Das regenerative Kombikraftwerk

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1 Das regenerative Kombikraftwerk Abschlussbericht R. Mackensen, Dr. K. Rohrig ISET e.v. H. Emanuel Schmack Biogas AG 31. April 2008

2 Inhalt 1 EINLEITUNG 4 2 TECHNISCHE, ÖKONOMISCHE UND REGULATORISCHE RAHMENBEDINGUNGEN Stand der Wissenschaft und Technik Windenergie Online-Bestimmung und Prognose Integration von Windenergie in die Netzbetriebsführung Photovoltaik Biogasanlagen Speicherkraftwerke Projektinitiatoren und Partner 11 3 DAS 100% EE SZENARIO Ermittlung des Strombedarfs und der Potenziale der Erneuerbaren Energien Auswahl und Dimensionierung der Komponenten Komponente Wind Komponente Solar Komponente Biogas Komponente Speicher Weitere Auslegungsaspekte 20 4 KONZEPT DES KOMBIKRAFTWERKS Funktionsprinzip des Kraftwerks 22 2/65

3 4.2 Das Softwaresystem Der Berechnungsserver Die Steuerzentrale 25 5 PROJEKTERGEBNISSE 27 6 ZUSAMMENFASSENDER AUSBLICK 31 Anhang A Potentiale erneuerbarer Energien Anhang B Auswertungen und Szenarien Anhang C Projektbeteiligte Anhang D Verzeichnisse 3/65

4 1 Einleitung Die Sicherstellung der Energieversorgung ist eine der zentralen Aufgaben unserer Volkswirtschaft. Angesichts knapper werdender fossiler Brennstoffreserven, die in den nächsten Jahrzehnten eine beträchtliche Steigerung der Rohstoff-Importpreise erwarten lassen [SIMM05], und angesichts der zunehmend alarmierenden Erkenntnisse über den bevorstehenden Klimawandel [IPCC07] mit milliardenschweren Folgeschäden für Wirtschaft und Umwelt ist die Einbindung Erneuerbarer Energiequellen in die Energieversorgung und der weitere Ausbau dieser Technologie eine der wichtigsten Aufgaben für Politik und Wirtschaft in den nächsten beiden Jahrzehnten.. Bestimmend sind längst nicht mehr die Fragen, ob und wie viele Erneuerbare Energiequellen wir erschließen wollen; vielmehr kommt es darauf an, wie schnell wir den Wandel hin zu einer umweltverträglichen Energieerzeugung tatsächlich bewerkstelligen. Als stärkstes Argument gegen den Einsatz Erneuerbarer Energiesysteme wird nach wie vor angebracht, dass deren Verfügbarkeit von meteorologischen Einflüssen abhängt, was die Prognostizier- und Planbarkeit der zu erwartenden Energieerträge in Frage stellt und gleichzeitig nahezu keine Steuerbarkeit der einzelnen Anlagen erlaubt. Folglich könne nicht sichergestellt werden, so die Kritiker, dass in einem Portfolio mit hohem Anteil Erneuerbarer Energien zu jeder Zeit die erforderliche Nachfrage gedeckt werden kann; mithin wäre eine sichere Stromversorgung nicht gewährleistet. Diese Argumentationskette sollte durch das angestrebte Projekt klar widerlegt werden. Das Projekt hatte das Ziel, zu demonstrieren, dass durch eine koordinierte Steuerung sich die verschiedenen Erneuerbaren Energien mit ihren spezifischen Einsatzmerkmalen in ihrer Wirkung gegenseitig ergänzen. Es wurde ein Netz einzelner dezentraler Erzeugungsanlagen aufgebaut, das über eine zentrale Steuerungseinheit informationstechnisch verknüpft ist. Mit dem Anspruch einer 100 % Regenerativstromversorgung wurde im Projekt der Begriff Regeneratives Kombikraftwerk etabliert. Das Leistungsvermögen eines solchen Kombikraftwerks in Hinblick auf eine ausreichende quantitative und bedarfsgerechte Strombereitstellung galt es, im Rahmen dieses Projektes unter Beweis zu stellen. Dadurch sollten gesicherte Argumente geliefert werden, wie und auf welche Weise Erneuerbaren Energiesystemen ein klarer Vorrang in der zukünftigen Energiepolitik eingeräumt werden kann. Eine Kombination verschiedenartiger Energiequellen ist kein grundlegend neuer Gedanke [ARW06], denn auch derzeit findet sich ein Strom-Mix aus mehreren konventionellen Quellen wie etwa Braunkohle, Steinkohle, Atomkraft, Erdöl und Erdgas. Was an einem Mix aus 4/65

5 Ökostrom aber neu ist, ist die Erkenntnis, dass ein Kombikraftwerk, welches zu 100 % auf regenerative Quellen zurückgreift, schon heute voll funktionsfähig und bedarfsgerecht steuerbar ist, wie das Projekt demonstrieren sollte. Beweis der Leistungsfähigkeit und guten Regelbarkeit eines Regenerativen Kombikraftwerks Energiegipfel Kostenoptimierungspotentiale Demand Management Projekt Folgephase Abb. 1 Zwei Phasen des Projektes Regeneratives Kombikraftwerk In einer Folgephase sollen (nach dem Energiegipfel) Szenarien entwickelt werden, die die Möglichkeit der Skalierung des Portfolios hin zu einer 100 % Versorgung für ganz Deutschland quantifizieren. Ebenfalls einzubeziehen sind dann Kostenoptimierungspotentiale bei der Umsetzung der notwendigen Maßnahmen, Demand Management und Wechselwirkungen zu den anderen Anteilselementen am Gesamtprimärenergiebedarf, d.h. Mobilität und Wärme. Das Projekt Regeneratives Kombikraftwerk geht zurück auf die Initiative der drei Energiegipfel-Teilnehmer der Sparten Bio-, Solar- und Windenergie (Schmack Biogas AG, SolarWorld AG, Enercon GmbH), die gemeinsam die Leistungsfähigkeit und gute Regelbarkeit eines Regenerativen Kombikraftwerks aus real bestehenden Anlagen unter Beweis stellen wollen. Kommunikationsplattform für die Ergebnisse des Projektes (vgl. Abb. 1) bildete der Energiegipfel der Bundesregierung im Juni 2007, auf dem den Teilnehmern darunter insbesondere der Frau Bundeskanzlerin Dr. Angela Merkel nicht nur eine vorgefertigte Simulation des Kraftwerksverhaltens eingespielt, sondern vor allem die Möglichkeit der interaktiven Echtzeit-Steuerung des Kombikraftwerks ermöglicht werden sollte. 5/65

6 2 Technische, ökonomische und regulatorische Rahmenbedingungen Die Ergebnisse der Untersuchungen der dena-netzstudie [DENA05] haben gezeigt, dass Windenergie in der Größenordnung von einigen Gigawatt Leistung in das deutsche Stromnetz integrierbar ist. Allerdings hat sie auch aufgezeigt, dass diese Leistungen nur mit erhöhten technischen Anforderungen an die Stromnetze und einem flexibleren Einsatz der konventionellen Kraftwerke angeschlossen werden können. Auch wird ein verstärkter Einsatz von Speicherkraftwerken als Integrationsmaßnahme mit mehrfachem Nutzen für den Leitungsverbund in Betracht gezogen. Die Übertragungsnetze in Deutschland sind für eine homogene Verteilung von Erzeugung und Last ausgelegt. Hohe Transite wurden bei der Konzipierung nicht vorgesehen. Durch die Liberalisierung des Stromhandels und durch die verbraucherferne Erzeugung großer Windleistungsanteile wird zunehmend diese homogene Verteilung gestört. Der Re-Dispatch von Kraftwerken wird zum Teil bereits erforderlich, um Engpässe im Netz zu beherrschen. Das Erneuerbare Energien Gesetz [EEG00] lässt darüber hinaus zu, dass die Windleistungseinspeisung zur Beherrschung von Netzengpässen eingeschränkt werden kann. Ein Netzausbau zur Beherrschung der Engpässe ist zwar erforderlich, scheitert aber an oder wird verzögert durch langwierige Genehmigungsverfahren. Die deutschen Netzbetreiber werden also längerfristig mehr und mehr Engpässe zu beherrschen haben. Mit einer verstärkten Durchdringung fluktuierender erneuerbarer Energien steigt auch die Bedeutung von systemübergreifenden Ansätzen, diese in das technische und ökonomische Stromsystem zu integrieren. Während die technische Integration vor allem Fragen der Netzintegration, der fluktuierenden Einspeisung und der bedarfsgerechten Bereitstellung betrifft, ist eine Integration in den Strommarkt vor allem in Hinblick auf eine Überführung von EE-Anlagen vom Vergütungsanspruch des EEG in eine freie Vermarktung (beispielsweise an der Strombörse) und damit zusammenhängend die Regelung der Verantwortung für die Veredelung und Vermarktung zu interpretieren. Durch den im EEG festgeschriebenen Anspruch auf Vergütung und Netzanschluss schafft das EEG bislang keine weiteren Anreize für den Anlagenbetreiber, Integrationsmaßnahmen zu ergreifen. Auch für Stromverbraucher oder Netzbetreiber gibt es über das EEG keine Anreize, Lastmanagement oder Speichermaßnahmen zum Ausgleich fluktuierender Einspeisung zu ergreifen oder Anlagen zu koppeln, um optimierte Betriebsstrategien zu realisieren (Kombination mit anderen EE / Kombination mit gut regelbaren Kraftwerken). Bisher kommt es lediglich in Situationen mit überdurchschnittlichen Börsenpreisen zu einer geänderten Verhaltensweise weniger einzelner Anlagenbetreiber, wobei davon ausgegangen werden kann, dass Häufigkeit und Umfang bei steigenden Börsenpreisen und sinkenden EEG-Vergütungssätzen weiter zunehmen. 6/65

