Potenzial und Wirtschaftlichkeit von

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1 Potenzial und Wirtschaftlichkeit von Pumpspeicheranlagen mit kleinen Fallhöhen Univ.-Prof. Dr.-Ing. Andreas Schlenkhoff g Dipl.-Ing. Georg Heinz Wasserwirtschaft und Wasserbau Fachbereich D - Bauingenieurwesen Bergische Universität Wuppertal

2 Folie 2 o Nach Richtlinie 2009/28/EG Anteil erneuerbare Energie am Bruttoendenergieverbrauch von 18% bis 2020 (2005: 5,8%; 2008: 9,3%) o Aktionsplan für erneuerbare Energien: Der Anteil der erneuerbaren Energien im Stromsektor beträgt dabei 38,6%, [ ] (Umwelt Bundesamt: 2008: 14,8%)

3 Folie 3 Motivation: Die Bundesregierung hat sich eindeutig für den Ausbau regenerativer Stromerzeugung ausgesprochen. - verschiedene Studien zu möglichen Ausbauszenarien, z. B.: dena, UBA 100% Stromerzeugung aus erneuerbaren Energie 2050, DLR und viele mehr (VDE, Czisch 2005, ) sowie SRU (2010 und 2011, bezogen auf UBA und DLR) SRU - Stellungnahme zu der Perspektive 100% Stromerzeugung aus erneuerbaren Energie 2050

4 Folie 4 Motivation // Strompreisbörse // Weiterer Ausbau der Windkraft Schwankende Nachfrage (Last) im Tages- und Wochenrhythmus Saisonale Schwankungen durch Witterung (Winter / Übergang / Sommer) Starke Schwankung der Windkraftleistung Weiterer Ausbau der Windkraft bis 2020: Offshore / Onshore 10 bis 40 GW Keine wirtschaftliche Technologie zur Speicherung von Energie / Strom Pumpspeicheranlagen derzeit eit die günstigste Alternative e und wahrscheinlich auch in absehbarer Zeit!?? Nachteile von Pumpspeicher: hoher technischer und finanzieller Aufwand Relativ großer Flächenbedarf Ablehnung von Großprojekten in Teilen der Bevölkerung

5 Folie 5 Standardlastprofil eines Haushaltes (H0) im Winter

6 Tagesganglinie Sommer - Winter von Amprion (RWE Transportnetz t Strom GmbH) Montag Montag Sonntag Sonntag Folie 6 Leistung [MW] :15-20:30 00:00-00:15 00:45-01:00 01:30-01:45 02:15-02:30 03:00-03:15 03:45-04:00 04:30-04:45 05:15-05:30 06:00-06:15 06:45-07:00 07:30-07:45 08:15-08:30 09:00-09:15 09:45-10:00 10:30-10:45 11:15-11:30 12:00-12:15 12:45-13:00 13:30-13:45 14:15-14:30 15:00-15:15 15:45-16:00 16:30-16:45 17:15-17:30 18:00-18:15 18:45-19:00 19:30-19:45 21:00-21:15 21:45-22:00 22:30-22:45 23:15-23:30 Zeit [24 h]

7 Folie 7 Energieerzeugung z.b. Windkraft Quelle: FH Aachen; Prof. Alt, Hilfsb58

8 Folie 8 Leistung in MW EEG-Windenergie-Einspeisung in Deutschland im Januar 2009, Tagesminima und Tagesmaxima der 1/4-Stunden-Leistungsprofile Stand: Datum (Januar 2009)

9 Folie 9 Leistung in MW EEG-Windenergie-Einspeisung in Deutschland im Februar 2009, Tagesminima und Tagesmaxima der 1/4-Stunden-Leistungsprofile Stand: Datum (Februar 2009)

10 Folie 10 Leistung in MW EEG-Windenergie-Einspeisung in Deutschland im März 2009, Tagesminima und Tagesmaxima der 1/4-Stunden-Leistungsprofile Stand: Maximum Datum (März 2009)

11 Folie 11 Leistung in MW EEG-Windenergie-Einspeisung in Deutschland im April 2009, Tagesminima und Tagesmaxima der 1/4-Stunden-Leistungsprofile Stand: Datum (April 2009)

12 Folie 12 Windenergieleistung in der Regelzone der 50 HERTZ Gmbh (Vattenfall) in MW Dezember Prognose-Wert Ist-Wert Diff-Wert

