Abschlussbericht. ( kurz: NNE-Pumpspeicher)

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1 # Untersuchung der elektrizitätswirtschaftlichen und energiepolitischen Auswirkungen der Erhebung von Netznutzungsentgelten für den Speicherstrombezug von Pumpspeicherwerken ( kurz: NNE-Pumpspeicher) Abschlussbericht

2 Abschlussbericht, Elektrizitätswirtschaftliche und energiepolitische Auswirkungen der Erhebung von Netznutzungsentgelten für den Speicherstrombezug von Pumpspeicherwerken (kurz: NNE-Pumpspeicher) an Vattenfall Europe Transmission GmbH (VE-T) Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena) Bereich Regenerative Energien Chausseestraße 128a Berlin Tel: +49 (0) Fax: +49 (0) Berlin, Seite 1 von 114

3 Bildquelle, Foto auf der Titelseite: Tobias Rosenbaum

4 Titel der Studie Stand Untersuchung der elektrizitätswirtschaftlichen und energiepolitischen Auswirkungen der Erhebung von Netznutzungsentgelten für den Speicherstrombezug von Pumpspeicherwerken ( kurz: NNE-Pumpspeicher) Abschlussbericht Datum Version Autoren NNE-PSW Abschlussbericht_ Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena), Bereich Regenerative Energien: Tiedemann, Albrecht (Projektleitung) Srikandam, Chanthira Kreutzkamp, Paul Technische Universität München, Lehrstuhl für Energiewirtschaft und Anwendungstechnik, Prof. Dr.-Ing. U. Wagner: Roth, Hans Gohla-Neudecker, Bodo Kuhn, Philipp Auftraggeber Vattenfall Europe Transmission GmbH (VE-T) Seite 2 von 114

5 Inhaltsverzeichnis 1 Die wichtigsten Ergebnisse der Studie Aufgabenstellung Einsatz von Pumpspeicherwerken unter Berücksichtigung ihrer Aufgaben für die Systemsicherheit Allgemeines technisches Funktionsprinzip von Pumpspeicherwerken Bereitstellung von Regelenergie Lastglättung Ausgleich fluktuierender Stromeinspeisung aus Wind und Photovoltaik (PV) Entlastung der Stromnetze und Verhinderung von Netzengpässen PSW-Einsatz zur Spannungshaltung und Blindleistungsregelung Exkurs: Großstörung im UCTE-Verbundnetz am Ablauf der Ereignisse Teilnetzbetrieb im nordöstlichen Teilnetz (Bereich II) Situation in der Regelzone der VE-T Rolle der Pumpspeicherwerke im westlichen Teilnetz Fazit Schwarzstartfähigkeit und Netzwiederaufbau Strategie des Netzwiederaufbaus Schwarzstartfähige Kraftwerke zum Netzwiederaufbau Netzwiederaufbaustrategien für die Regelzone der VE-T Analyse politischer Ziele zur Bedeutung von elektrischen Speichern in der Energieversorgung Entwicklung der installierten Leistung der fluktuierenden Erneuerbaren Energien Wind und PV und Speicherbedarf Bedeutung von elektrischen Energiespeichern in der aktuellen Bundespolitik und Ressortforschung Integriertes Energie- und Klimaprogramm der Bundesregierung Elektrische Energiespeicher in der aktuellen Ausrichtung der Ressortforschung Zusammenfassung Bedeutung von elektrischen Energiespeichern für die Europäische Union Zielsetzung Seite 3 von 114

6 4.3.2 Speicherforschung Fazit Einfluss der Netznutzungsentgelte auf die Investition in Speichertechnologien Identifizierung von elektrischen Energiespeichern für die Speicherung von fluktuierender Einspeisung Methodik und Annahmen Ergebnisse Qualitative Betrachtung der elektrizitätswirtschaftlichen Wirkung der Erhebung von Netznutzungsentgelten für Pumpstrom Neue Kostensituation der Übertragungsnetzbetreiber und Pumpspeicherwerke Grundsätzliche Auswirkungen auf die Bietersituation und Kosten für Regelenergie Quantifizierung der elektrizitätswirtschaftlichen Wirkung der Erhebung von Netznutzungsentgelten für Pumpstrom Methodik des Simulationsmodells Integration von Pumpspeicherwerken Eingangsdaten als Berechnungsgrundlage für das Simulationsmodell Auswertung der Simulationsergebnisse Ergebnis der Simulation I (keine NNE für PSW): Referenzgrundlage als Bezugsgröße für weitere Simulationen Ergebnisauswertung der Simulation II (volle Beaufschlagung des Pumpstroms mit NNE) Ergebnisauswertung der Simulation III (1/2 NNE) Ergebnisauswertung der Simulation IV (DE: NNE, Ausland: keine NNE) Zusammengefasste Vergleichsgrößen der Simulationsszenarien Zusammenfassende Darstellung der Auswirkungen von NNE auf den PSW-Betrieb Literaturverzeichnis Anhang A. Vorsatzzeichen B. Energie - Umrechnungsfaktoren C. Energieeinheiten D. Externe Vorgaben und Rahmenbedingungen des Simulationsmodells der TU München E. Speicher in Deutschland und im benachbarten Ausland Seite 4 von 114

7 Abbildungsverzeichnis Abbildung 1: Schematische Darstellung eines Pumpspeicherwerks (Quelle: Jerin, A., 2005, S.5) Abbildung 2: Überschlägige Zusammensetzung des Speichernutzungsgrads (Eigene Darstellung auf Basis von Giesecke, J.; Mosonyi, E., 2005, S.649) Abbildung 3: Vorzuhaltende Regelleistungsarten der ÜNB (Quelle: 22 Abbildung 4: Darstellung des PSW Beitrags zur Kostenreduktion anhand der Merit-Order-Kurve (Quelle: eigene Darstellung) Abbildung 5: Gegenüberstellung von Erzeugung, Netzlast, Verlusten und sonstigen Austauschleistungen für die untersuchten Szenarien in 2015 (Quelle: dena, 2005) Abbildung 6: Betriebskennlinie eines Synchrongenerators [vereinfachte Darstellung auf Basis von Handschin, ETESW Universität Dortmund] Abbildung 7: Aufteilung des UCTE-Verbundnetzes in drei Teilnetze verschiedener Frequenz (Quelle: UCTE, 2006) Abbildung 8: Frequenzverlauf im nordöstlichen Teilnetz nach der Großstörung am (Quelle: UCTE, 2006) Abbildung 9: Windenergieerzeugung im nordöstlichen Teilnetz am (Quelle: UCTE, 2006) Abbildung 10: Verlauf der Netztrennungslinie in Deutschland (eigene Darstellung) Abbildung 11: Verlauf der Teilnetztrennlinie in Europa (eigene Darstellung) Abbildung 12: Kritische Lastflüsse aus der VE-T-Regelzone nach Tschechien und Polen aufgrund starker Windenergieeinspeisung bei VE-T (Quelle: UCTE, 2006) Abbildung 13: Durchströmturbine: a) Aufnahme der Turbine im PSW Goldisthal b) schematische Darstellung Abbildung 14: Teilnetzwiederaufbau ausgehend vom PSW Markersbach Abbildung 15: Teilnetzaufbau ausgehend von den PSW Markersbach und Goldisthal zu den Kraftwerken Lippendorf (LIP) und Boxberg (BXN) Abbildung 16: Installierte Leistung Erneuerbarer Energien in GW (Quellen: BMU, 2007) Abbildung 17: Entwicklung der Erzeugung und Last bei Schwachlast und Starkwind bis 2020 (Quelle: dena, 2005) Abbildung 18: Stromgestehungskosten der Speichertechnologien mit und ohne NNE Abbildung 19: Kostensituation für PSW und Übertragungsnetzbetreiber Abbildung 20: Schematische Darstellung (keine realen Preise) des Merit-Order-Verfahrens. Die PSW haben die niedrigsten Betriebskosten [eigene Darstellung] Abbildung 21: Schematische Darstellung (keine realen Preise) des Merit-Order-Verfahrens. Die Betriebskosten steigen aufgrund der zu zahlenden NNE. Die Betriebskosten der PSW liegen aber unter dem marginalen Angebot [eigene Darstellung] Abbildung 22: Schematische Darstellung (keine realen Preise) des Merit-Order-Verfahrens. Die Betriebskosten steigen aufgrund der zu zahlenden NNE. Die Betriebskosten des PSW 2 liegen über dem marginalen Angebot [eigene Darstellung] Abbildung 23: Systemmodell Kraftwerkseinsatzsimulation Seite 5 von 114