7 2.1 Stand der Wissenschaft und Technik Windenergie Online-Bestimmung und Prognose Für die Einbindung der Windenergie in die elektrische Energieerzeugung setzen die Übertragungsnetzbetreiber Windleistungsprognosemodelle ein. Mit Hilfe von Vorhersagen für den Folgetag wird der Bilanzkreis EEG mit Hilfe von Ausgleichsenergie glattgestellt. Die Abweichung zwischen der prognostizierten und der realen Windenergieeinspeisung wird mit Regelenergie ausgeglichen. Die heute eingesetzten Prognosemodelle zeichnen sich durch eine hohe Genauigkeit aus. Die Abweichungen betragen durchschnittlich ca. 5% - RMSE der Folgetagsprognose für das Deutsche Verbundnetz, bezogen auf die installierte Leistung. Ein wesentlicher Parameter für die Höhe des Prognosefehlers ist der durch die weiträumige Verteilung der Windenergieanlagen und Windparks bedingte Vergleichmäßigungseffekt. Die Erzeugungsschwerpunkte der geplanten Offshore-Windparks sind im Gegensatz zu den Windparks an Land nicht weiträumig verteilt, sondern auf wenige Standorte konzentriert. Das hat zur Folge, dass der positive Effekt der Vergleichmäßigung bei dezentraler Einspeisung nicht mehr so stark ins Gewicht fällt mit anderen Worten, die Fluktuationen bei der Windenergieeinspeisung werden zunehmen und zu einer Erhöhung des Prognosefehlers führen. Im Rahmen eines vom Bundesministerium für Umwelt und Reaktorsicherheit (BMU) geförderten Forschungsvorhabens wurde am ISET ein numerisches Modell zur Windleistungsprognose entwickelt, welches seit Juli 2001 bei der E.ON Netz GmbH erfolgreich betrieben wird. Das Modell liefert den zeitlichen Verlauf der eingespeisten Leistung einzelner repräsentativer Windparks bzw. Windparkgruppen. Für die Standorte der Windparks stellt der Deutsche Wetterdienst (DWD) numerische Wettervorhersagen, d.h. Zeitreihen prognostizierter meteorologischer Parameter zur Verfügung. Die zugehörige Leistung der Windparks wird mit Hilfe von Künstlichen Neuronalen Netzen (KNN) berechnet. Die prognostizierten Windparkleistungen der repräsentativen Standorte werden als Eingangsdaten für das Transformationsmodell genutzt, das daraus den zu erwartenden Verlauf der Gesamteinspeisung für größere Gebiete (Netzregionen, Regelzonen) berechnet. Dieses Verfahren ist auf die Vorhersage der Solarstromeinspeisung zu übertragen Integration von Windenergie in die Netzbetriebsführung Mittlerweile hat die installierte Windleistung in bestimmten Netzgebieten (und Regelzonen) bereits eine Größenordnung erreicht, durch die in Starkwindzeiten durch Leistungsschwankungen verursachte Probleme bei der Netzregelung und Netzbetriebsführung auftreten können. So sind bereits Phasen aufgetreten, wo in der Regelzone der Vattenfall Europe Transmission (VE-T) die gesamte Netzlast aus Windenergie gedeckt wurde und nur durch das Zusammenspiel mit den anderen Regelzonen die Netzstabilität aufrecht erhalten werden konnte. Dieser Aspekt ist besonders im 7/65

8 Zusammenhang mit der Errichtung großer Offshore-Windparks von Bedeutung, die über einen Anschlusspunkt Leistungen im Bereich von mehreren Hundert MW bereitstellen. Hier ist die aktive Beteiligung der Windparks an der Netzbetriebsführung gefragt. Die Netzdienstleistungen umfassen u. a. Spannungshaltung, Frequenzregelung und Versorgungswiederaufbau, Kurzschlussstrombereitstellung sowie Leistungsregelung auf Sollwertvorgaben, Vermeidung von Inselnetzbildung und Planung der Regelreserve. Die genannten Anforderungen sind in konventionellen Kraftwerken in den meisten Fällen ohne weiteres verfügbar. Die in der Vergangenheit installierten Windenergieanlagen hatten nur geringe Möglichkeiten, diese Anforderungen zu erfüllen. Verursacht wurde dieser Zustand durch technische Begrenzungen, wie z. B. Generatorart oder Betriebsführung. Dagegen besitzen die heutigen Anlagen mit ihren Generatorkonzepten und Möglichkeiten zur Anlagenregelung nahezu alle Eigenschaften um sich aktiv an der Netzbetriebsführung zu beteiligen. Dies trifft ebenfalls für die im Testfeld geplante 5 MW WEA-Klasse mit doppelt gespeisten Induktionsgeneratoren und über Vollumrichter geschaltete Synchrongeneratoren zu. Neben den Möglichkeiten der WEA können Komponenten wie FACTS-Anlagen die elektrischen Eigenschaften der Offshore-Windparks weiter optimieren. Große Windparks werden heute durch eine übergeordnete Regelungs- und Betriebsführungseinheit, den so genannten Windpark-Controller (WPC) gesteuert. Für die Verarbeitung externer Sollwerte (z.b. Erzeugungsmanagement, Vorgabe Leistungsfaktor) vom WPC sowie die Rückmeldung von Statusinformationen (z.b. technische Verfügbarkeit der WEA, verfügbare Wirkleistung, verfügbare Blindleistung, mittlere Windgeschwindigkeit) an die übergeordnete Betriebsführung wird eine Windpark-Prozessdatenschnittstelle verwendet. Mit diesen Möglichkeiten sind bereits heute als Stand der Technik realisiert: - Einspeisung von Blindleistung (Vorgabe Blindleistungssollwert oder Vorgabe Leistungsfaktor) im Rahmen der Blindleistungsstellfähigkeit der Windenergieanlagen und des Windangebotes, - Erzeugungsmanagement (Vorgabe maximale Wirkleistungseinspeisung) durch Steuerung oder Regelung am Netzanschlusspunkt, - Prozessdatenschnittstelle realisiert über Stromschleifen, potentialfreie Kontakte oder Busprotokolle (z.b. Profibus, Modbus), - Einhaltung von maximalen Gradienten beim Anfahren von Windparks, - Leistungsbegrenzung von Windenergieanlagen bei Überfrequenz. Die Zeitkonstanten der Regelungen bei der Umsetzung der Wirk- bzw. Blindleistungsvorgabe liegen im Bereich von Sekunden. Neue Aufgaben an die Betriebsführung nach den Kriterien Betriebssicherheit, Einhaltung der Netzanschlussbedingungen und maximaler Energieertrag können jedoch durch die individuelle Regelung und Betriebsführung einzelner Windparks nicht mehr gelöst werden, sondern erfordern zusätzlich eine übergeordnete Betriebsführung mit entsprechenden 8/65

