Analyse der Notwendigkeit des Ausbaus von Pumpspeicherwerken und anderen Stromspeichern zur Integration der erneuerbaren Energien.

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1 Analyse der Notwendigkeit des Ausbaus von Pumpspeicherwerken und anderen Stromspeichern zur Integration der erneuerbaren Energien. (PSW - Integration EE).

2 Analyse der Notwendigkeit des Ausbaus von Pumpspeicherwerken und anderen Stromspeichern zur Integration der erneuerbaren Energien (Kurz: PSW - Integration EE) an Schluchseewerk AG Säckinger Str Laufenburg Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena) Bereich Energiesysteme und Energiedienstleistungen Chausseestraße 128a Berlin Tel: +49 (0) Fax: +49 (0) kreutzkamp@dena.de Berlin, Seite 1 von 174

3 Titel der Studie Analyse der Notwendigkeit des Ausbaus von Pumpspeicherwerken und anderen Stromspeichern zur Integration der erneuerbaren Energien (kurz: PSW - Integration EE) Stand Datum Version Autoren PSW Integration EE Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena), Bereich Energiesysteme und Energiedienstleistungen, Agricola, Annegret-Cl. (Bereichsleitung): Höflich, Bernd Kreutzkamp, Paul (Projektleitung) Peinl, Hannes Völker, Jakob Technische Universität München, Lehrstuhl für Energiewirtschaft und Anwendungstechnik, Prof. Dr.-Ing. U. Wagner: Kühne, Maximilian Kuhn, Philipp Tzscheutschler, Peter Institut für Elektrische Anlagen und Energiewirtschaft der Rheinisch-Westfälischen Technischen Hochschule Aachen, Univ.-Prof. Dr.-Ing. Albert Moser: Hermes, Roland Krahl, Simon Meisa, Kerstin Auftraggeber Schluchseewerk AG Seite 2 von 174

4 Inhaltsverzeichnis 1 Zusammenfassung der wichtigsten Studienergebnisse Einleitung Einschätzung der Entwicklung des deutschen Stromversorgungssystems Stromerzeugungsstruktur in Deutschland Stromerzeugung Geographische Verteilung der installierten Kapazität Entwicklung des Kraftwerksparks bis 2030 und Ausblick bis Entwicklung der Stromnachfrage Ausbau der erneuerbaren Energien Entwicklung des konventionellen Kraftwerksparks Charakteristika, Einsatz und Kostendeckung von Kraftwerkstechnologien Grundlagen für Einsatz und Investitionsentscheidung Altersstruktur und Sterbelinie des bestehenden konventionellen Kraftwerksparks Zubau neuer konventioneller Erzeugungskapazitäten bis zum Jahr Zusammenfassung und Ausblick bis 2050 (nicht modelliert) Analyse politischer Ziele zur Bedeutung von elektrischen Speichern in der Energieversorgung Koalitionsvertrag der Bundesregierung (2009) Bedeutung elektrischer Energiespeicher in der Ressortforschung Bedeutung elektrischer Energiespeicher für die Europäische Union Technology Map Framework Programme 7: Cooperation Work Programme Energy Förderung des Ausbaus von Pumpspeicherwerken in Europa Aktuelle Studien VDE-Studie Energiespeicher in Stromversorgungssystemen mit hohem Anteil erneuerbarer Energieträger Ifeu-Studie Wasserstoff- und Stromspeicher in einem Energiesystem mit hohem Anteil erneuerbarer Energien dena-netzstudie I und dena-netzstudie II Seite 3 von 174

5 5.5.4 BMWi-Studie Stand und Entwicklungspotenzial der Speichertechniken für Elektroenergie [ ] Forschungsprojekt Windenergiespeicherung durch Nachnutzung stillgelegter Bergwerke Zusammenfassung Bewertung und Vergleich verschiedener Speichertechnologien mit Fokus auf die Speichertechnologie des PSW Darstellung verschiedener Speichertechnologien Diabate Druckluftspeicher Adiabate Druckluftspeicher Batteriespeicher Superkondensatoren Wasserstoffspeicher und Brennstoffzellen Pumpspeicherwerke Einsatzbereiche der Speichertechnologien Regelenergie und Blindleistungsregelung Lastausgleich/ Stromveredelung Längerfristige (saisonaler, Wochen-) Speicher Speichereinsatz auf dezentraler Ebene Kostenbewertung von Batteriespeichern Batteriespeicher und Elektromobilität Andere Formen der Energiespeicherung und Lastverlagerung Dezentrale und zentrale Speicher Bewertung und Diskussion Funktion und Rolle von PSW im heutigen und zukünftigen Kraftwerkspark Aufbau und Anlagenbestand von PSW im deutschen Kraftwerkspark Funktionsweise Anlagenbestand in Deutschland und im benachbarten Ausland Elektrizitätswirtschaftliche Funktionen von PSW Betriebsweise Frequenzhaltung - Regelenergiebereitstellung Seite 4 von 174