8 Abbildung 24: Stromerzeugung nach Merit-Order mit idealem Speicher Abbildung 25: Ergebnis der Simulation I als Referenzgrundlage. In Simulation I wird der Pumpstrom nicht mit NNE beaufschlagt Abbildung 26: Ergebnisse der Simulation II. In Simulation II werden sämtliche PSW im In- und Ausland mit NNE gemäß ihrer Regelzone beaufschlagt Abbildung 27: Optimierter PSW-Einsatz in Simulation I ohne Beaufschlagung von NNE. (PB=Pumpbetrieb, TB=Turbinenbetrieb) Abbildung 28: Optimierter PSW-Einsatz mit Beaufschlagung von NNE Abbildung 29: Ergebnisse Simulation III Beaufschlagung der PSW DE und Ausland mit ½ NNE Abbildung 30: Ergebnisse Simulation IV Beaufschlagung der PSW DE mit NNE, PSW Ausland ohne NNE Abbildung 31: Vergleich der im PSW-Betrieb anfallenden Strommengen je Simulationsszenario Abbildung 32: Zu entrichtende NNE je Simulationsszenario Abbildung 33: Zusätzlich anfallende Kosten zur Strombereitstellung im Vergleich zum Referenzmodell Tabellenverzeichnis Tabelle 1: Übertragungsnetzbetreiber in den Teilnetzen nach der Störung am (Quelle: UCTE, 2006) Tabelle 2: Großstörungen im UCTE-Verbundnetz und Nordamerika seit Tabelle 3: Zusammenfassung der einzelnen Forschungsvorhaben mit Bezug zu Energiespeicher Tabelle 4: Eingangsparameter für die Berechnung der Wirtschaftlichkeit der Speicheranlagen Tabelle 5: Eingangsparameter der Wirtschaftlichkeitsbetrachtung von Speichertechnologien Tabelle 6: Repräsentatives PSW je Regelzone und Netzebene Tabelle 7: Simulationsläufe I-IV Tabelle 8: Veranschlagte NNE je Regelzone und Netzebene Tabelle 9: Gutschrift vermiedener Netznutzungsentgelte Tabelle 10: Für die Simulation verwendete Brennstoff- und CO2-Kosten Tabelle 11: Pumpspeicherwerke deutscher Kraftwerksbetreiber Seite 6 von 114

9 Abkürzungsverzeichnis Abs. AP BNetzA Bzgl. Bzw. DG TREN Absatz Arbeitspreis Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen bezüglich beziehungsweise Directorate-General Energy and Transport d. h. das heißt EE EEG EEG-Anlagen EEG-Strom EnWG EU EEX isd ff. FP7 HS HöS ISET KEP kwh LP MS NNE NS PaB Erneuerbare Energien Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien (Erneuerbare-Energien-Gesetz) Anlagen zur Stromproduktion, die den Anforderungen des 3 Abs. 2 EEG entsprechen Strom aus Erneuerbare-Energien-Anlagen isd 3 Abs. 2 EEG Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung (Energiewirtschaftsgesetz) Europäische Union European Energy Exchange Leipzig im Sinne des fortfolgende siebtes Forschungsrahmenprogramm der EU Hochspannung Höchstspannung Institut für solare Energieversorgungstechnik Kraftwerkseinsatzplanung Kilowattstunde Leistungspreis Mittelspannung Netznutzungsentgelte Niederspannung Pay-as-Bid Seite 7 von 114

10 PSW PV rd. Pumpspeicherwerk Photovoltaik rund s. siehe SET-Plan StromNEV u.a. UCTE ÜNB VBh VDEW VDN VE-T vgl. VKU vnne WEA Europäischer Strategieplan für Energietechnologie Verordnung über die Entgelte für den Zugang zu Elektrizitätsversorgungsnetzen (Stromnetzentgeltverordnung) unter anderem Union for the Coordination of Transmission of Electricity, deutsch: Union für die Koordinierung des Transports von Elektrizität Übertragungsnetzbetreiber Jahresvollbenutzungsstunden Verband der Elektrizitätswirtschaft e.v. Verband der Netzbetreiber e.v. Vattenfall Europe Transmission GmbH vergleiche Verband kommunaler Unternehmen e.v. vermiedene Netznutzungsentgelte Windenergieanlage z. B. zum Beispiel Seite 8 von 114

11 1 Die wichtigsten Ergebnisse der Studie Einleitung und Aufgabenstellung Die Vattenfall Europe Transmission GmbH beauftragte die Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena) mit der Erstellung der Studie Untersuchung der elektrizitätswirtschaftlichen und energiepolitischen Auswirkungen der Erhebung von Netznutzungsentgelten für den Speicherstrombezug von Pumpspeicherwerken. Der Übertragungsnetzbetreiber ist zu einer sicheren und zuverlässigen Stromversorgung verpflichtet. Zu diesem Zweck muss er die Einspeisung ins Netz und die Übertragung exakt regeln. Pumpspeicherwerke sind für diese Aufgabe in vielerlei Hinsicht sehr gut geeignet. Sie eignen sich für den Einsatz zur Bereitstellung von Regelenergie und zur Spannungsstützung, sie erleichtern die Integration Erneuerbarer Energien und können im Fall von Netzstörungen flexibel zur Systemstabilisierung oder bei einem Netzzusammenbruch zum Netzwiederaufbau eingesetzt werden. Hintergrund der Studie ist, dass seit dem die Betreiber von Pumpspeicherwerken verpflichtet sind, Netznutzungsentgelte für den Speicherstrombezug zu zahlen. Die Regelung stellt Pumpspeicherwerke mit Letztverbrauchern gleich, die für den bezogenen Strom Netznutzungsentgelte an den Netzbetreiber zahlen. Die vorliegende Studie untersucht die elektrizitätswirtschaftlichen Auswirkungen der Erhebung von Netznutzungsentgelten für den Speicherstrombezug von Pumpspeicherwerken, insbesondere in Hinblick auf Rentabilität und Marktanteile. Die Studie analysiert die resultierenden Konsequenzen für die System- und Versorgungsicherheit sowie die Vereinbarkeit mit politischen Zielen zum Ausbau von Speichertechnologien und zur Integration Erneuerbarer Energien. Einsatz der Pumpspeicherkraftwerke zur Bereitstellung von Regelenergie, zur Blindleistungsregelung und Integration Erneuerbarer Energien Pumpspeicherwerke heben im Pumpbetrieb Wasser aus einem Unterbecken in ein Oberbecken auf ein Niveau höherer potenzieller Energie und beziehen zu diesem Zweck Strom aus dem Netz. Im Turbinenbetrieb kann das Pumpspeicherwerk den so gespeicherten Strom bei Bedarf wieder in das Netz einspeisen. Moderne Pumpspeicherwerke erreichen bei diesem Prozess einen Speichernutzungsgrad von über 80 %. Damit sind Pumpspeicherwerke hocheffiziente Werkzeuge zur Bereitstellung von Regelenergie und zum Einsatz zur Spannungsstützung durch Blindleistungsmanagement. Um eine konstante Netzfrequenz von 50 Hz zu gewährleisten, regelt der Übertragungsnetzbetreiber verschiedene Kraftwerke und garantiert so die Übereinstimmung von Last und Erzeugung in der Regelzone. Pumpspeicherwerke können innerhalb weniger Sekunden Regelenergie liefern. Prinzipiell lassen sich auch Gasturbinen-Kraftwerke für diese Aufgaben einsetzen, allerdings liegt die Hochlaufzeit aus dem Stillstand von Gasturbinen-Kraftwerken (ca. 2 Minuten) deutlich über der eines Pumpspeicherwerkes (ca. 15 Sekunden). Ein weiteres Alleinstellungsmerkmal des Pumpspeicherwerks ist die Möglichkeit, sowohl positive als auch negative Regelenergie im Turbinenbetrieb bereitstellen zu können. Seite 9 von 114