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17 Folie 17 PSKW Rönkhausen PSKW Rönkhausen Ausbauleistung: 140 MW Energieinhalt OB: 690 MWh Speicherinhalt: m³ Fallhöhe: m Durchfluss: 44 m³/s Text: Mark-E, Das Pumpspeicherwerk in Finnentrop-Rönkhausen, (Broschüre) Bilder: Wikipedia, Dr. G. Schmitz Frank Vincentz

18 Folie 18 PSKW Rönkhausen

19 Folie 19 PSKW Herdecke PSKW Herdecke Ausbauleistung: 153 MW Energieinhalt OB: 590 MWh Speicherinhalt: m³ Fallhöhe: m Durchfluss: 110 m³/s (T) 101 m³/s (P) Quelle: RWE Power, Pumpspeicherkraftwerk Herdecke, (Broschüre)

20 Folie 20 PSKW Herdecke

21 Folie 21 PSKW Geesthacht PSKW Geesthacht (Elbe) o HEW-Energiepark Ausbauleistung: 120 MW Arbeitsvermögen: 534 MWh Speicherinhalt: 3,8 Mio. m³ Fallhöhe: ca. 80 m Bilder: ( )

22 Folie 22 Untersuchungsgebiet: Reg. Bez. Arnsberg (NRW) NRW500 DGM CLC2006 Geobasisdaten Land NRW, Bonn

23 Folie 23 Talsperren als Unterbecken: Übersicht

24 Folie 24 PSKW Funktion und Hauptgewerke Kostenannahmen

25 Folie 25 Pumpspeicherkraftwerke Anlagen: Oberes Speicherbecken Kostenannahmen Rohrleitungen / Druckstollen mit Einlauf- und Auslaufbauwerk Kraftwerk mit maschinentechnischen und elektrotechnischen Anlagen, wie: Turbine und Pumpen oder Pumpturbine, Armaturen, Generator und Motor oder Motorgenerator Transformator und Anschluss an das Netz (hier 10 kv, ggf. 110 kv) Unteres Speicherbecken Zufahrt und Nebenanlagen

26 Folie 26 Pumpspeicherkraftwerke Kostenannahmen Auslegung der Anlagenleistung / Betriebsweise / Zahl der Lastwechsel: Dauer in Stunden des Pumpeneinsatzes/Turbineneinsatzes/Lastwechsel pro Jahr 12 / / / Stundenspeicher Leistungsregelung egel 48 / 4 x Wochenspeicher 125 / / Monatsspeicher Energiespeicherung

27 Folie 27 Kosten und Erträge Annahme zum Strompreis: Kostenannahmen Pumpenstrom: Nachtstrom am Werktag: Pumpenstrom: Nachtstrom am Wochenende : 5 bis 20 / MWh 1 bis 20 / MWh Turbinenstrom: Spitzenstrom am Werktag: Turbinenstrom: Spitzenstrom am Wochenende 60 bis 200 / MWh 50 bis 100 / MWh

28 Folie 28 Kosten und Erträge Kostenannahmen Annahmen zu Bau- und Investitionspreisen (globaler Ansatz): Spezifische Kosten für Wasserkraftanlagen (WKA): 1000 bis / kw install Spezifische Kosten für Pumpspeicheranlagen (PSA): 500 bis / kw install davon ca. 40 bis 20 % für Maschinen und Elektroanlagen davon ca. 60 bis 80 % für Bauanlagen Allgemein gilt: - je kleiner die Anlage, desto höher die spezifischen Kosten Zum Vergleich: - Bau von Hochwasserrückhaltebecken: 5 bis 20 / m³ Stauvolumen - Bau von großen Rohrleitungen / Druckstollen: 1000 x DN / m Länge Annahmen zu Bau- und Investitionspreisen (Gewerke spezifisch): Turbinenkosten => Umfrage bei über 20 Herstellern Antwort: interessiert, aber keine Richtpreisangabe möglich eigene Recherche bei WKAs ca. bis zu 1 Mio. / MW install Pumpenkosten => Recherche läuft noch Standard-Kreisel-Pumpen ca. bis zu 0,5 Mio. / MW install