9 Sollwertvorgaben. Diese Erweiterungen der Regelungs- und Betriebsführungseinheiten werden momentan im vom BMU geförderten Vorhaben Integration großer Offshore- Windparks in elektrische Versorgungssysteme vom ISET in Kooperation mit ENERCON, Vattenfall Europe Transmission, E.ON Netz, der Universität Kassel und dem Deutschen Wetterdienst entwickelt und für den praktischen Einsatz an Onshore- und später auch an Offshore-Windparks (am Offshore-Testfeld) erprobt. Das im Rahmen des Projekts entstandene Windpark-Cluster-Managementsystem(WCM) stellt eine Möglichkeit dar, Sollwertvorgaben an eine Windparkgruppe weiterzugeben und diesen damit Kraftwerksähnliche Eigenschaften zu verleihen Photovoltaik Im Rahmen der von BMU, BSW und EPIA geförderten Studie Welche Wertigkeit hat PV Strom wurde vom ISET untersucht, welchen Einfluss PV Strom auf Grund-, Mittel- und Spitzenlast hat. Dafür wurden Summenganglinien der Solarstromeinspeisung für ganz Deutschland und für verschiedene Ausbauszenarien mit einer zeitlichen Auflösung von 15- Minuten erzeugt. Über meteorologische Daten wurde die Einspeisung an repräsentativen Standorten ermittelt und mit einem parametrisiertem Transformationsalgorithmus, der die räumliche Verteilung der installierten PV-Kapazität berücksichtigt, ermittelt. Die Erfahrung, die ISET im Bereich der Windenergie gesammelt hat, wurde schon in der Studie Welche Wertigkeit hat PV Strom? zur Hochrechnung der Solarstromeinspeisung für Deutschland verwendet. Der hier entwickelte Algorithmus wurde ebenfalls für die Steuerung der Komponenten beim Regenerativen Kombikraftwerk verwendet Biogasanlagen Anfang 2007 sind 1270 MW Biogasleistung (FNR) in Deutschland installiert. Diese wandeln zumeist vor Ort in BHKW das Biogas zu Strom um, den sie als Grundlast in die elektrischen Netze vor Ort einspeisen. Mittlerweile werden die ersten Biomethananlagen in Deutschland betrieben, die aufgereinigtes Biogas direkt in das Erdgasnetz einspeisen. Biogas erlaubt aber weit mehr Nutzungsmöglichkeiten als die reine Grundlaststromerzeugung. Aufgrund verschiedener Speichermöglichkeiten in der Umwandlungskette ist Biogas prädestiniert für die Ausgleichsenergieerzeugung nach dem jeweiligem Bedarf und dem Zustand der Netze. So ist im ersten Schritt der Rohstoff schon vor Einbringen in die Biogasanlage speicherbar. Anschließend kann aber auch das erzeugte Gas technisch sehr einfach und verlustarm vor Ort gespeichert werden. Alternativ bietet sich die Aufreinigung des Gases auf Erdgasqualität und Einspeisung in die vorhandenen Netze an. Hierbei kann auch über längere Zeiten (z.b. Starkwindphasen) hinweg Biomethan in den deutschen Erdgasspeicherkapazitäten (gesamte 9/65

10 Speicherkapazität der Bundesrepublik Deutschland zum : 32,6 Mrd. m 3 Vn, Quelle: BMWi) zwischengespeichert werden oder stattdessen zwischenzeitig anderen Nutzungswegen (Kraftstoff, Wärmeerzeugung) zufließen. Alle drei Speichermöglichkeiten und die anschließende Regelenergierzeugung wurden im Kombikraftwerk erstmals gemeinsam eingesetzt und getestet Speicherkraftwerke Energieversorgungssysteme mit einem hohen Anteil an fluktuierender Stromeinspeisung aufgrund wetterabhängiger Energieproduzenten wie Wind- und Solarenergie benötigen Speicher, um Zeiten von Schwachlast und hoher Stromproduktion mit solchen geringer Produktion und Starklast auszugleichen. Energiespeicher sind daher für den Betrieb unumgänglich. Die zurzeit in Deutschland verfügbare Pumpspeicherleistung beträgt ca. 7GW, die jährliche Energieproduktion ca. 7,5 TWh [WIKI08]. Da die zur Verfügung stehenden Möglichkeiten für Pumpspeichersysteme durch die Geographie begrenzt sind, müssen weitere Arten der Energiespeicherung wie Druckluftspeicher erschlossen werden. 10/65

11 2.2 Projektinitiatoren und Partner Das Projekt Regeneratives Kombikraftwerk wurde von den drei Firmen Schmack Biogas AG, Solarworld AG und Enercon GmbH initiiert und voran getrieben. Ziel war die Präsentation auf dem Energiegipfel Tatkräftige Unterstützung leisteten weitere Projektpartner wie unten aufgeführt. An dieser Stelle herzlichen Dank für die gute Zusammenarbeit. Gefördert wurden die Aktivitäten vom Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit. Projektinitiatoren: Projektpartner: Weitere Informationen zum Projekt unter 11/65

12 3 Das 100% EE Szenario 3.1 Ermittlung des Strombedarfs und der Potenziale der Erneuerbaren Energien Damit untersucht werden kann, ob die Erneuerbaren Energien in der Lage sind, den Strombedarf in Deutschland zu jeder Zeit vollständig zu decken, muss die Größe und der zeitliche Verlauf der Last so genau wir möglich ermittelt werden. Für das Regenerative Kombikraftwerk (RKK) wurde der Nettostrombedarf (Größe und Verlauf) in Deutschland über die vertikale Netzlast, die als die vorzeichenrichtige Summe aller Übergaben aus dem Übertragungsnetz über direkt angeschlossene Transformatoren und Leitungen zu Verteilungsnetzen und Endverbrauchern [RWE07] veröffentlicht wird, ermittelt. Zu dieser Kurve werden die dezentralen Einspeisungen aus Wind, Photovoltaik, Biogas gespeisten BHKWs, dezentraler Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) und Wasserkraft hinzuaddiert und ergeben somit den Verlauf der Last in Deutschland. Da die KWK und Wasserkraft im Rahmen des Projektes nicht gesteuert werden sollten, wurden diese beiden Erzeugergruppen nicht berücksichtigt. Aus diesen Größen ergibt sich für das Jahr 2006 ein aggregierter Strombedarf von 411,3 TWh (vgl. Tabelle 1); Abbildung 2. zeigt die Ganglinie für einen beispielhaften Wochenzeitraum (Do. bis Mi.). Unter der Annahme, dass sich die elektrische Last in Deutschland für 2007 nicht wesentlich von der im Jahr 2006 unterscheidet, wurde die, über diese Methodik ermittelte Kurve als Lastganglinie für das RKK für die Jahre 2006 und 2007 verwendet [ROHR03] PV Bio-BHKW Wind Konv. KW Leistung [MW] Zeit Abb. 2 Berechnung des Strombedarfsverlaufes am Beispiel eines Wochenzeitraums 12/65

13 Tabelle 1 Zusammensetzung des Nettostrombedarfs 2006; Quelle: BMU (2007b), eig. Berechnung. vertikale Bio- Wind PV KWK, Fernwärme, BHKW Wasser Last Netzlast BHKW TWh 360,2 30,5 18,6 2,0 411,3 100,0 21,6 532,9 Im nächsten Schritt war zu ermitteln, welches Potenzial auf der Erzeugerseite zu erwarten ist bzw. welche Erzeugungskapazität der Erneuerbaren Energien zur Verfügung stehen muss, um eine 100%ige Versorgung zu erreichen. Dazu wurden die technischen Angebotspotentiale der einbezogenen Erneuerbaren Energien Wind, Photovoltaik und Biogas überprüft, ob sie quantitativ ausreichend sind, um bei einem entsprechendem Ausbau den Strombedarf decken zu können. In Anlehnung an verschiedene Studien [BINE05, BMU06, BMU07, BMWI07] und eigene Berechnungen wurde das folgende Ausbauszenario entworfen. Bei größeren Nabenhöhen und Rotorflächen sind nach Expertenmeinung an Land Volllaststunden bei einer durchschnittlichen Anlagenkapazität von 6 MW und einer Anlagenzahl von WEA zu erwarten. Bei der Windenergienutzung offshore werden Volllaststunden bei Anlagen zu je 6 MW erwartet. Diese Annahmen ergeben 168 TWh/a onshore und 120 TWh/a offshore. Unter Nutzung von 20% der Dachflächen ergibt sich bei 850 Volllaststunden und einer installierten Leistung von 70 GW ein nutzbares Photovoltaik-Potential von 60 TWh/a. Biogas lässt sich bei einem Ertrag von m 3 /ha, einem Wirkungsgrad von 2,5 kwh el /m 3 und der Ausnutzung von ca. 17 % der landwirtschaftlich nutzbaren Fläche in Deutschland zu rund 100 TWh/a Strom umwandeln. Damit ergibt sich in der Summe ein Angebotspotential von 448 TWh/a. Dieser Wert übersteigt den Nettostrombedarf von 411,3 TWh/a, so dass eine 100%ige Stromversorgung aus Windenergie-, Photovoltaik- und Biogasanlagen für ganz Deutschland rein quantitativ möglich ist. 13/65