12 Neben der Stabilisierung der Frequenz durch Regelung der Wirkleistungseinspeisung, zeichnet sich die Stromqualität und Netzsicherheit auch durch einen nahezu konstanten Spannungswert (innerhalb einer Netzebene) aus. Beim Blindleistungsmangel im Netz sinkt die Spannung ab, wodurch die Abnehmer einen noch größeren Blindstrom verlangen. Der Spannungswert wird vornehmlich über die Blindleistungsregelung kontrolliert. Pumpspeicherwerke sind für die Blindleistungsbereitstellung gut geeignet. Das Pumpspeicherwerk kann parallel zur Blindleistungsregelung gleitend vom Turbinen- in den Pumpbetrieb übergehen und auf jedem Wirkleistungseinspeiseniveau Blindleistung ins Netz abgeben oder aus dem Netz beziehen. Außerdem kann das Pumpspeicherwerk im Leerlauf d. h. ohne Wirkleistungsabgabe die Blindleistungseinspeisung im vollen Umfang regeln (Phasenschieberbetrieb). In der Regelzone der Vattenfall Europe Transmission GmbH sind die Pumpspeicherwerke bzgl. der Blindleistungsregelung sehr günstig in die Netztopologie eingepasst. Integration Erneuerbarer Energien Der Ausbau Erneuerbarer Energien insbesondere der Windenergie führt regional vermehrt zu erheblichen Stromüberschüssen. Diese treten vor allem in Schwachlast-Starkwindsituationen auf. Dabei stößt die Übertragungskapazität an Ihre Grenzen. So wird ein Infrastrukturausbau notwendig, um den vornehmlich im Norden erzeugten Windstrom in die Verbrauchszentren zu transportieren. In den Verteilnetzen kommt es bereits heute zum sogenannten Erzeugungsmanagement, bei dem die Einspeiser zur Sicherung der Systemstabilität zur Reduzierung ihrer Einspeiseleistung aufgefordert oder sogar vom Netz getrennt werden. Es wird dabei CO 2 -frei erzeugbarer Strom verworfen. Die dena-netzstudie I zeigte, dass bis zum Jahre 2020 etwa 14 GW überschüssige Leistung durch zusätzliche Energiespeicher, Lastmanagement oder den Export aufgenommen werden müssen. Dieser Bedarf wird sich bis 2030 weiter erhöhen. Neben dem Netzausbau sowie Optimierungs- und Flexibilisierungsmaßnahmen ist der Speicherausbau eine wichtige Maßnahme zur Reduktion der Stromüberschüsse bzw. zur Vermeidung des Erzeugungsmanagements. Pumpspeicherwerke können die überschüssige Leistung im Pumpbetrieb abfangen und so das Netz entlasten. Beitrag der Pumpspeicherwerke zur Stabilisierung bei Systemstörungen und zum Netzwiederaufbau Der steigende internationale Stromhandel sowie der Ausbau der Erneuerbaren Energien im europäischen Verbundnetz stellen die Übertragungsnetzbetreiber vor neue Herausforderungen. Neben der Schwierigkeit, die fluktuierende Einspeisung aus Erneuerbaren Energien sicher in das Netz zu integrieren, nehmen auch die horizontalen Lastflüsse zu und belasten das Netz zunehmend. Es besteht die Gefahr, dass sich Netzengpässe und Großstörungen im europäischen Verbundnetz häufen. Ein Ausfall des Stromnetzes ist mit erheblichen volkswirtschaftlichen Kosten verbunden. Die volkswirtschaftlichen Kosten in Deutschland für jede stromlose Stunde lassen sich auf mehrere hundert Millionen Euro abschätzen. Um die Wahrscheinlichkeit von kritischen Situationen zu vermeiden, ist eine Flexibilisierung des elektrischen Energiesystems notwendig. Die Pumpspeicherwerke in der Regelzone der Vattenfall Europe Seite 10 von 114

13 Transmission GmbH nahmen beispielsweise in der Systemstabilisierung am eine Schlüsselrolle ein. Die Pumpspeicherwerke konnten schnell und flexibel auf die veränderten Lastflüsse in den Teilnetzen reagieren und die überschüssige Leistung aus Windenergie im Pumpbetrieb abfangen. Die Drosselung konventioneller Leistung war kaum möglich, da die Kraftwerke wegen der hohen Windenergieeinspeisung bereits mit geringer Einspeiseleistung betrieben wurden. Kommt es tatsächlich zu einem totalen Zusammenbruch des Versorgungsnetzes und existiert keine externe Spannungsvorgabe an den Grenzkuppelstellen, so muss das Netz ausgehend von sogenannten schwarzstartfähigen Kraftwerken, die auf keine externe Stromversorgung oder Spannungsvorgabe angewiesen sind, wiederaufgebaut werden. Die meisten konventionellen Kraftwerke sind nicht schwarzstartfähig bzw. können nicht die für den Netzwiederaufbau notwendigen Aufgaben erfüllen. Pumpspeicherwerke, Druckluftspeicherkraftwerke und Gasturbinen-Kraftwerke bieten sich als schwarzstartfähige Kraftwerke an, da sie bei der Zuschaltung von Lasten und bei Frequenzschwankungen extrem schnell regelbar sind und ihr Eigenstromverbrauch gering ist. Pumpspeicherwerke weisen außerdem ein Alleinstellungsmerkmal auf: Durch Umschaltung auf den Betrieb der Speicherpumpen kann das Pumpspeicherwerk Last generieren. Damit kann in der labilen Systemsituation während des Netzwiederaufbaus Überschussleistung abgefangen werden. Gegenüber Gasturbinen-Kraftwerken haben Pumpspeicherwerke beim Schwarzstart den Vorteil größerer Zuverlässigkeit. Während ein Gasturbinen-Kraftwerk zum Start auf einen Dieselgenerator angewiesen ist, kann der Großteil der Pumpspeicherwerke gänzlich ohne externe elektrische Leistung oder Spannungsvorgabe rein manuell mechanisch gestartet werden. Weiterhin muss für den Betrieb einer Gasturbine ständig Gas als Brennstoff zugeführt werden. Im Fall einer Großstörung können auch die Regelwerke für die Gaszuführung vom Stromausfall betroffen sein. Die schwarzstartfähigen Pumpspeicherwerke in der Regelzone von Vattenfall Europe Transmission GmbH haben im Durchschnitt eine größere Leistung als die schwarzstartfähigen Gasturbinen- Kraftwerke. Leistungsstärkere Kraftwerke mit größerer Schwungmasse können größeren Lastzuschaltungen standhalten und den hohen Ladestrom für leerlaufende Leitungen großer Länge bereitstellen. So ist in der Regelzone von Vattenfall Europe Transmission GmbH durch Einsatz der Pumpspeicherwerke ein schneller und sicherer Netzwiederaufbau möglich. Schlussendlich zeigen die Erfahrungen aus der Praxis, dass das Netz am besten von hydraulischen Kraftwerken ausgehend aufgebaut wird, auch wenn prinzipiell schwarzstartfähige Gasturbinen-Kraftwerke einsetzbar sind. Einfluss der Netznutzungsentgelte auf die Investition in Speichertechnologien Eine Auswertung der Forschungsprogramme der Bundesregierung und der EU zeigen, dass Speichertechnologien und elektrische Energiespeicher besonders gefördert werden sollen. Die Speichertechnologien sollen dazu vermehrt beitragen, die Systemstabilität zu gewährleisten und das Potenzial an Erneuerbaren Energien vollständig auszuschöpfen. Ein Hauptanliegen der Forschungsbemühungen ist es, Seite 11 von 114