29 Folie 29 Kostenannahmen Kosten und Erträge Annahmen zu Bau- und Investitionspreisen (Gewerke spezifisch): Oberes Becken => Erdarbeiten Aushub / Planung: 5 bis 20 / m³ Erdarbeiten Dammschüttung: 5 bis 20 / m³ Dichtung Asphaltbeton: 30 bis 100 / m² Unteres Becken => Erdarbeiten Aushub / Planung: 5 bis 20 / m³ Erdarbeiten Dammschüttung: 5 bis 20 / m³ Dichtung Asphaltbeton: 30 bis 100 / m²

30 Folie 30 Kosten und Erträge Kostenberechnung auf Basis von Jahreskosten: Kostenannahmen - laufende Betriebskosten (ohne Kapitalkosten) und - Basispreis für Pumpstrom p = 20 Euro / MWh, - Ertrag in Euro pro Jahr - mit einem Preis für Spitzenstrom p = 80 Euro / MWh Tage mit Lastzyklen und - Einsatzdauer von 4 / 6 / 8 und 12 Stunden Turbinenbetrieb bei einem Speichervolumen von V = 0,5 / 1,0 / 1,5 Mio m³ und für eine Fallhöhe von H = 50 / 100 / 150 m Ergebnisdarstellung: Rendite zur Bedienung der Kapitalkosten

31 Folie 31 Kostenannahmen Kostenberechnung auf Jahreskosten: Maximal erzielbare Rendite bei 12 Stunden Turbinenbetrieb Speichervolumen V = 05 0,5 / 10 1,0 / 15 1,5 Mio. m³ Fallhöhe H = 50 m --- 1,9% 2,9% 100 m 1,2% 3,1% 4,3% 150 m 24% 2,4% 45% 4,5% 58% 5,8%

32 Folie 32 Kostenannahmen Kostenberechnung auf Jahreskosten: Maximal erzielbare Rendite bei 12 Stunden Turbinenbetrieb Speichervolumen V = 05 0,5 / 10 1,0 / 15 1,5 Mio. m³ Fallhöhe H = 50 m --- 1,9% 2,9% 100 m 1,2% 3,1% 4,3% 150 m 24% 2,4% 45% 4,5% 58% 5,8% Kosten je umgelagerter MWh bei Pumpstromkosten von p = 20 Euro/ MWh, Kapitalzinskosten von 3 % und Betriebserhaltungskosten von 2 % der Investionssumme

33 Folie 33 Kosten je umgelagerter MWh bei Pumpstromkosten von p = 20 Euro/ MWh, Kapitalzinskosten von 3 % und Betriebserhaltungskosten von 2 % der Investionssumme, und bei einem Speichervolumen von 0,5 bis 1,5 Mio. m³ und Fallhöhen von H = 50 bis 150m 200 Kostenannahmen 180 V = 0,5 Mio m³ - H = 50 m 160 V = 0,5 Mio m³ - H = 100 m 162 o / MWh V = 0,5 Mio m³ - H = 150 m V = 1,0 Mio m³ - H = 50 m V = 1,0 Mio m³ - H = 100 m Eur V = 1,0 Mio m³ - H = 150 m V = 1,5 Mio m³ - H = 50 m V = 15Mi 1,5 Mio m³ - H = 100 m V = 1,5 Mio m³ - H = 150 m Einsatzdauer in Stunden an 250 Tagen im Jahr

34 Folie 34 Kostenannahmen Fazit und : - Kosten für kleine Pumpspeicher p sind für die Leistungsregelung und vor allem auch für die Energiespeicherung für den heutigen Markt zu hoch. - Eventuell ein Marktanreizsystem schaffen - Zum Beispiel RE in = RE out!!! - Forschungsbedarf für Kostenreduzierung bei - Turbinen, Pumpen, Elektronik - Oberflächendichtungen, h Rohrleitungen, - Optimierung der Betriebsweise - Ohne Speicher keine erneuerbare Energie! - Heute anfangen, sonst kommt das Jahr 2050 ohne 100 Prozent erneuerbare Energie!

35 Folie 35 Kostenannahmen Fazit und : - Kosten für kleine Pumpspeicher p sowohl für Leistungsregelung und vor allem auch für Energiespeicherung zu hoch für den heutigen Markt - Eventuell Marktanreizsystem schaffen - Zum Beispiel RE in = RE out!!! - Forschungsbedarf für Kostenreduzierung bei - Turbinen, Pumpen, Elektronik - Oberflächendichtungen, h Rohrleitungen, - Betriebsweise Vielen Dank für die Aufmerksamkeit!