6 7.2.3 Blindleistungsregelung Lastglättung und resultierende Kosteneffekte Preisentwicklung an der Strombörse Schwarzstartfähigkeit Wiederaufbau von Übertragungsnetzen nach Großstörungen Netzwiederaufbauplan in der Regelzone von EnBW Netzentlastung durch die Stromspeicherung auf Verteilnetzebene UCTE Großstörung am Entstehung und Verlauf der Großstörung am Frequenzhaltung und Netzsynchronisation im westlichen Teilnetz Situation im östlichen Teilnetz währende der UCTE Großstörung Zukünftige Bedeutung von PSW und ihre Rolle im deutschen und europäischen Energiesystem Netzintegration fluktuierender Stromeinspeisung aus Windenergie und Photovoltaik Netzintegration erneuerbarer Energien in Deutschland Europaweiter Ausgleich fluktuierender Einspeisung der Windenergieerzeugung Bedeutung der PSW im europäischen Kontext Fazit Preisdämpfungseffekte an der Strombörse durch den Einsatzes des PSW Atdorf Methodik Ergebnisse bei kostenoptimaler Fahrweise Ergebnisse bei Residuallastglättung Vergleich der geordneten Residuallastkurven Zusammenfassung und Fazit Bedeutung des geplanten PSW Atdorf aus Sicht des Netzbetriebs Qualitative Bewertung der allgemeinen Standortvorteile des geplanten PSW Atdorf Auswirkung des PSW Atdorf auf zukünftige Netzengpasssituationen Bereitstellung von Regelenergie und Blindleistung durch das geplante PSW Atdorf Zusammenfassung und Fazit Auswirkungen des Baus des PSW Atdorf auf volkswirtschaftliche Kosten und CO 2 - Bilanz Simulationen der deutschen Stromerzeugung bis Seite 5 von 174

7 10.1 Methodik des Simulationsmodells Ergebnisse für das Szenario sinkender Stromnachfrage Ergebnisse für das Szenario steigender Stromnachfrage Vergleich der Szenarios sinkender und steigender Stromnachfrage Zusammenfassung und Fazit Literaturverzeichnis Anhang A. Speicher in Deutschland und im benachbarten Ausland B. Vorsatzzeichen C. Energieeinheiten D. Umrechnungsfaktoren für Energieeinheiten E. Brennstoffpreisszenarios F. CO 2 -Emissionen nach Kraftwerkstypen [t/mwh] G. Glossar Seite 6 von 174