14 zu einem Durchbruch bei der Wirtschaftlichkeit bzw. zu einer Kosteneffizienz der Speichertechnologien zu gelangen. Die vorliegende Studie stellt den Effekt der Netznutzungsentgelte für Speicherstrombezug auf Neuinvestitionen dar und kommt zu dem Ergebnis einer zusätzlichen Belastung der Stromgestehungskosten von ca. 2,5-2,8 ct/kwh. Die Entwicklung und die Investition in Speichertechnologien werden dadurch gehemmt. Einzig die Technologie der Pumpspeicherwerke kommt in die Reichweite der Rentabilität und stellt auf absehbare Zeit die wirtschaftlichste Variante dar. Elektrizitätswirtschaftliche Wirkung der Erhebung von Netznutzungsentgelten für Pumpstrom Eine Hauptaufgabe der Pumpspeicherwerke ist die Lastglättung. Bei der Lastglättung wird Strom zu Zeiten, in denen er kostengünstig produziert wird, gespeichert, um ihn zu Zeiten hoher Grenzkosten der Stromerzeugung wieder einzuspeisen. Pumpspeicherwerke veredeln in diesem Wälzbetrieb Grundlaststrom zu Spitzenlaststrom. Sie reduzieren so die Kostendifferenz zwischen Grundlast- und Spitzenlaststrom und verringern die volkswirtschaftlichen Gesamtkosten. Die Auswirkungen der unterschiedlich hohen Netznutzungsentgelte auf den Pumpspeicherwerk-Einsatz und die Lastglättung wurden mit Hilfe eines Simulationsmodells berechnet. Die Simulationsergebnisse zeigen, dass durch die Beaufschlagung des bezogenen Pumpstroms mit Netznutzungsentgelten die Häufigkeit der Zeitpunkte, in denen ein rentabler Pumpspeicherwerk-Betrieb möglich ist, abnehmen. Dies beruht auf der abnehmenden Grenzkostendifferenz zwischen günstig bezogenem Pumpstrom zu Schwachlastzeiten und eingespeisten Turbinenstrom zu Spitzenlastzeiten. Vor der Beaufschlagung des Pumpstroms mit Netznutzungsentgelten war der Speichernutzungsgrad maßgeblich für die Einsatzhäufigkeit der einzelnen Pumpspeicherwerke. Werden Netznutzungsentgelte auf Pumpstrom erhoben, so entscheidet auch die Höhe der Netznutzungsentgelte je Regelzone und Netzebene über die Wettbewerbsfähigkeit eines Pumpspeicherwerks. Da die Netznutzungsentgelte auf Hochspannungsebene wesentlich höher sind als auf Höchstspannungsebene, wird der Pumpspeicherwerk-Einsatz durch die Erhebung von Netznutzungsentgelten auf Hochspannungsebene wesentlich stärker eingeschränkt. Pumpspeicherwerke auf der Hochspannungsebene erhalten eine finanzielle Gutschrift in Form vermiedener Netznutzungsentgelte, die sie prinzipiell gegenüber Pumpspeicherwerken auf der Höchstspannungsebene bevorzugt. Die vermiedenen Netznutzungsentgelte zeigen jedoch nur eine geringe Systemsensitivität und die Ausnutzungsdauer der Pumpspeicherwerke auf Hochspannungsebene erhöht sich durch Auszahlung vermiedener Netznutzungsentgelte nur unerheblich. Als Folge der Beaufschlagung von Pumpstrom mit Netznutzungsentgelten steigen die volkswirtschaftlichen Kosten der Stromerzeugung: Wird der Speicherstrombezug mit Netznutzungsentgelten im vollen Umfang beaufschlagt, so fallen volkswirtschaftliche Mehrkosten in Höhe von ca. 95 Mio. pro Jahr an. Dies ist allein auf die geänderte Einsatzweise der Pumpspeicherwerke zurückzuführen. Die ursprünglich noch zu Spitzenlastzeiten für den Pumpspeicherwerkbetrieb rentablen Einsatzzeitpunkte werden nun größtenteils von Kohlekraftwerken und gasbefeuerten Spitzenlastkraftwerken mit höheren Grenzkosten kompensiert. Seite 12 von 114

15 Falls für Pumpspeicherwerke ein ermäßigter Satz von Netznutzungsentgelten von 50 % angesetzt wird, verringern sich die volkswirtschaftlichen Mehrkosten im Vergleich zur vollen Beaufschlagung auf ca. 30 Mio. pro Jahr. Agieren Pumpspeicherwerke der Schweiz, Österreich und Luxemburg am deutschen Strommarkt, ist mit einer Ungleichbehandlung mit deutlichen Marktverzerrungen zu rechnen, da die Betreiber der ausländischen Pumpspeicherwerke keine Netznutzungsentgelte bezahlen. Die Simulationsergebnisse für diesen Fall zeigen, dass sich die Einsatzdauer der ausländischen Pumpspeicherwerke stark erhöht, da sich ihre Wettbewerbssituation gegenüber den mit Netznutzungsentgelten beaufschlagten deutschen Pumpspeicherwerken verbessert. Aufgrund der besseren Auslastung der ausländischen Pumpspeicherwerke betragen die volkswirtschaftlichen Kosten bei diesem Szenario ca. 79 Mio. pro Jahr. Abschließende Bewertung Die Bundesnetzagentur verpflichtet Netzbetreiber seit Beginn 2008, den Betreibern von Pumpspeicherwerken Netznutzungsentgelte für den Strom in Rechnung zu stellen, den sie aus dem Netz zum Betrieb ihrer Speicherpumpen, d.h. zum Auffüllen der Speicherbecken, beziehen. Die Regelung stellt Pumpspeicherwerke mit Letztverbrauchern gleich, die für den bezogenen Strom zum Verbrauch Netznutzungsentgelte an den Netzbetreiber zahlen. Dadurch erhöht sich die Anzahl der Netzkunden. Da der Netzbetreiber die Jahreskosten des Netzbetriebs durch seine Einnahmen von den Netzkunden deckt, werden mit zusätzlichen Kunden die Kosten des Netzbetriebs auf eine breitere Basis verteilt und der Beitrag eines einzelnen Netzkunden verringert sich. Die Folge ist, dass zunächst die Netznutzungsentgelte und damit auch der Strompreis kurzfristig sinken. Jedoch verändert die Einführung von Netznutzungsentgelten für Speicherstrombezug auch die Kosten der Regelenergiebereitstellung und von Fahrplanprodukten des Kraftwerksparks. Die Ergebnisse der hier erstellten Analysen zeigen, dass die Beaufschlagung mit Netznutzungsentgelten zu einer Reduktion des Einsatzes von Pumpspeicherwerken führt und die Pumpspeicherwerke vom Fahrplan- und Regelenergiemarkt teilweise verdrängt. Die erste Konsequenz ist, dass der gleichbleibende Bedarf für Fahrplanenergie durch den verstärkten Einsatz fossiler Kraftwerke gedeckt wird, die nun kostengünstiger Strom erzeugen als die Pumpspeicherwerke. Die fossilen Kraftwerke sind aber in der Stromerzeugung teurer als die Pumpspeicherwerke ohne Netznutzungsentgeltbelastung. Die zweite Konsequenz ist, dass die Pumpspeicherwerke ihre Angebote für Regelleistung verteuern, um weiterhin ihre Kosten zu decken. Die Erhöhung des Angebotspreises für Regelenergie führt zu einer Verteuerung der Regelenergiebereitstellung und wird die Kosten der Systemdienstleistung der Übertragungsnetzbetreiber erhöhen, da diese die Kosten in die Netznutzungsentgelte einpreisen. Da es im Rahmen dieser Studie nicht möglich ist, die tatsächliche Preisgestaltung auf dem Regelenergiemarkt nachzuvollziehen, kann der Effekt auf die Netznutzungsentgelte nur qualitativ beschrieben werden. Seite 13 von 114