14 Tabelle 2 Nutzbare Potentiale ausgewählter Erneuerbarer Energien in Deutschland Erneuerbare Energie Nutzbares Potential [TWh/a] Windenergie onshore 168 Windenergie offshore 120 Photovoltaik 60 Biogas Anmerkungen Volllaststunden: Anlagenleistung: 6 MW Anlagenzahl: Volllaststunden: Anlagenleistung: 6 MW Anlagenzahl: Volllaststunden: 850 Kapazität: 70 GW 20 % der Dachflächen Ertrag: m 3 /ha Wirkungsgrad: 2,5 kwh el /m 3 17 % der landw. Fläche Da derzeit jedoch erst ein Bruchteil dieser Potentiale erschlossen ist und es wirtschaftlich und versorgungstechnisch nicht zu rechtfertigen ist, die realen Erzeugungsanlagen in großem Umfang aus ihrer momentanen, bestimmungsgemäßen Verwendung herauszunehmen und zu einem Kraftwerksverbund zusammenzuschalten, wurde für die technische Realisierung eine repräsentative Auswahl von Erzeugern informations- und steuerungstechnisch zu einem Kombikraftwerk zusammengeschlossen. Als geeigneter Maßstab für das Ausbauszenario wurde der Faktor 1/ gewählt. Das bedeutet, dass etwa 1/ des Strombedarfs durch eine Auswahl von regenerativen Erzeugungsanlagen gedeckt werden muss, die ebenfalls 1/ des jeweiligen Potentials Erneuerbarer Energien gerecht werden. Dazu wurde unter Verwendung von Betriebsdaten realer Anlagen aus dem Jahr 2006 die Dimensionierung des Kombikraftwerks rechnerisch optimiert. Als Ziel sollte der Stromimport minimiert, d.h. die Versorgungssicherheit maximiert werden. Als Nebenbedingungen wurden angesetzt: maximal 25 % der Erzeugung durch Biogas im Portfolio etwa 1/ der Angebotspotentiale Wind und Solar kein Herunterregeln der Solarkomponente maximaler Speicher 84,8 MWh maximaler Export 1,0 MW 14/65

15 Daraus wurde das Erzeugungsportfolio des Kombikraftwerks ermittelt (vgl. Tabelle 3): Wind: Leistung 12,6 MW Stromproduktion von 26,5 GWh/a Solar: Leistung von 5,5 MW Stromproduktion von 6,2 GWh/a Biogas: Leistung von 4,0 MW Stromproduktion von 10,8 GWh/a Import: an 0,8 % des Jahres im Umfang von insgesamt 0,06 % des Strombedarfs Tabelle 3: Die Kenndaten des Kombikraftwerks Potential gem. Tab. 2 ( 1/10.000) Wind Solar Biogas Speicher Import/Export GWh/a 28,8 6,0 10, ,8 GWh/a 26,5 6,2 10,8-0,6 0,02/1,8 41,1 (43,5) Optimierung 1 MW 12,6 5,5 4,0 1,06 -/1,0 - % 60,9 14,3 24, ,0 Mit dieser Dimensionierung wurde ein wichtiger Schritt bei der Determinierung des Regenerativen Kombikraftwerks realisiert. Es wurde ermittelt, in welchem Verhältnis die einzelnen Komponenten zueinander stehen und in welchem Umfang jede Komponente einbezogen werden muss, damit in Deutschland eine Stromversorgung aus 100% Erneuerbaren Energien möglich ist. 1 Die Angaben zur erforderlichen Anlagenleistung beziehen sich auf den derzeitigen Stand der Anlagentechnik und gelten somit für das beispielhafte Kombikraftwerk dieses Projektes. Zukünftig kann dieselbe Stromerzeugung durch eine geringere Anlagenleistung erbracht werden, da sich der Wirkungsgrad der Anlagen erhöhen wird. Damit wird sich auch das Anlagenportfolio verändern. Die negativen Zahlen in der Spalte Speicher bedeuten, dass in 2006 mehr Energie gespeichert als verbraucht wird; ein negativer Saldo ergibt sich ebenso bei der Verrechnung der Import/Export-Werte. Dies führt dazu, dass die Stromproduktion letztlich nicht 41,1 GWh/a sondern eigentlich 43,5 GWh/a beträgt. Auf diese Angaben bezieht sich dann auch die %-Angabe in der dritten Zeile. 15/65

16 3.2 Auswahl und Dimensionierung der Komponenten Komponente Wind Die Komponente Wind im Regenerativen Kombikraftwerk wird durch die Enercon GmbH betreut. Erforderlich ist eine Anlagenleistung von 12,6 MW, die auf drei Standorte verteilt wird: Pilsum an der Nordsee, Nauen bei Berlin und Würselen bei Aachen (s. Tab. 4 und Abb. 7). Diese bewusste räumliche Verteilung der Anlagen hat drei verschiedene Gründe. Erstens trägt die Einbindung der beiden Binnenstandorte dem momentan wachsenden Zubau küstenferner Anlagen Rechnung; zweitens soll möglicher Kritik hinsichtlich einer bewussten Auswahl besonders windgünstiger Standorte am Meer vorgebeugt werden; drittens bewirkt die dezentrale Verteilung einen gewissen Verstetigungseffekt im Windangebot, wie er sich bei einer deutschlandweiten Versorgung einstellen würde. Lfd. Nr. Standort (PLZ) Anlagendaten 1 Pilsum (26736) 6 WEA mit jeweils 500 kw 2 Nauen (14641) 3 WEA mit jeweils kw 3 Würselen (52146) 2 WEA mit jeweils kw 12,6 MW Tabelle 4 In das Kombikraftwerk einbezogene Windenergieanlagen Komponente Solar Die Komponente Solar vertritt namentlich die SolarWorld AG, wobei zusätzlich einige Anlagen der TAUBER-SOLAR GmbH einbezogen werden (s. Tab. 5 und Abb. 7). Insgesamt muss eine installierte Leistung von 5,5 MW bereitgestellt werden, die mit ähnlicher Argumentation wie bei der Wind-Komponente eine möglichst weiträumige Verteilung der Solaranlagen aufweisen sollte. Dadurch wird zusätzlich der dezentrale Charakter der solaren Stromerzeugung untermauert. 16/65

17 Lfd. Nr. Standort (PLZ) Anlagendaten 4 Neckarsulm (74072) 167 kw 5 Rottenacker (89616) 256 kw 6 Heddesheim (68542) 315 kw 7 Uttenweiler (88524) 118 kw 8 Donaueschingen (78166) 179 kw 9 Tauberbischofsheim (97941) 494 kw 10 Rheinstetten (76287) 170 kw 11 Würzburg (97076) 234 kw 12 Tübingen (72072) 118 kw 13 Werbach (97956) 227 kw 14 Niederkirchen (67150) 259 kw 15 Külsheim (97900) 166 kw 16 Ilshofen (74532) 400 kw 17 Kirchardt (74912) 153 kw 18 Assamstadt (97959) 151 kw 19 Tauberbischofsheim (97941) 101 kw 20 Hofkirchen (94544) 237 kw 21 Aidenbach (94501) 176 kw 22 Penzing (86929) kw 23 Freiberg (09599) 240 kw 5,5 MW Tabelle 5 In das Kombikraftwerk einbezogene Photovoltaikanlagen. Aufgrund der guten Einstrahlung im Jahr 2006 konnten über 1000 kwh/kwp erzeugt werden. Dies liegt ca 10% über den Erwartungen aufgrund des zwanzigjährigen Mittelwertes. Dies ist bei zukünftigen Kapazitätsplanungen zu berücksichtigen. 17/65