8 Abbildungsverzeichnis Abbildung 3-1: Installierte Bruttostromerzeugungskapazitäten in Deutschland (2007/2008) Abbildung 3-2: Bruttostromerzeugung in Deutschland (2008) Abbildung 3-3: Geographische Verteilung von Kraftwerksblöcken in Deutschland Abbildung 3-4: Geographische Verteilung erneuerbarer Energien nach Bundesländern Abbildung 3-5: Offshore-Windparkplanungen in der Nordsee (2009) Abbildung 3-6: Offshore-Windparkplanungen in der Ostsee (2009) Abbildung 3-7: Globalstrahlungsdaten Deutschland Abbildung 4-1: Stromnachfrageszenarios bis Abbildung 4-2: Installierte Leistung erneuerbarer Energien in [GW] Abbildung 4-3:Ausnutzungsdauern konventioneller Kraftwerke Abbildung 4-4: Sterbelinie bestehender konventioneller Kraftwerke Abbildung 4-5: Krafwerksneubauten bis 2030, Szenario sinkender Stromnachfrage Abbildung 4-6: Krafwerksneubauten bis 2030, Szenario steigender Stromnachfrage Abbildung 4-7: Installierte Kraftwerksleistung gesamt; Szenario sinkende Stromnachfrage Abbildung 4-8: Installierte Kraftwerksleistung gesamt; Szenario steigende Stromnachfrage Abbildung 6-1: Speichertechnologien nach Art der Speicherung Abbildung 6-2: Darstellung eines CAES-Kraftwerks Abbildung 6-3: Gliederung elektrochemischer Speichertechnologien Abbildung 6-4: Schematische Darstellung einer Redox-Flow-Batterie Abbildung 6-5: Skizzierte Darstellung eines Doppelschichtkondensators Abbildung 6-6: Grundschema der Elektrolyse Abbildung 6-7: Vollkostenvergleich von Speichertechnologien nach Einsatzart Abbildung 7-1: Funktionsprinzip von PSW Abbildung 7-2: Beilspielhafte Aufteilung der Wirkungsgradverluste von PSW Abbildung 7-3: Geographische Verteilung von PSW in Deutschland Abbildung 7-4: Zeitlicher Ablauf des Einsatzes der verschiedenen Regelenergiearten Abbildung 7-5: Betriebskennlinie eines Synchrongenerators Abbildung 7-6: Strompreissenkung durch den Einsatz von PSW Abbildung 7-7: Anzahl und Durchschnitt negativer Strompreise in 2008 und Abbildung 7-8: Abgleich von Strompreis, Windeinspeisung und Last Abbildung 7-9: Vereinfachte Darstellung der Wiederaufbauvarianten des EnBW-Netzes Abbildung 7-10: Vergleich von Regionen mit und ohne hoher dezentraler Einspeisung Abbildung 7-11: Übertragene Leistung der Trassen Conneforde-Diele und Landesbergen-Wehrendorf Abbildung 7-12: Über- bzw. Unterversorgung der drei Teilnetze im Rahmen der UCTE Großstörung direkt nach der Trennung in die drei Teilnetze und daraus resultierende Frequenzabweichungen Abbildung 7-13: Frequenzverlauf der Teilnetze während der UCTE-Großstörung am Abbildung 7-14: Entwicklung von Erzeugung und Last bei Starkwind-Schwachlast Abbildung 7-15: Steigerung des Leistungskredits durch Ausnutzung von Ausgleichseffekten Abbildung 8-1: Zusammenhang von Spotmarktpreis und Residuallast Abbildung 8-2: Methodik zur Simulation der kostenoptimaler Fahrweise und des Einsatzes zur Residuallastglättung Abbildung 8-3: Preisoptimaler Einsatz des PSW Atdorf am Seite 7 von 174

9 Abbildung 8-4: Zusammenhang von Spotmarktpreis (Day ahead) und gehandeltem Volumen Abbildung 8-5: Glättung der Residuallast am Abbildung 8-6: Vergleich der nach Betrag geordneten Jahresresiduallastkurven Abbildung 8-7: Ausschnitt des Abgleichs der Residuallastkurven in Abbildung Abbildung 9-1: Netzanschlusspunkt Kühmoos Abbildung 9-2: Methodik zur Identifikation zukünftiger Netzengpässe Abbildung 9-3: Ergebnis der Marktsimulation: Europäisches Elektrizitätsversorgungssystem 2020 in ausgewählten europäischen Ländern Abbildung 9-4: Ergebnis der Marktsimulation: Stromerzeugung 2020 in ausgewählten europäischen Ländern Abbildung 9-5: Leitungsauslastung beim NNF1 ohne Einsatz des geplanten PSW Atdorf Abbildung 9-6: Leitungsauslastung beim NNF1 mit Einsatz des geplanten PSW Atdorf Abbildung 9-7: Leitungsauslastungen beim NNF2 ohne Einsatz des geplanten PSW Atdorf Abbildung 9-8: Leitungsauslastungen beim NNF2 mit Einsatz des geplanten PSW Atdorf Abbildung 10-1: Jährlich nicht-integrierbare Stromerzeugung aus EE im Szenario sinkender Stromnachfrage pro Jahr Abbildung 10-2: Jährlich zusätzlich integrierbare Stromerzeugung aus EE und Veränderung des Einsatzes konventioneller Kraftwerke im Szenario sinkender Stromnachfrage Abbildung 10-3: Jährliche Einsparung der Stromerzeugungskosten und Reduktion der CO 2 -Emissionen durch den Einsatz des geplanten PSW Atdorf im Szenario sinkender Stromnachfrage Abbildung 10-4: Jährlich nicht-integrierbare Stromerzeugung aus EE im Szenario steigender Stromnachfrage Abbildung 10-5: Jährlich zusätzlich integrierbare Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien und Veränderung des Einsatzes konventioneller Kraftwerke im Szenario steigender Stromnachfrage Abbildung 10-6: Jährliche Einsparung der Stromerzeugungskosten und Reduktion der CO 2 -Emissionen durch den Einsatz des geplanten PSW Atdorf im Szenario steigender Stromnachfrage Abbildung 10-7: Vergleich der Stromnachfrageszenarios Jährliche zusätzliche Integration EE durch Einsatz des geplanten PSW Atdorf Abbildung 10-8: Vergleich der Stromnachfrageszenarios Järhliche Einsparungen der CO 2 -Emissionen durch den Einsatz des geplanten PSW Atdorf Abbildung 10-9: Vergleich der Stromnachfrageszenarios Jährliche Kosteneinsparungen in der Stromerzeugung durch den Einsatz des geplanten PSW Atdorf Seite 8 von 174