16 Die volkswirtschaftlichen Kosten belaufen sich bei voller Beaufschlagung der Netznutzungsentgelte auf ca. 95 Mio.. Der kostensteigernde Effekt auf die Fahrplan- und Regelenergiebereitstellung führt schlussendlich dazu, dass der vom Endkunden zu entrichtende Strompreis wieder steigt und am Ende höher als vor Einführung von Netznutzungsentgelten ist. Außerdem wird die Beaufschlagung mit Netznutzungsentgelten die Wirtschaftlichkeit von Investitionen, Erweiterungen oder erforderliche Erhaltungsinvestitionen in Pumpspeicherkapazitäten und den Bau anderer, von Jahr zu Jahr notwendiger werdender, elektrischer Energiespeicher vielfach verschlechtern. Ein Rückgang bzw. auch nur eine Stagnation der installierten elektrischen Energiespeicher- Kapazitäten widerspricht den Zielen der Bundesregierung bzw. der EU-Kommission. Diese Institutionen haben eine Vielzahl von Forschungsvorhaben und Projekten mit einem Bezug zu Speichertechnologien und insbesondere elektrischen Energiespeichern initiiert. Die Speichertechnologien sollen dazu dienen, die Systemstabilität zu gewährleisten und das Potenzial an Erneuerbaren Energien vollständig auszuschöpfen. In Deutschland selbst ist das Potenzial der Pumpspeicherwerke theoretisch zwar vorhanden, aber diese können aufgrund von Akzeptanzproblemen und/oder erwarteter negativer Umweltauswirkungen nur mit großen Schwierigkeiten erschlossen werden. Eine weitere realisierbare Möglichkeit besteht z.b. darin, bestehende Wasserkraftwerke um den Betrieb von Speicherpumpen und Speichervolumen zu erweitern. Um Speichertechnologien zu fördern, wäre die Einführung eines finanziellen Bonus für die Dienstleistung der Netzentlastung, den die Speicher als Puffer zwischen Erzeugung und Nachfrage erbringen, möglich. Die Speicher könnten vor etwaigen Netzengpässen liegen und die Einspeisung aus Erneuerbaren Energien aufnehmen, um dadurch das Netz zu entlasten. Jedoch wäre es paradox, die Speicher für die Netzentlastung finanziell zu kompensieren und im Gegenzug Netznutzungsentgelte für die Entnahme zu berechnen. Eine Verdrängung von Pumpspeicherwerken hat außerdem zur Konsequenz, dass in Zukunft sehr flexible und leistungsstarke Erzeugungseinheiten fehlen werden, die im normalen Netzbetrieb Regelenergie bereitstellen, zum Blindleistungsmanagement eingesetzt werden können und so die hohe Qualität der Versorgung gewährleisten. Mit den Pumpspeicherwerken würden Kraftwerke verdrängt, die einen wichtigen Beitrag zur Systemsicherheit z. B. bei Großstörungen oder Stromausfällen leisten. Bei einem totalen Systemzusammenbruch würden sie nicht mehr als schwarzstartfähige Kraftwerke zum Netzwiederaufbau zur Verfügung stehen. Seite 14 von 114

17 2 Aufgabenstellung Betreiber von Übertragungsnetzen haben gemäß 12 EnWG die Energieübertragung durch das Netz unter Berücksichtigung des Austauschs mit anderen Verbundnetzen zu regeln und mit der Bereitstellung und dem Betrieb ihrer Übertragungsnetze im nationalen und internationalen Verbund zu einem sicheren und zuverlässigen Elektrizitätsversorgungssystem in ihrer Regelzone und damit zu einer sicheren Energieversorgung beizutragen. Betreiber von Übertragungsnetzen haben dauerhaft die Fähigkeit des Netzes sicherzustellen, die Nachfrage nach Übertragung von Elektrizität zu decken und insbesondere durch entsprechende Übertragungskapazität und Zuverlässigkeit des Netzes zur Versorgungssicherheit beizutragen. Sofern die Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems in der jeweiligen Regelzone gefährdet oder gestört ist, sind Betreiber von Übertragungsnetzen gemäß 13 EnWG berechtigt und verpflichtet, die Gefährdung oder Störung durch 1. netzbezogene Maßnahmen, insbesondere durch Netzschaltungen, und 2. marktbezogene Maßnahmen, wie den Einsatz von Regelenergie, vertraglich vereinbarte abschaltbare und zuschaltbare Lasten, Information über Engpässe und Management von Engpässen sowie Mobilisierung zusätzlicher Reserven, zu beseitigen. Lässt sich eine Gefährdung oder Störung durch vorgenannte Maßnahmen nicht oder nicht rechtzeitig beseitigen, so sind Betreiber von Übertragungsnetzen im Rahmen der Zusammenarbeit nach 12 Abs. 1 EnWG berechtigt und verpflichtet, sämtliche Stromeinspeisungen, Stromtransite und Stromabnahmen in ihren Regelzonen den Erfordernissen eines sicheren und zuverlässigen Betriebs des Übertragungsnetzes anzupassen oder diese Anpassung zu verlangen. Eine sichere und zuverlässige Stromversorgung setzt voraus, dass die Stromerzeugung jederzeit exakt genau so groß ist wie die Stromnachfrage. Viele Produktionsprozesse in der Industrie sind auf die Konstanz der Frequenz sowie der Spannung angewiesen. Abweichungen von Sollwerten oder gar Stromausfälle wären für die Stromverbraucher sehr nachteilig. Erst das symbiotische Zusammenspiel von Kraftwerken und Netzen erlaubt einen stabilen Netzbetrieb. Zur Erfüllung der Qualitätsansprüche an die Stromversorgung sind Pumpspeicherwerke besonders geeignet. Sie sind neben Spitzenleistungs-Gasturbinen-Anlagen unverzichtbare Bestandteile des gesamten Kraftwerksparks der allgemeinen Stromversorgung. Auch die Deutsche Bahn AG nutzt diese Technik für die Bahnstromversorgung. Die vielseitige Nutzungsmöglichkeit der Pumpspeicherwerke zeigt sich insbesondere bei der Stromveredelung, Reserve- und Störungsreserve-Bereitstellung, Spannungshaltung und Integration Erneuerbarer Energien. Die Bundesnetzagentur verpflichtet Netzbetreiber seit Beginn 2008, den Betreibern von Pumpspeicherwerken Netznutzungsentgelte (NNE) für den Strom in Rechnung zu stellen, den sie aus dem Netz zum Seite 15 von 114