18 3.2.3 Komponente Biogas Als zentrale Energiequelle für Steuerungs- und Regelungsaufgaben dient in BHKWs leistungsvariabel verstromtes Biogas, das durch die Schmack Biogas AG bereitgestellt wird. Vergegenwärtigt man sich noch einmal das Funktionsprinzip des Kombikraftwerks, so ergeben sich zwei Aufgaben für die Biogas-Komponente. Durch Bioenergie soll einerseits die fehlende Leistung bei unzureichendem Wind- und Solarstromangebot bereitgestellt werden (Steuerung). Hierzu werden die prognostizierten Daten herangezogen, aus denen sich geeignete Fahrpläne für den BHKW-Betrieb aufstellen lassen. Andererseits muss Bioenergie (zusammen mit dem Speicher) aber auch die Prognoseungenauigkeiten als kurzfristig verfügbare Regelleistung abdecken können, was direkt ansteuerbare BHKW erfordert. Zur Verfügung stehen für diese beiden Anforderungen mehrere Anlagen (s. Tab. 6 und Abb. 7), die insgesamt eine Nennleistung von 4,0 MWel bereitstellen müssen. Lfd. Standort (PLZ) Nr. 24 Pliening (85652) 25 Schwäbisch Hall (74523) 26 Bad Hersfeld (36251) 27 Hünxe (46569) Anlagendaten Gasproduktion kwh/h 2 Einspeisung ins Erdgasnetz (Gasspeicher Netz MWh) BHKW kw Gasspeicher: Erdgasnetz Gasturbine 30 kw Gasspeicher: Erdgasnetz BHKW kw Gasspeicher: lokal 4,0 MW Tabelle 6 In das Kombikraftwerk einbezogene Biogasanlagen und BHKWs. Während in der Anlage Hünxe (27) benötigte Grundlast und Regelenergie vor Ort gewonnen wird (Biogasproduktion und -speicherung), wird in Pliening (24) Biomethan erzeugt und ins Erdgasnetz als Zwischenspeicher eingespeist. 2 Der angegebene Wert ergibt sich wie folgt: Rechnet man das Potential von Biogas mit GWh/a (s. Tab. 2, Anhang 1) um auf Stunden-Werte, so ergibt sich ein Potential von 11,4 GWh/h. Dividiert man weiter durch den Skalierungsfaktor erhält man kwh/h. Bei einem Wirkungsgrad von 2 kwh el /m 3 lässt sich die erforderliche Gasproduktion zu 570 m 3 /h angeben. Tatsächlich kann die Anlage in Pliening derzeit 640 m 3 /h produzieren. 18/65

19 Die eingespeiste Energiemenge wird vom BHKW Schwäbisch Hall (25) und der Mikrogasturbine in Bad Hersfeld/Eichhof (26) nach Bedarfsanforderung dem Erdgasnetz entnommen und verstromt. Dem BHKW in Schwäbisch Hall wird täglich ein Fahrplan für die folgenden 24 Stunden vorgegeben. Dieser wird mit Beachtung des bekannten Wärmebedarfs vor Ort nachgefahren. Die Mikrogasturbine am Eichhof kann direkt angesteuert werden und innerhalb von Sekunden ihre Leistung ändern. Die Anlage in Hünxe produziert das zu verstromende Biogas vor Ort. Entsprechend der Wind- und Sonnenprognosen erhält sie alle 24 Stunden einen Fahrplan. Dieser Fahrplan dient zur Einstellung der variablen Beschickung der Anlage (Rohstoffe dienen als Energiespeicher). Hiernach auftretende Abweichungen der Ist- Gasleistung vom Soll können über den vor Ort vorhandenen Gasspeicher ausgeglichen werden. Anschließend wird die Anlage, (wie auch die Mikrogasturbine) von der zentralen Steuerungseinheit in Kassel direkt angesteuert, um kurzfristige Abweichungen der Prognosen von der real durch Sonne und Wind erbrachten Leistung auszugleichen. Hierfür kann innerhalb von Minuten die Stromerzeugung der BHKW an Bedarfsänderungen angepasst werden. Somit übernimmt die Anlage in Hünxe den Leistungsausgleich im Minutenbereich und die Mikrogasturbine in Kassel den im Sekundenbereich Komponente Speicher Als Speicher musste auf eine Simulation zurückgegriffen werden. Um die Speicherkomponente realistisch zu dimensionieren, wurden die Daten des Pumpspeicherkraftwerks Goldisthal [GOLD07] verwendet. Das Pumpspeicherkraftwerk steht damit repräsentativ für bestehende und zukünftige Speicher in ganz Deutschland. Für das Kombikraftwerk wurde die Komponente daher mit dem Faktor 1/1000 skaliert. Lfd. Nr. Standort (PLZ) 28 Goldisthal (98666) Anlagendaten (skaliert) Leistung: kw (real: MW) Speicher: 80 Stunden (real: 8 Stunden) bzw. 84,8 MWh (real: 8,48 GWh) Wirkungsgrad: 0,9 (Turbine), 0,85 (Pumpe) Tabelle 7 Relevante Kenndaten des Pumpspeicherkraftwerks Goldisthal als Referenz für die Speicherkomponente des Kombikraftwerks. 19/65

20 3.2.5 Weitere Auslegungsaspekte Die Kapazitäten für den Export werden auf 1,0 MW begrenzt, um die bestehenden Übertragungskapazitäten beim länderübergreifenden Stromaustausch Deutschlands mit dem Ausland angemessen zu berücksichtigen und Importe aus Ländern mit einem hohen Anteil an nicht regenerativer Energieerzeugung zu vermeiden. Abb. 3 Physikalischer Stromaustausch Deutschlands mit den Nachbarländern 2006 [VDEW06] 20/65

21 Der Steuerungsalgorithmus bezieht sich bei den Zukunftsprognosen auf stündliche Werte der Solar- und Windeinspeisungen, die die Fahrpläne für die anderen Komponenten festlegen. Die momentane, kurzfristige Regelung geschieht dann auf Basis von Messdaten der Solarund Windeinspeisungen, die jede Minute übermittelt werden. Wird von außen in das System eingegriffen, so wird zur nächsten vollen Minute die Aktualisierung der Umgebungsparameter vorgenommen. Die entsprechenden Auswirkungen dieser Maßnahme werden dann mit kurzer Verzögerung infolge der Anpassung der Erzeugungsanlagen nach ca. zwei Minuten sichtbar Abb. 4 Lage der einzelnen Anlagen des Regenerativen Kombikraftwerks. 21/65

22 4 Konzept des Kombikraftwerks 4.1 Funktionsprinzip des Kraftwerks Das Funktionsprinzip der virtuellen Kraftwerke ist in vielerlei Projekten bereits beschrieben und erprobt worden. VK als Aggregation verschiedener Energie produzierender oder vermeidender Komponenten sind schon heute teils operativ im Einsatz. Die Besonderheit bei diesem System ist einerseits die Art der Energieerzeuger, die ausschließlich regenerativ betrieben werden, andererseits die Tatsache, dass die Energie innerhalb Deutschland produziert wird, also nicht von Importen gedeckt wird. Regenerativ, das heißt nachhaltig produzierte Energie aus nachwachsenden Rohstoffen wie zum Beispiel Biomasse und die Ausnutzung der elektrischen Erzeugung durch Solar- und Windenergie. Die Einspeisung der Letztgenannten ist natürlich abhängig vom Angebot des Wetters. Die Herausforderung ist damit die stark fluktuierende elektrische Leistungsabgabe in eine Kraftwerksplanung einzubeziehen. Solar Zentrale kwh S h Strombedarf Wind Biogas Speicher Abb. 5 Das Kombikraftwerk, prinzipieller Aufbau Das Funktionsprinzip des RKW gliedert sich daher in zwei Phasen. In der ersten Phase werden, basierend auf Wetterprognosen des DWD, Einspeiseprognosen für die Erzeugungskomponenten Wind und Solar erstellt. Mittels dieser Prognosen werden unter Berücksichtigung der Speicherstände der regelbaren Komponenten Biogas-BHKW und Pumpspeicherkraftwerk Fahrpläne erstellt, die die Grundlage des Betriebs des Kraftwerks bilden. Unter den Biogas-BHKW gibt es solche, die auf einen mittelfristig geplanten Betrieb angewiesen sind und solche, die binnen kurzer Zeit geregelt werden können. Die BHKW der 22/65

23 ersten Kategorie werden eingesetzt, um mittelfristig abzusehende Flauten oder durch die Nacht oder starke Bewölkung verursachte Einspeisungsausfälle aus Photovoltaik auszugleichen. Sämtliche Erzeuger melden die aktuelle Einspeisung an die zentrale Steuerstelle. In der zweiten Phase wird die tatsächliche Einspeisung mit der im Vorhinein bestimmten verglichen und die durch Prognosefehler verursachten Unter- oder Überdeckungen ausgeglichen. Hierbei kommen schnell regelbare Biogas-BHKW und das Pumpspeicherkraftwerk zum Einsatz. Ist aufgrund z.b. hoher Windstromeinspeisung zuviel Energie im System wird diese - soweit möglich im Pumpspeicherkraftwerk gespeichert. Darüber hinaus kann ein gewisses Maß an Energie exportiert werden. Die maximal mögliche Exportmenge orientiert sich an der Übertragungsfähigkeit der elektrischen Netze zu unseren europäischen Nachbarn. Sollte dann immer noch zuviel Energie produziert werden, kann die Produktion der Komponenten Wind und Solar eingesenkt werden. Umgekehrt ist es zusätzlich zur nationalen Stromproduktion von Elektrizität möglich, Strom zu importieren. Der Ablauf der Berechnungen kann der nachstehenden Abbildung entnommen werden. Abb. 6 Funktionsprinzip Berechnungsalgorithmus Die Berechnung des Energiemix wird für die nächsten 48 Stunden in stündlicher Auflösung der Auflösung der Wetterprognosen durchgeführt. Jede Minute wird der Mix hinsichtlich der realen Einspeisungen der Erzeuger überprüft. 23/65