10 Tabellenverzeichnis Tabelle 4-1: Technisch-ökonomische Charakteristika von Kraftwerken Tabelle 4-2: Branchenübliche Nutzungsdauern für verschiedene Kraftwerkstypen Tabelle 5-1: Zusammenfassung der einzelnen Forschungsvorhaben mit Bezug zu Energiespeicher Tabelle 5-2: Prioritäten der französischen Speicherforschung Tabelle 6-1: Erfahrungen mit CAES-Kraftwerken Tabelle 6-2: Auswahl in Japan betriebener Redox-Flow-Anlagen Tabelle 8-1: Ergebnisse des preisoptimalen Einsatz des PSW Atdorf im Jahr Tabelle 8-2: Veränderung der Residuallast durch den Einsatz des PSW Atdorf zur Residuallastglättung und preisoptimierter Fahrweise in Tabelle 12-1: PSW in Deutschland und im benachbarten Ausland (Auswahl) Seite 9 von 174

11 Abkürzungsverzeichnis AA-CAES Abs. B BB BK BMBF BMELV BMU BMVBS BMWi BNetzA BSH BW BY CAES CCS dena DG TREN EDLC EE EEG EEG-Anlagen EEG-Strom EEX EG EnLAG ENTSOE EnWG ERGEG EU Advanced Adiabatic Compressed Air Energy Storage (Adiabater Druckluftspeicher) Absatz Berlin Brandenburg Braunkohle Bundesministerium für Bildung und Forschung Bundesministerium für Ernährung, Landwirtschaft und Verbraucherschutz Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit Bundesministerium für Verkehr, Bau und Stadtentwicklung Bundesministeriums für Wirtschaft und Technologie Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie Baden-Württemberg Bayern Compressed Air Energy Storage (Druckluftspeicher) Carbon Capture and Storage Deutsche Energie-Agentur GmbH Directorate-General Energy and Transport elektrochemische Doppelschicht Kondensatoren 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 i. S. d. 3 Abs. 2 EEG European Energy Exchange Leipzig Erdgas Energieleitungsausbaugesetz European Transmission System Operators Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung (Energiewirtschaftsgesetz) European Energy Regulators Europäische Union Seite 10 von 174

12 FFG FP7 FuE GuD G GW GWh HB HE HH Hz i.d.r. IEKP Ifeu IKT J Österreichische Forschungsförderungsgesellschaft mbh siebtes Forschungsrahmenprogramm der EU Forschung und Entwicklung Gas- und Dampfturbinenkraftwerk Giga Gigawatt Gigawattstunde Hansestadt Bremen Hessen Hansestadt Hamburg Hertz in der Regel Integriertes Energie- und Klimaprogramm Institut für Energie- und Umweltforschung Informations- und Kommunikationstechnologie Joule k. A. keine Angaben k kw kwh KWK KWKG Mio. Mt MV M MW MWh NaNiCl NaS NDS kilo Kilowatt Kilowattstunde Kraft-Wärme-Kopplung Kraft-Wärme-Koppelungsgesetz Millionen Megatonne Mecklenburg-Vorpommern Mega Megawatt Megawattstunde Natrium-Nickel-Chlorid Natrium-Schwefel Niedersachsen Seite 11 von 174