18 Betrieb ihrer Speicherpumpen, d.h. zum Auffüllen der Speicherbecken beziehen. Die Regelung stellt Pumpspeicherwerke mit Letztverbrauchern gleich, die für den Strombezug zum Verbrauch Netznutzungsentgelte an den Netzbetreiber zahlen. Die Bundesnetzagentur begründet die neue Regelung damit, dass so Wettbewerbsverzerrungen bei der Erbringung von Systemdienstleistungen vermieden würden und dass mit dem Bezug von Pumpstrom auch eine Inanspruchnahme und somit Belastung der Netzinfrastruktur einher geht. Damit können die Netzbetreiber zusätzliche Entgeltzahler verzeichnen. Die Folge könnte sein, dass die Höhe der Netznutzungspreise kurzfristig sinkt. Jedoch verändert die Einführung von Netznutzungsentgelten als Reflex auch die Kosten der Regelenergiebereitstellung und von Fahrplanprodukten des Kraftwerksparks. Für den Fall, dass z.b. die Kosten der Regelenergie steigen und diese Kosten in die Netznutzungspreise eingepreist werden, können die Netznutzungspreise wiederum ansteigen. Hier können sich also kostensenkende und kostensteigernde Aspekte gegenseitig beeinflussen. Die vorliegende Studie untersucht die elektrizitätswirtschaftlichen Auswirkungen, die die Erhebung von Netznutzungsentgelten für den Speicherstrombezug haben, insbesondere in Hinblick auf die Rentabilität und Marktanteile. Die Studie analysiert die resultierenden Konsequenzen für die System- und Versorgungsicherheit sowie die Vereinbarkeit mit politischen Zielen zum Ausbau von Speichertechnologien und zur Integration Erneuerbarer Energien in die Energieversorgung. Die Studie untersucht folgende Aspekte: Rolle der Pumpspeicherwerke im Elektrizitätssystem in Hinblick auf die Versorgungssicherheit, Stromqualität, Systemsicherheit, Netzstabilisierung bei Großstörungen und den Netzwiederaufbau Analyse zur politischen Bedeutung von elektrischen Energiespeichern für die Bundesregierung und die Europäische Kommission und des Einflusses der Festsetzung von Netznutzungsentgelten auf elektrische Speicher Auswirkung der Erhebung von Netznutzungsentgelten auf Pumpstrom anhand eines Simulationsmodells Die Vattenfall Europe Transmission GmbH beauftragte die Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena) am mit der Studie Untersuchung der elektrizitätswirtschaftlichen und energiepolitischen Auswirkungen der Erhebung von Netznutzungsentgelten für den Speicherstrombezug von Pumpspeicherwerken. Folgende Punkte werden in der Studie bearbeitet: Seite 16 von 114

19 Arbeitspaket 1: Allgemeines zu Speicherkraftwerken in der Energieversorgung Aufgabe 1.1: Speicher in Deutschland und im benachbarten Ausland Die Studie gibt einen Überblick über den aktuellen Anlagenbestand der Speicherkraftwerke in Deutschland und im benachbarten Ausland, die für den deutschen Strommarkt betrieben werden können. Diese Daten sind die installierte Leistung, die Speichergröße, die Anschluss-Netzebene, die Jahresarbeit in Summe für alle Pumpspeicherwerke für das letzte verfügbare Jahr und die Erhebung von Netznutzungsentgelten für Pumpstrom. Informationen gewinnt die dena auf Basis von Literaturstudien. Sie wertet hierzu auch vom Auftraggeber bereitgestellte Informationen aus. Aufgabe 1.2: Aufgaben von Pumpspeicherwerken unter Berücksichtigung ihrer Aufgaben für die Systemsicherheit Die Studie erläutert die grundsätzliche elektrizitätswirtschaftliche Funktion von Pumpspeicherwerken (Lastglättung, positive und negative Regelenergie, Systemsicherheit, Schwarzstartfähigkeit), welche Alternativen bestehen. Die Studie wird die besondere Bedeutung von Pumpspeicherwerken im Krisenfall durch lokale Aufrechterhaltung der Stromversorgung für extrem wichtige Infrastruktur zur Krisenbekämpfung auf der durch den Auftraggeber zur Verfügung gestellten Datenbasis darstellen. Besonders hervorgehoben werden soll die Bedeutung der Pumpspeicherwerke (Markersbach, Goldisthal, Hohenwarte II u. a.) im Fall des Netzwiederaufbaus. Hierzu wird die dena die Konzeption bzw. Strategie des Netzbetreibers VE-T auswerten und darstellen, mit der das Netz wieder aufgebaut werden soll. Aufgabe 1.3: Analyse politischer Ziele zur Bedeutung von Speichern in der Energieversorgung Die Studie wertet Strategien der Bundesregierung und der Europäischen Union, Begründungen von Regelwerken (EEG, EnWG) und Forschungsprogramme daraufhin aus, ob und in welcher Weise die Entwicklung und der Ausbau von Speichertechnologien besonders gewürdigt, angestrebt oder gefördert werden. In den untersuchten Dokumenten erstellte Abschätzungen zum zukünftigen Speicherbedarf im Jahr 2020 werden in der Studie zusammengestellt. Die Studie wird qualitativ bewerten, welchen grundsätzlichen Einfluss die Festsetzung von Netznutzungsentgelten für Speicherkraftwerke auf die Erreichung übergeordneter politischer Ziele zum Ausbau von Speichertechnologien und zum Ausbau bzw. zur Integration Erneuerbarer Energien in die Energieversorgung hat. Arbeitspaket 2: Elektrizitätswirtschaftliche Wirkung der Erhebung von Netznutzungsentgelten für Pumpstrom Die dena untersucht in Zusammenarbeit mit dem Lehrstuhl für Energiewirtschaft und Anwendungstechnik der TU München, Professor Dr. Ulrich Wagner, die damit verbundenen Auswirkungen. Aussagen werden generiert zu: Seite 17 von 114

