz bemessen in ct/kwh je Vollaststunden - EEG-Umlagebefreiung für Grünstromprodukte statt Großverbraucher (keine Marktprämie) - Netzentgelt für Einspeisenetze von ca. 0,5 ct/kwh (bei 400-kV-Anbindung) Power-to-gas = Einführung von Markt in die EE Brennstoffzellenfahrzeuge fördern! Gaseinspeisung H2 regeln, Gas-EEG Anrechenbarkeit von Windgas auf Flottenwerte im Autosektor Power-to-heat Spitzenstromnutzung für Heizung nutzbar machen, Anerkennung als Lastregelung (Umlage-, Netzentgelt-, Steuerbefreiungen)

23 Strommarktdesign Markt bei EE-Strom ist, solange es fossilen Strom ohne Einschluß der Folgekosten noch gibt, nicht möglich. Man kann mit Nachhaltigkeit nicht gegen Raubbau bestehen. Es ist aber billiger, per EEG Nachhaltigkeit vorrangig zu bezahlen, als den Raubbau zu verteuern. Wer Markt für Erneuerbare Energie will, verkennt, daß aktuell alle Einspeiser vom EEG in den Mindestlohn gezwungen werden. Markt nimmt Sicherheit und wird teurer. 1. Strompreis = + Leistungspreis (Netze, Regelung, Notreserve), /kw + EEG-Umlage NEU (Investitionsrefinanzierung EE), /kwh + EEG-Umlage ALT (Bestandsanlagen), /kwh + Börsenstrompreis (entspricht Betriebskosten EE bzw. fossile Stromkosten), /kwh + Vertriebskosten, /kwh + Steuern % 2. KEINE Einstufung Power-to-Gas als Letztverbraucher = Befreiung von Netznutzungsentgelten, EEG-Umlage, Stromsteuer 3. Härtefallregelung so gestalten, daß Power-to-Gas sinnvoll wird 4. 4fach-Counting für Windgas (in deutsches Recht umsetzen: die vom EU-Parlament am in erster Lesung bestätigte Neuregelung der EU-Richtlinie 2009/28/EG mit der vorgesehene Maßnahme, bei der Berechnung der Biokraftstoffquote den Beitrag von erneuerbaren flüssigen oder gasförmigen Brennstoffen nicht biologischer Herkunft mit dem Vierfachen ihres Energiegehalts anzusetzen) 5. Systemintegrationsbonus in Höhe von 50% der EEG-Marktprämie für Power-to-Gas pro kwh 6. Diskriminierungsfreier Zugang zu Regelenergiemärkten durch EE

24 Flächenerträge

25 Wirkungsgrad Wieviel Prozent der Sonnenenergie kommen in der Steckdose an? 40% Windkraft 20% >0,1% 1% Photovoltaik Kohle, Öl, Gas Biomasse