24 4.2 Das Softwaresystem Der Berechnungsserver Die Steuerung des regenerativen Kombikraftwerks basiert auf einer verteilten Client-Server Anwendung. Den Hauptteil bildet der zentrale Rechenkern, der aus den Daten der Energieerzeuger und Wetterprognosen die Fahrpläne und Regelungsanweisungen für die einzelnen Komponenten errechnet. Die Erzeuger sind über Clientmodule über Webservices an das Hauptsystem angebunden. Zur Überwachung und Einflussnahme dient eine grafische Oberfläche. Abb. 7 Übersicht Softwaresystem Der Rechenkern und die Clients zur Übermittlung der Messwerte wurden in Java entwickelt. Die Kommunikation über die Webservicetechnologie ermöglicht es, via Internet mit der grafischen Benutzerschnittstelle auf den Rechenkern zuzugreifen. Das System ist durch eine hierarchische Struktur leicht skalierbar, die Einbindung weiterer Erzeuger, Speicher oder auch steuerbarer Lasten ist so problemlos möglich. Notwendig für die Anbindung sind lediglich ein Clientmodul, das mit der Steuerungssoftware der Erzeuger kommuniziert, und eine Verbindung zum Internet zur Datenübermittlung an das Hauptsystem, das am ISET bereit gestellt und betrieben wird. 24/65

25 4.2.2 Die Steuerzentrale Zur Visualisierung der Berechnungsergebnisse und zur Einflussnahme in einem gewissen Rahmen dient eine graphische Oberfläche, die über das Internet mit Daten versorgt wird und so von beliebigen Stationen aus betrieben werden kann. Dargestellt werden die aktuellen Einspeisungen der Erzeuger, sowie eine Zusammenstellung des Energiemixes. In einem Diagramm wird der tatsächliche Einspeiseverlauf der letzten 24 Stunden und die Prognosen und Fahrpläne für die nächsten 24 Stunden angezeigt. Abb. 8 KombiKW Steuerzentrale, Ergebnisdarstellung Um das Kraftwerk im Live-Betrieb zu testen und damit zu zeigen, dass das System jederzeit in der Lage ist, mit neuen Anforderungen umzugehen, wurde die Möglichkeit geschaffen, sowohl das Dargebot der wetterabhängigen Einspeisungen, als auch die Höhe des Verbrauchs, zu beeinflussen. Abb. 9 KombiKW - Steuerzentrale, Einflussnahme 25/65

26 Neben dem Live-System wurde ein Visualisierungstool entwickelt, das es ermöglicht längere Zeiträume in einer Art Schnelldurchlauf zu betrachten. Zeitreihen, die in Simulationen für das Jahr 2006 erstellt wurden, werden damit dargestellt. Abb. 10 KombiKW - Darstellung der Simulationsergebnisse 26/65

27 5 Projektergebnisse Das Kombikraftwerk wurde im Rahmen des Energiegipfels 2007 der breiten Öffentlichkeit vorgestellt. Es ist seit Ende Mai 2007 kontinuierlich im Einsatz. Zusätzlich zu den eingangs dargestellten Szenarien wurden stündlich aufgelöste Simulationen mit realen Verbrauchsdaten und verschiedenen Einspeiseszenarien durchgeführt. Alle dargestellten Ergebnisse beziehen sich auf das Kombikraftwerk und damit auf das Modell 1/ von Deutschland. Windseitig wurden verschiedene Jahre mit unterschiedlich hohen Energieeinspeisungen betrachtet. Weiterhin wurde untersucht, wie sich ein geringer Ausbau der Photovoltaik sowie die Variation von Speichergrößen in den Ergebnissen niederschlagen würden. Der zugrunde liegende Jahresverbrauch beträgt MWh. Die Anteile der Erzeuger zur Deckung des Verbrauchs sind in Anhang B dargestellt. Die dargestellten Szenarien sind: Szenario 1 Szenario 2 Szenario 3 Szenario 4 Szenario 5 Szenario 6 Szenario 7 Basisszenario, Windeinspeisung entspricht schwachem Windjahr Basisszenario, Windeinspeisung entspricht mittlerem Windjahr Basisszenario, Windeinspeisung entspricht starkem Windjahr Basisszenario mit weniger Speicherdauerleistung Wie 4 ohne Speicher Wie 4 mit Nennleistung Pumpspeicherkomponente 2MW (entspricht der dreifachen aktuell verfügbaren Leistung) sowie Energiespeicher von etwa 37 MWh (entspricht der zweifachen aktuell im PSKW verfügbaren Energie) Auf 1.5 MW herabgesetzte Nennleistung der Photovoltaikkomponente 27/65

28 Tabelle 8 Anteile der Erzeuger zur Deckung des Verbrauchs in MWh/a Szenario Wind PV Biogas Hydro Import Abb. 11 Anteile der Erzeuger zur Deckung des Verbrauchs in MWh/a Die Ergebnisse zeigen, dass die Jahresenergiebilanz immer ausgeglichen ist. Durch die hohen Windenergieeinspeisungen wird mehr Energie produziert, als vom System nachgefragt wird. Selbst in einem Jahr mit vergleichsweise schwacher Windenergieeinspeisung übersteigt die von Wind, Photovoltaik und Biogas BHKW bereitgestellte Energie den Verbrauch deutlich. Jedoch finden selbst in einem starken Windjahr Importe statt, die teilweise höher liegen, als für zulässig angesetzt. 28/65

29 Szenario Import Importe > Max Export Wind nicht genutzt Wind genutzt Wind total Tabelle 9 Weitere Anteile der produzierten Energie 3 Eine der großen Herausforderungen bei der Umsetzung des Systems ist die Nutzung der Energie, die in den Szenarien in den Export fließt oder als ungenutzte Windenergie nicht verwertet werden kann. Abb. 12 Weitere Anteile der produzierten Energie Bei Betrachtung der verschiedenen Szenarien wird klar, dass das System Kombikraftwerk nicht ohne ein Speicherelement auskommt. Es stellt sich die Frage, ob die in Deutschland verfügbaren Speicherleistungen und deren Ausbaupotentiale ausreichend sind, einen 3 Hier Wind nicht genutzt = Ungenutzter Wind + Export, Wind genutzt = direkt verwertete + gespeicherte Windenergie 29/65

30 durchgängigen Betrieb zu gewährleisten. Um die Austauschvorgaben mit benachbarten Netzen einzuhalten, müsste eine aus Speicherkraftwerken zu deckende Spitzenleistung von 20 GW zur Verfügung stehen, was einer Verdreifachung der aktuell verfügbaren Einspeiseleistung entspricht. Ferner müsste die Speicherkapazität verdoppelt werden. Es stellt sich die Frage ob der Aufwand diese Speicherkapazitäten einerseits technisch realisierbar und andererseits ökonomisch sinnvoll im Vergleich zu einem weiträumigeren Energieaustausch ist. Die Ausführliche Aufstellung der Szenarien ist im Anhang dargestellt. 30/65