20 1. Simulation der elektrizitätswirtschaftlichen Wirkung der Erhebung von Netznutzungsentgelten für Pumpstrom auf die Kosten der Strombereitstellung im gesamten Kraftwerkspark 2. Zusammenfassende Bewertung der elektrizitätswirtschaftlichen Auswirkungen aufgrund der Erhebung von Netznutzungsentgelten für Pumpstrom Aufgabe 2.1: Simulation der elektrizitätswirtschaftlichen Wirkung der Erhebung von Netznutzungsentgelten für Pumpstrom auf die Kosten der Strombereitstellung im gesamten Kraftwerkspark Mit Hilfe eines Kraftwerkseinsatzsimulationsmodells berechnet die TU München den kostenoptimalen Einsatz der Kraftwerke des deutschen Kraftwerksparks. Dabei wird sowohl die sogenannte Fahrplanenergie als auch Regelenergie in einer zeitlichen Auflösung von ¼-Stunden simuliert. Es handelt sich dabei um einen kostenbasierten Ansatz, der unterstellt, dass sich alle Akteure am Markt in vollkommenem Wettbewerb zueinander befinden. Die Pumpspeicherwerke des deutschen Kraftwerksparks werden repräsentativ abgebildet. Einzelne Anlagen können kraftwerksscharf in das Simulationsmodell eingebunden werden, was jedoch z. T. Einschränkungen in der Modellierungstiefe bedeutet. Die Pumpspeicherwerke beziehen Pumpstrom zu den Kosten der Stromerzeugung zum Zeitpunkt des Bezugs. Die Simulation des Kraftwerksbetriebs eines Jahres wird für dieselbe Lastsituation mehrfach durchgeführt: In einem Fall werden für den bezogenen Pumpstrom keine Netznutzungsentgelte berechnet. Bei einer weiteren Simulation haben die Pumpspeicherwerke für den bezogenen Strom zusätzlich Netznutzungsentgelte zu bezahlen. Das Ergebnis der Simulation weist die Mehrkosten aufgrund der Erhebung von Netznutzungsentgelten für Pumpstrom für die Fahrplanenergie und die Regelenergiebereitstellung im Rahmen der Modellannahmen differenziert aus. Einschränkend ist anzumerken, dass das Modell nicht in der Lage ist, das Bieterverhalten auf dem Regelenergiemarkt zu simulieren. Somit ist es auch nicht möglich, zu berechnen, welche Preise der Übertragungsnetzbetreiber für die Regelenergiebereitstellung zu zahlen hat. Die Kostendifferenz (mit/ohne Netznutzungsentgelte) entspricht jedoch in der Größenordnung den Mehrkosten, die der Übertragungsnetzbetreiber für Regelenergie zu bezahlen hat. Das Kraftwerkssimulationsmodell wird hierzu in Abstimmung mit dem Auftraggeber an Einzelheiten der Höhe der Regelenergie und der Abrufhäufigkeit angepasst. Der untersuchte Bilanzraum und der zugehörige Kraftwerkspark (Netzgebiet Deutschland oder Netzgebiet VE-T) wird mit dem Auftraggeber abgestimmt. Die Ergebnisse werden im Bericht zusammengefasst, der die Methodik darlegt und die Grundannahmen der hinterlegten Daten erläutert. Seite 18 von 114

21 Es wird berücksichtigt, dass eine Ermäßigung der Netznutzungspreise nach 19 Abs. 2 Satz 1 StromNEV (bis zu 50 %) zum Ansatz kommen könnte. 1 Aufgabe 2.2: Zusammenfassende Bewertung der elektrizitätswirtschaftlichen Auswirkungen aufgrund der Erhebung von Netznutzungsentgelten für Pumpstrom Den unveränderten Einnahmen des Übertragungsnetzbetreibers stehen möglicherweise höhere Beschaffungskosten für Regelenergie und höhere Kosten für Fahrplanprodukte gegenüber. In der Gesamtschau können sich volkswirtschaftlich überwiegend positive oder negative Effekte ergeben. Die Studie wird in diesem Arbeitspaket die beschriebenen elektrizitätswirtschaftlichen Effekte zu einer möglichst umfassenden Gesamtsicht zusammenfügen. In die Bewertung wird die Studie auch auf Informationen zu ggf. auftretenden Unterschieden bei der Erhebung von Netznutzungsentgelten für Pumpstrom in Regelzonen im benachbarten Ausland einbeziehen. So weit auf Basis der generierten Daten möglich, soll beurteilt werden, ob die Regelzone von VE-T im Vergleich zu anderen Regelzonen höher belastet wird. 3 Einsatz von Pumpspeicherwerken unter Berücksichtigung ihrer Aufgaben für die Systemsicherheit In Kapitel 3.1 wird das allgemeine technische Funktionsprinzip von Pumpspeicherwerken (PSW) beschrieben. Anschließend wird in Kapitel 3.2 bis 3.5 die Bereitstellung von Regelenergie, die Lastglättung und die Integration Erneuerbarer Energien durch PSW diskutiert. Kapitel 3.6 stellt dar, welchen Beitrag Pumpspeicherwerke zum Blindleistungsmanagement und damit zur Spannungshaltung leisten können. In Kapitel 3.7 und 3.8 wird die Bedeutung der Pumpspeicherwerke zur Netzstabilisierung während der Großstörung im UCTE-Verbundnetz am dargestellt und die Rolle schwarzstartfähiger PSW für den Netzwiederaufbau erläutert. 3.1 Allgemeines technisches Funktionsprinzip von Pumpspeicherwerken Nachfolgend werden allgemein übliche Betriebsweisen von PSW näher betrachtet sowie deren energiewirtschaftliche Funktion für die Qualität der Stromversorgung beschrieben. Abbildung 1 stellt die wesentlichen Komponenten zur Erfüllung der technischen Funktion eines PSW dar. Im Betrieb von Speicherpumpen wird mit Hilfe elektrischer Energie Wasser aus einem Unterbecken in ein Oberbecken gepumpt. Im Turbinenbetrieb wird dieses Wasser wieder ins Unterbecken geleitet und der dabei erzeugte Strom ins Netz eingespeist. 1 Anmerkung: Die BNetzA hat dieser Ermäßigung des für den Kraftwerkseinsatz relevanten Arbeitspreises für die Netznutzung bisher nicht zugestimmt. Seite 19 von 114

22 Turbinenbetrieb Pumpbetrieb Abbildung 1: Schematische Darstellung eines Pumpspeicherwerks (Quelle: Jerin, A., 2005, S.5) PSW unterscheiden sich von Wasserkraftwerken im Wesentlichen durch die technische Fähigkeit, im Betrieb mit Speicherpumpen größere Wassermengen auf ein höheres potenzielles Energieniveau befördern zu können. Der Pumpbetrieb wird je nach Bedarf und Nutzen vom Turbinenbetrieb abgelöst. Die hydraulische Umlagerung von Wasser mit primärem Zweck der Speicherung von Elektrizität wird als Energieveredelung im Wälzbetrieb bezeichnet. Je nach geographischen Gesichtspunkten weichen einzelne Elemente in ihrer Form und Ausführung von denen in der Darstellung ab Beispiel: stehendes oder fließendes Gewässer anstelle eines Unterbeckens. Die Funktionsweise eines PSW bleibt jedoch dieselbe. Weiterhin existieren bauliche Ausführungen, deren Oberbecken zusätzlich von einem natürlichen Zufluss gespeist werden. In diesen Fällen spricht man von Pumpspeicherwerken mit natürlichem Zufluss, da die zufließende Wassermenge nicht den für die Stromspeicherung notwendigen Höhenunterschied durch Betrieb der Speicherpumpen überwinden muss. Dieser regenerativ erzeugte Stromanteil wird in sämtlichen Statistiken auch gesondert aufgeführt, jedoch nicht nach dem EEG vergütet. Bei reinen PSW handelt es sich nicht um Erneuerbare Energiequellen. Die jährlich für den Betrieb der Speicherpumpen benötigte Gesamtstrommenge besteht aus einem Stromerzeugungsmix, der anteilig je nach Region und Bezugszeitpunkt fossilen, kerntechnischen und/oder regenerativen Ursprungs ist. Dabei macht zum heutigen Zeitpunkt die auf fossilen Brennstoffen und Seite 20 von 114