13 NiCd Nickel-Cadmium NNF1 Netznutzungsfall 1 NNF2 Netznutzungsfall 2 NTC NRW PSW PV rd. RÖE RP SA SET-Plan SH SK SKE SL SN StromNZV TH Tsd. TUM UCTE ÜNB VNB WEA W Wh Ws Net Transfer Value Nordrhein-Westfalen Pumpspeicherwerk Photovoltaik rund Rohöleinheit Rheinland-Pfalz Sachsen-Anhalt Europäischer Strategieplan für Energietechnologie Schleswig-Holstein Steinkohle Steinkohleeinheit Saarland Sachsen Stromnetzzugangsverordnung Thüringen Tausend TU München Union for the Coordination of Transmission of Electricity, deutsch: Union für die Koordinierung des Transports von Elektrizität Übertragungsnetzbetreiber Verteilnetzbetreiber Windenergieanlage Watt Wattstunde Wattsekunde Seite 12 von 174

14 1 Zusammenfassung der wichtigsten Studienergebnisse Die Schluchseewerk AG beauftragte die Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena) mit der Erstellung der Studie Analyse der Notwendigkeit des Ausbaus von Pumpspeicherwerken (PSW) und anderen Stromspeichern zur Integration der erneuerbaren Energien. Hintergrund der Studie ist die Planung des Neubauprojekts Pumpspeicherwerk Atdorf mit Anschluss an den Netzknoten Kühmoos im Südschwarzwald nahe der Grenze zur Schweiz. Die vorliegende Studie untersucht die energiewirtschaftliche Bedeutung weiterer Pumpspeicherkapazitäten und Stromspeicher im Allgemeinen als wichtige Bestandteile eines flexiblen Kraftwerksparks. Als wesentliche Grundlagen werden unter Berücksichtigung der Strategie der Bundesregierung die Entwicklung des konventionellen Kraftwerksparks und der Ausbau der erneuerbaren Energien prognostiziert. Darauf aufbauend analysiert dieses Gutachten, welchen Beitrag Energie- bzw. Stromspeicher zur Systemund Versorgungssicherheit sowie zur Integration der erneuerbaren Energien in Deutschland leisten können. Der Fokus der Analyse liegt dabei auf Pumpspeicherwerken im Allgemeinen sowie konkret dem geplanten Neubauprojekt Pumpspeicherwerk Atdorf. Für den Einsatz des Pumpspeicherwerks Atdorf werden anhand von Strommarkt- und Netzsimulationen die möglichen volkswirtschaftlichen Kosteneinsparpotentiale, die möglichen Beiträge zur CO 2 -Emissionsreduzierung der Stromerzeugung sowie mögliche Beiträge zur Netzentlastung ermittelt. Entwicklung des Energieerzeugungssystems 1 Das vorliegende Gutachten geht davon aus, dass die Bundesregierung die Zielsetzung, den Anteil erneuerbarer Energien am Bruttostromverbrauch bis zum Jahr 2020 auf mindestens 30 % zu erhöhen, mit Nachdruck verfolgt. Die installierte Leistung der erneuerbarer Energien wird von 38 GW im Jahr 2008 bis auf voraussichtlich 103 GW im Jahr 2030 steigen. 2 Die im Rahmen dieses Gutachtens durchgeführte Modellierung der konventionellen Kraftwerksparkentwicklung bis zum Jahr 2030 zeigt, dass trotz des erheblichen Zubaus erneuerbarer Erzeugungskapazitäten in Deutschland (um 65 GW auf 103 GW im Zeitraum ) die installierte konventionelle Kraftwerksleistung in diesem Zeitraum um weniger als 30 GW (sinkende Stromnachfrage) bzw. weniger als 15 GW (steigende Stromnachfrage) sinkt. 3 Dies ist durch die fluktuierende Erzeugung erneuerbarer Energien begründet und reduziert sich im Wesentlichen auf die Tatsache, dass Wind- und Solarenergieanlagen nur eine geringe gesicherte Leistung bereitstellen. Zur Sicherstellung der Stromversorgung müssen deshalb konventionelle Kraftwerke zur Verfügung stehen, um den gesamten Strombedarf auch zu Spitzenlastzeiten bei geringer Erzeugung aus erneuerbaren Energien decken zu können. Obwohl die gesamte jährliche Stromerzeugung aus konventionellen Kraftwerken im Betrachtungszeitraum dieser Studie bis 2030 stetig abnimmt, muss eine hohe Kapazität konventioneller Kraftwerke vorgehalten werden. Die mit der Vorhaltung konventioneller Kraftwerkskapazitäten verbundenen Kosten steigen mit 1 Die Entwicklung des Erzeugungssystems wirdausführlich in Kapitel 4 dargestellt. 2 Aussagen basierend auf BMU Leitszenario Das Ziel der Bundesregierung ist den Anteil der erneuerbaren Energien am Bruttostromverbrauch bis zum Jahr 2020 auf mindestens 30 % zu erhöhen. Aus den Zahlen des BMU Leitszenario 2009 ergibt sich für 2020 ein Anteil von 35 %. 3 Vor dem Hintergrund des Koalitionsvertrages der 17. Legislaturperiode nimmt vorliegendes Gutachten eine 20-jährige Laufzeitverlängerung je KKW an. Seite 13 von 174