31 6 Zusammenfassender Ausblick Das Projekt Regeneratives Kombikraftwerk hat gezeigt, dass eine Vollversorgung von Deutschland mit elektrischer Energie durch erneuerbare Energieträger leistbar ist. Es hat aber auch gezeigt, dass dafür ein konsequenter Ausbau der erneuerbaren Energien, sowie ein intelligentes Speichermanagement notwendig sind. Die Speicherung von Elektrizität ist, die technische Umsetzung angehend, mit hohem Aufwand verbunden. Hinsichtlich der Speicherung von Elektrizität gibt es zwei Möglichkeiten. Es ist einerseits möglich Energie mittels großtechnisch umsetzbaren Kraftwerken wie Druckluftspeichern oder Pumpspeicherkraftwerken zu speichern, andererseits könnte die Übertragung über längere Distanzen und damit entweder eine Nutzung vorhandener Speicher im europäischen Kontext oder eine Vergleichmäßigung von Produktion und Verbrauch verschiedener Gebiete Abhilfe schaffen. Beide Optionen bergen Problemstellungen, die gegeneinander abgewogen werden wollen. Relativ verlustarm und mit geringerem investivem Aufwand verbunden ist die Nutzung von ins Erdgasnetz eingespeistem Biomethan. Hierbei müssen die entstehenden Kosten der Zwischenspeicherung und die Ein- und Auspeiseleistungen noch genauer erörtert und ggf. optimiert werden. Zu beachten ist, dass, bedingt durch die Fluktuation der Stromeinspeisung aus Wind- und Sonnenenergie, Energieproduktion und Verbrauch weiter auseinander driften, als dies im heutigen, mehrheitlich konventionell betriebenen, Energieversorgungssystem der Fall ist. Folglich ist es sinnvoll das Energiesystem durch die Anpassung des Verbrauchs über ein dezentrales Regelsystem oder bestimmte dahinwirkende Marktmechanismen, zu optimieren. Hier besteht weiterer Forschungsbedarf. Die Untersuchungen zum Regenerativen Kombikraftwerk beschränkten sich auf den Elektrizitätssektor. Die zwei anderen energieintensiven Sektoren Wärmeversorgung und Mobilität müssen in weitere Überlegungen einbezogen werden. Ansatzpunkte hierbei sind Kraft-Wärme-Kopplungssysteme mit ausreichend dimensionierten Wärmespeichern, die es ermöglichen, je nach Bedarf, die eine oder die andere Energieform zu erzeugen. Von großem Nutzen kann der gleichzeitige Ausbau von Elektromobilität sein, die einerseits die Nutzung überschüssigen Stroms ermöglicht, andererseits eine Antwort zu Fragestellungen der Stromspeicherung geben kann. Ein weiterer wichtiger Punkt beim Betrieb von elektrischen Energieversorgungssystemen ist die Bereitstellung von Systemdienstleistungen. Die modernen regenerativen Energieerzeuger sind bereits heute in der Lage diese Leistungen zur Verfügung zu stellen. Es ist für Windenergieanlagen kein Problem mehr, Blindleistung zur Verfügung zu stellen. Die dezentrale Bereitstellung von Regelenergie oder anderen Systemdienstleistungen bedarf einer effektiven Kommunikationsinfrastruktur oder eines dezentralen Ansatzes zur aktiven Mitwirkung der einzelnen Erzeuger. 31/65

32 Der Blick in die Zukunft lässt erahnen, dass die Entwicklung von Systemen wie dem Regenerativen Kombikraftwerk weiter voran schreiten wird. Bereits heute existieren Bestrebungen, großräumige Gebiete auf diese Art zu betreiben. Diese lokalen Kombikraftwerke werden entweder kleine Steuerzentralen haben oder komplett dezentral als Zusammenschluss einzelner Erzeuger, Verbraucher und Energiespeicher agieren. Solche dezentralen Energiesysteme werden die Energielandschaft in Europa massiv verändern. Die sich daraus ergebenden Entwicklungen müssen frühzeitig erfasst und koordiniert werden, um die Sicherheit der Versorgung, wie auch die Effizienz und die Nachhaltigkeit der Energieproduktion sicher zu stellen. Das Projekt hat eindrucksvoll untermauert, dass es prinzipiell möglich ist, Deutschland aus 100% erneuerbaren Energien zu versorgen. Wie schnell dies der Fall sein wird, wird vorrangig vom Willen von Politik und Gesellschaft und hieraus teilweise resultierend, von der Geschwindigkeit von Forschung und Entwicklung abhängen. 32/65

33 Anhang A Potentiale erneuerbarer Energien 2006 zukünftig Quelle TWh/a TWh/a Nettostrombedarf in D 536,1 573 Erzeugung 536,1 573 Kraftwerke (vert. Netzlast) 363,4 * 0 Wind onshore 30,5 168 Info Enercon (s.u.) Wind offshore Info Enercon (s.u.) Biogas 18,6 110 Info Schmack (s.u.) PV 2 60 Info BISS (s.u.) Laufwasser 21,6 25 BMU (2007a) Dezentral kwk, Müll 100 * 100 Info ISET Zusatzpotential 250 Einsparungen 100 Info BISS PV, Dach + Freifläche 70 Info BISS Dezentral kwk, Müll 20 Info ISET Geothermie 60 Paschen/Oertel/Grünwald (2003) Quelle: BMU (2007b), * Info ISET Tabelle 10 Potentiale Energieerzeugung Deutschland 33/65

34 Wind onshore Wind offshore Wind zukünftig gesamt Wind 2006 zukünftig 2006 zukünftig Volllaststunden durchschn. Kapazität MW 0, Anlagen Anzahl Kapazität GW 16, GWh Tabelle 11 Potentiale Windenergie Deutschland KombiKW Volllaststunden 2006 (*) Energie 2006 [MWh] Installierte Leistung KombiKW [MW](**) 12,60 (*) Messwerte der Referenzanlagen (**) Resultierend aus der verminderten Volllaststundenzahl Tabelle 12 Windenergie im KombiKW 34/65

35 PV 2006 zukünftig Mio. m 2 Dachflächen in D % Dachflächen 0,58% 19,61% Mio. m 2 Flächen 20,88 705,96 W/m Maximal installierte Leistung [GW] 2, ,894 Volllaststunden GWh/a 2380, ,9 GWh/a (*) (*) Maximal 60 TWh/a Tabelle 13 Potentiale Photovoltaik Deutschland KombiKW Volllaststunden der eingebundenen Anlagen 1121 Leistung KombiKW MW (**) 5,4 ~5,5 MW (**) Berücksichtigung der durchschnittlichen Volllaststundenzahl der eingebundenen Anlagen Tabelle 14 Photovoltaik im KombiKW 35/65

36 Biogas 2006 zukünftig Landwirtschaftl. Nutzfläche Mio Hektar % Fläche Biogas zur Verstromung 5,47% 16,81% Fläche Für Biogasverstromung Mio. Hektar 0,9299 2,86 Tonne Mais/Hektar (*) Mio. Tonnen Mais 46, ,04 m 3 Gas/Tonne Mais (*) Gas Mio. m ,58 kwh el /m 3 (**) 2 2,5 GWhel/a ,45 Installierte Leistung GW 40 Volllaststunden 2750,54 Produktion GWh/h 12,56 (*) erwartete Ertragsteigerungen (**) erwartete Effizienzsteigerungen Tabelle 15 Potentiale Stromerzeugung aus Biogas Deutschland KombiKW Installierte Leistung MW 4 Produktion MWh/h 1,25 Tabelle 16 Stromerzeugung aus Biogas im KombiKW 36/65

37 Anhang B Auswertungen und Szenarien Szenario 1 Erzeugung nach Ausbauszenario mit schwachem Windjahr Das Szenario verwendet Winderzeugungsdaten eines eher schwachen Windjahres. Die Gesamterzeugung beträgt ca. 90 % bezogen auf einen langjährigen Jahresdurchschnitt. Abb. 13 Windstromerzeugung in einem schwachen Windjahr Die installierten Anlagennennleistungen entsprechen den in den Ausbauszenarien festgelegten: Wind PV Biogas BHKW PSKW Import/Export 12,6 MW 5,5 MW 4,0 MW, Produktion 1,25 MWh/h +/-1,06 MW, Gesamtwirkungsgrad 77%, Speicher 100MWh +/- 1MW 37/65

38 Die Erzeugung der einzelnen Energieträger betrug: Tabelle 17 Erzeugung schwaches Windjahr Verbrauch Wind PV Biogas Speicher Import Jan Feb March April May June July Aug Sep Oct Nov Dec Abb. 14 Erzeugung schwaches Windjahr 38/65

39 Die Verwertung der Energieüberschüsse und die Gesamtwinderzeugung sind in nachstehender Tabelle dargestellt: Tabelle 18 Energie, nicht lastdeckend, schwaches Windjahr Pumpspeicher Export Wind ungenutzt PV ungenutzt Wind total Jan Feb March April May June July Aug Sep Oct Nov Dec Abb. 15 Energie, nicht lastdeckend, schwaches Windjahr 39/65

40 Szenario 2 Erzeugung nach Ausbauszenario mit mittlerem Windjahr Das Szenario verwendet Winderzeugungsdaten eines mittleren Windjahres. Die Gesamterzeugung beträgt ca. 102 % bezogen auf den langjährigen Jahresdurchschnitt. Abb. 16 Windstromerzeugung in einem mittleren Windjahr Die installierten Anlagennennleistungen entsprechen den in den Ausbauszenarien festgelegten: Wind PV Biogas BHKW PSKW Import/Export 12,6 MW 5,5 MW 4,0 MW, Produktion 1,25 MWh/h +/-1,06 MW, Gesamtwirkungsgrad 77%, Speicher 100MWh +/- 1MW 40/65