23 Kernenergie basierende Grundlast-Erzeugung den größten Anteil des bezogenen Pumpstroms aus. Die Summe aus Pumpleistung und minimaler Verbraucherlast erfordert nur selten, die in der Grundlast betriebenen Kraftwerke zu drosseln. Zur Vereinfachung sind nachfolgend unter dem Begriff Pumpspeicherwerk (PSW) sowohl Anlagen mit natürlichem Zufluss als auch ohne natürlichen Zufluss zu verstehen. In Deutschland haben etwa ein Drittel aller PSW einen natürlichen Zufluss, Das technische Prinzip von PSW basiert auf mehreren Energieumwandlungsschritten: elektrisch mechanisch potenziell mechanisch elektrisch Bei jedem Umwandlungsschritt fallen unterschiedlich hohe Wirkungsgradverluste an, aus denen sich der gesamte Speichernutzungsgrad eines PSW zusammensetzt. Rohrleitung: 0,5 % Pumpe: 9,6 % Motor: 3 % Transformator: 0,5 % 86,4 % 86,4 % 86,4 % Zugeführte elektrische Arbeit 100 % Zurückgewonnene elektrische Arbeit 77,3 % Rohrleitung: 0,8 % Turbine: 5,5 % Generator: 1,4 % Transformator: 0,4 % Abbildung 2: Überschlägige Zusammensetzung des Speichernutzungsgrads (Eigene Darstellung auf Basis von Giesecke, J.; Mosonyi, E., 2005, S.649) In Abbildung 2 werden die jeweiligen Wirkungsgrade allgemein aufgeschlüsselt dargestellt. Dabei handelt es sich um eine überschlägige Berechnung unter der Annahme üblicher Komponentenwirkungsgrade. Speicherpumpe und Turbine weisen demzufolge die größten Verluste auf. Während sich für den Anlagenbestand in Deutschland ein durchschnittlicher Speichernutzungsgrad von ca. 74 % errechnen lässt, nimmt der Speichernutzungsgrad eines PSW neuester Bauart bzw. durch Umrüstung auf den neuesten technischen Stand Werte zwischen 77 % und über 80 % ein. Im Beispiel PSW Goldisthal, dem neuesten deutschen PSW (Inbetriebnahme im Jahr 2003), stellt der erreichte Speichernutzungsgrad von 80 % im weltweiten Vergleich von Pumpturbinen einen Spitzenwert dar 2. 2 Hassa, R.; Bogenrieder, W., 2003, Spezial S. 8 Seite 21 von 114

24 Neben PSW und Wasserkraftwerken gelten auch Gasturbinen ohne Kraft-Wärme-Kopplung als schnell regelbar, wenn auch bei weitem nicht so schnell wie PSW. Die Hochlaufzeit von Gasturbinen aus dem Stillstand beträgt im Durchschnitt etwa 15 Minuten, während die PSW bereits nach 2 Minuten einsatzbereit sind. Die PSW zeichnen sich insbesondere durch eine große Zuverlässigkeit aus. Die Ausfallwahrscheinlichkeit von Gasturbinen ist u. a. aufgrund der Startversager bei schnellem Anfahren deutlich höher. Je nach Quelle lassen sich unterschiedliche Zuverlässigkeitskenngrößen ermitteln, die im Bereich von ca. 56 % Zuverlässigkeit der technischen Einheit einer Gasturbine nach Brückl 3 und Wüst 4 bzw. 79 % Zuverlässigkeit nach Roggenbau 5 liegen. Die Zuverlässigkeit von PSW befindet sich je nach Alter der Anlage weit über bzw. bei 90 % und entspricht in ihrer Größenordnung der von Wasserkraftwerken. Sie trägt entscheidend zur hohen Qualität der Versorgungssicherheit im Bereich eines ÜNB bei. 3.2 Bereitstellung von Regelenergie Nach dem Energiewirtschaftsgesetz sind alle Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) des deutschen Elektrizitäts-Verbundsystems dazu verpflichtet, einen sicheren und zuverlässigen Betrieb des Stromnetzes ihrer jeweiligen Regelzone zu gewährleisten. Entscheidendes Kriterium für den stabilen Netzbetrieb und eine hohe Stromqualität ist die Stromfrequenzhaltung bei 50 Hz. Stimmen Erzeugungsleistung und Last in der Regelzone nicht überein, so kommt es zu Frequenzabweichungen, die der ÜNB ausregeln muss 16. Zur Erfüllung dieser Netzanforderung setzt der ÜNB Regelleistung in Form von Primär-, Sekundär- und Tertiärregelleistung (Minutenreserveleistung) ein. Der ÜNB hat dafür Sorge zu tragen, dass eine ausreichend große Kraftwerksleistung für den Einsatz zur Frequenzregelung zur Verfügung steht. P Primärregelleistung Sekundärregelleistung Minutenreserveleistung 30 s 15 min > 60 min t Abbildung 3: Vorzuhaltende Regelleistungsarten der ÜNB (Quelle: Der Aufbau der Regelung ist in drei Stufen untergliedert. In der zeitlichen Abfolge wirken nacheinander die Primär-, die Sekundär- und die Tertiärregelung, entsprechend Abbildung 3. 3 Brückl O., 2006, S.33 4 Wüst, B., Roggenbau, M., 1999 Seite 22 von 114

25 Die unterschiedlichen Regelleistungsarten sind gemäß der gemeinsamen Ausschreibungsplattform für Regelenergie aller deutschen ÜNB wie folgt definiert 6 : Primärregelung: Bereitstellung nach dem Solidaritätsprinzip durch alle im UCTE-Gebiet synchron verbundenen ÜNB automatische vollständige Aktivierung innerhalb von 30 sec abzudeckender Zeitraum pro Störung: 0 < t < 15 min Sekundärregelung: automatischer Abruf durch den betroffenen ÜNB vollständige Aktivierung innerhalb von 5 min Technischer Erbringungszeitraum: 30 s < t < 60 min Minutenreserve (Tertiärregelung): telefonischer und fahrplangestützter Abruf durch den ÜNB vollständige Aktivierung innerhalb von 15 Minuten ab telefonischem Abruf manuelle Aktivierung gemäß dem 1/4-h-Fahrplanraster bzw. innerhalb 15 Minuten abzudeckender Zeitraum pro Störung t > 15 min bis 1h bzw. bis zu mehreren Stunden bei mehreren Störungen PSW können innerhalb von wenigen Sekunden auf den zuvor festgesetzten Regelleistungsabruf reagieren. Der Abruf von Primär- und Sekundärregelleistung erfolgt automatisch gesteuert von der jeweiligen Schaltzentrale des ÜNB während Minutenreserveleistung in der Regel durch manuelle Eingriffe vor Ort aktiviert wird. Ferner kann ein eigenständig operierendes PSW, wenn es sich nicht in Betrieb befindet und wenn der Speicher weder ganz leer noch ganz voll ist, grundsätzlich sowohl negative als auch positive Regelleistung anbieten. Das heißt, in Zeiten von Netzfrequenzen kleiner als 50 Hz wird zusätzliche (positive) Regelleistung zum Ausgleich in die Regelzone eingespeist (Turbinenbetrieb) oder zu Zeiten mit einer Netzfrequenz größer als 50 Hz wird überschüssige Erzeugungsleistung durch negative Regelleistung kompensiert bzw. die Last durch Betrieb der Speicherpumpen erhöht. Negative Regelenergie lässt sich mit geringeren Zusatzkosten bewerkstelligen. Die Kosten und damit die Vergütungen für positive Regelleistung liegen deutlich höher. 6 EnBW, E.ON, RWE, Vattenfall: Internetplattform zur Ausschreibung von Regelleistung der deutschen ÜNB. Online: (Stand ). Seite 23 von 114