41 Die Erzeugung der einzelnen Energieträger betrug: Tabelle 19 Erzeugung mittleres Windjahr Verbrauch Wind PV Biogas Speicher Import Jan Feb March April May June July Aug Sep Oct Nov Dec Abb. 17 Erzeugung mittleres Windjahr 41/65

42 Die Verwertung der Energieüberschüsse und die Gesamtwinderzeugung sind in nachstehender Tabelle dargestellt: Tabelle 20 Energie, nicht lastdeckend, mittleres Windjahr Pumpspeicher Export Wind ungenutzt PV ungenutzt Wind total Jan Feb March April May June July Aug Sep Oct Nov Dec Abb. 18 Energie, nicht lastdeckend, mittleres Windjahr 42/65

43 Szenario 3 Erzeugung nach Ausbauszenario mit starken Windjahr Das Szenario verwendet Winderzeugungsdaten eines starken Windjahres. Die Gesamterzeugung beträgt ca. 116 % bezogen auf den langjährigen Jahresdurchschnitt. Abb. 19 Windstromerzeugung in einem starken Windjahr Die installierten Anlagennennleistungen entsprechen den in den Ausbauszenarien festgelegten: Wind PV Biogas BHKW PSKW Import/Export 12,6 MW 5,5 MW 4,0 MW, Produktion 1,25 MWh/h +/-1,06 MW, Gesamtwirkungsgrad 77%, Speicher 100MWh +/- 1MW 43/65

44 Die Erzeugung der einzelnen Energieträger betrug: Tabelle 21 Erzeugung starken Windjahr Verbrauch Wind PV Biogas Speicher Import Jan Feb March April May June July Aug Sep Oct Nov Dec Abb. 20 Erzeugung starken Windjahr 44/65

45 Die Verwertung der Energieüberschüsse und die Gesamtwinderzeugung sind in nachstehender Tabelle dargestellt: Tabelle 22 Energie, nicht lastdeckend, starken Windjahr Pumpspeicher Export Wind ungenutzt PV ungenutzt Wind total Jan Feb March April May June July Aug Sep Oct Nov Dec Abb. 21 Energie, nicht lastdeckend, starken Windjahr 45/65

46 Szenario 4 Erzeugung nach Ausbauszenario mit mittlerem Windjahr, weniger Speicherdauerleistung Das Szenario verwendet Winderzeugungsdaten eines mittleren Windjahres. Die Gesamterzeugung beträgt ca. 102 % bezogen auf den langjährigen Jahresdurchschnitt. Abb. 22 Windstromerzeugung in einem mittleren Windjahr Die installierten Anlagennennleistungen entsprechen den in den Ausbauszenarien festgelegten: Wind PV Biogas BHKW PSKW Import/Export 12,6 MW 5,5 MW 4,0 MW, Produktion 1,25 MWh/h +/-1,06 MW, Gesamtwirkungsgrad 77%, Speicher 10MWh +/- 1MW 46/65

47 Die Erzeugung der einzelnen Energieträger betrug: Tabelle 23 Erzeugung mittleres Windjahr, wenig Speicherdauerleistung Verbrauch Wind PV Biogas Speicher Import Jan Feb March April May June July Aug Sep Oct Nov Dec Abb. 23 Erzeugung mittleres Windjahr, wenig Speicherdauerleistung 47/65

48 Die Verwertung der Energieüberschüsse und die Gesamtwinderzeugung sind in nachstehender Tabelle dargestellt: Tabelle 24 Energie, nicht lastdeckend, mittleres Windjahr, wenig Speicherdauerleistung Pumpspeicher Export Wind ungenutzt PV ungenutzt Wind total Jan Feb March April May June July Aug Sep Oct Nov Dec Abb. 24 Energie, nicht lastdeckend, mittleres Windjahr, wenig Speicherdauerleistung 48/65

49 Szenario 5 Erzeugung nach Ausbauszenario mit mittlerem Windjahr ohne Speicher Das Szenario verwendet Winderzeugungsdaten eines mittleren Windjahres. Die Gesamterzeugung beträgt ca. 102 % bezogen auf den langjährigen Jahresdurchschnitt. Abb. 25 Windstromerzeugung in einem mittleren Windjahr Anlagennennleistungen: Wind PV Biogas BHKW PSKW Import/Export 12,6 MW 5,5 MW 4,0 MW, Produktion 1,25 MWh/h Kein Speicher +/- 1MW 49/65

50 Die Erzeugung der einzelnen Energieträger betrug: Tabelle 25 Erzeugung mittleres Windjahr, kein Speicher Verbrauch Wind PV Biogas Speicher Import Jan Feb March April May June July Aug Sep Oct Nov Dec Abb. 26 Erzeugung mittleres Windjahr, kein Speicher 50/65

51 Die Verwertung der Energieüberschüsse und die Gesamtwinderzeugung sind in nachstehender Tabelle dargestellt: Tabelle 26 Energie, nicht lastdeckend, mittleres Windjahr, kein Speicher Pumpspeicher Export Wind ungenutzt PV ungenutzt Wind total Jan Feb March April May June July Aug Sep Oct Nov Dec Abb. 27 Energie, nicht lastdeckend, mittleres Windjahr, kein Speicher 51/65

52 Szenario 6 Erzeugung nach Ausbauszenario mit mittlerem Windjahr, vergrößerter Speicher Das Szenario verwendet Winderzeugungsdaten eines mittleren Windjahres. Die Gesamterzeugung beträgt ca. 102 % bezogen auf den langjährigen Jahresdurchschnitt. Das Pumpspeicherkraftwerk ist so dimensioniert, dass Importe minimiert werden. Abb. 28 Windstromerzeugung in einem mittleren Windjahr Die installierten Anlagennennleistungen entsprechen den in den Ausbauszenarien festgelegten, das Pumpspeicherkraftwerk entspricht die Dauerleistung angehend der dreifachen zurzeit installierten Leistung, die Spitzenleistung angehend der zweifachen. Wind PV Biogas BHKW PSKW Import/Export 12,6 MW 5,5 MW 4,0 MW, Produktion 1,25 MWh/h +/-2MW, Gesamtwirkungsgrad 77%, Speicher 37MWh +/- 1MW 52/65

53 Die Erzeugung der einzelnen Energieträger betrug: Tabelle 27 Erzeugung mittleres Windjahr, Speicher auf minimalen Import ausgelegt Verbrauch Wind PV Biogas Speicher Import Jan Feb March April May June July Aug Sep Oct Nov Dec Abb. 29 Erzeugung mittleres Windjahr, Speicher auf minimalen Import ausgelegt 53/65

54 Die Verwertung der Energieüberschüsse und die Gesamtwinderzeugung sind in nachstehender Tabelle dargestellt: Tabelle 28 Energie, nicht lastdeckend, mittleres Windjahr, Speicher auf minimalen Import ausgelegt Pumpspeicher Export Wind ungenutzt PV ungenutzt Wind total Jan Feb March April May June July Aug Sep Oct Nov Dec Abb. 30 Energie, nicht lastdeckend, mittleres Windjahr, Speicher auf minimalen Import ausgelegt 54/65

55 Szenario 7 Erzeugung nach Ausbauszenario mit mittlerem Windjahr Das Szenario verwendet Winderzeugungsdaten eines mittleren Windjahres. Die Gesamterzeugung beträgt ca. 102 % bezogen auf den langjährigen Jahresdurchschnitt. Die installierte Leistung der Photovoltaikanlagen wurde abweichend zum Grundszenario geringer angenommen. Abb. 31 Windstromerzeugung in einem mittleren Windjahr Die installierten Anlagennennleistungen entsprechen den in den Ausbauszenarien festgelegten: Wind PV Biogas BHKW PSKW Import/Export 12,6 MW 1,5 MW 4,0 MW, Produktion 1,25 MWh/h +/-1,06 MW, Gesamtwirkungsgrad 77%, Speicher 100MWh +/- 1MW 55/65

56 Die Erzeugung der einzelnen Energieträger betrug: Tabelle 29 Erzeugung mittleres Windjahr, weniger Photovoltaikleistung Verbrauch Wind PV Biogas Speicher Import Jan Feb March April May June July Aug Sep Oct Nov Dec Abb. 32 Erzeugung mittleres Windjahr, weniger Photovoltaikleistung 56/65

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