15 dem Ausbau der erneuerbaren Energien und führen zu volkswirtschaftlichen Ineffizienzen. Neben der Erschließung der Stromeinsparpotenziale auf der Nachfrageseite und einer begrenzt möglichen Anpassung des Stromverbrauchs an die fluktuierende Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien, insbesondere aus Windenergie- und PV-Anlagen, ist der Ausbau von Energiespeicherkapazitäten von zentraler Bedeutung, um diese Ineffizienzen abzubauen bzw. zu reduzieren. Stehen in einem Stromerzeugungssystem mit hohem Anteil erneuerbarer Energien Speicherkapazitäten in ausreichendem Umfang zur Verfügung, können Stromerzeugung und -verbrauch zeitlich entkoppelt und damit die kostenintensive Vorhaltung konventioneller Stromerzeugungskapazitäten verringert werden. Politische Strategien und Forschungsaktivitäten im Bereich der Energiespeicherung 4 Die zentrale Bedeutung des Speicherausbaus für eine sichere, wirtschaftliche und bezahlbare Energieversorgung bei hohem Anteil erneuerbarer Energien ist sowohl in der Wissenschaft als auch der Politik allgemeinhin anerkannt. Im Koalitionsvertrag vom hebt die Bundesregierung die Relevanz der Energiespeicherung explizit hervor und knüpft so an die Schwerpunktsetzung der Vorgängerregierung an. In der Aktualisierung des 5. Energieforschungsrahmenprogramms der Bundesregierung sollen Speichertechnologien ein Hauptforschungsgebiet werden und mit dem Gesetz zur Beschleunigung des Ausbaus der Höchstspannungsnetze (August 2009) wurde beschlossen, dass Anlagen zur Speicherung elektrischer Energie explizit werden PSW genannt - von den Entgelten für den Netzzugang freigestellt sind, sofern diese bis zum in Betrieb gehen. Damit wird der Bedeutung von Speichern im Stromversorgungssystem in Deutschland auf politischer Ebene Rechnung getragen. Darüber hinaus diskutiert die Politik derzeit die Notwendigkeiten und Möglichkeiten weiterer, zusätzlicher Förderinstrumente zur Unterstützung des Speicherausbaus. Grundsätzlich sehen die Bundesregierung ebenso wie die EU-Kommission im Ausbau und der weiteren Erforschung von Energiespeichertechnologien eine große Signifikanz für die Systemstabilität der Stromerzeugungssysteme und für die vollständige bzw. weitgehende Ausnutzung des Potenzials erneuerbarer Energien. In den derzeitigen Forschungsprogrammen der Bundesregierung und der EU wird eine Vielzahl von Projekten mit Bezug zu Speichertechnologien benannt. 5 Ein Hauptziel dieser Forschungsbemühungen ist der Durchbruch bei Wirtschaftlichkeit und Kosteneffizienz dieser Technologien. Vergleich verschiedener Energiespeichertechnologien und die Bedeutung von Pumpspeicherwerken für Systemdienstleistungen, Versorgungssicherheit und Netzstabilität 6 Ein umfassender Vergleich verschiedener Speichertechnologien auf Basis der Auswertung verschiedener relevanter Studien ergab: Pumpspeicherwerke sind die derzeit flexibelste Speichertechnologie zur Bereitstellung von Regelenergie. Zwar können auch elektrische Batterien sehr flexibel Regelenergie bereitstellen, sie 4 Relevante politische Strategien und Forschungsaktivitäten werden ausführlich in Kapitel 5 dargestellt. 5 Siehe z.b. das 7. Forschungsrahmenprogramm der EU oder das Ausschreibungen mit explizitem Speicherbezug enthält. 6 Ein Vergleich der verschiedenen Speichertechnologieoptionen erfolgt in Kapitel 6. In diesem Kapitel erfolgt auch eine Bewertung der Speichertechnologien für die Langzeitspeicherung (Wochen-, Flautenspeicherung), auf die in dieser Zusammenfassung nicht eingegangen wird. Seite 14 von 174

16 sind aber auf Grund der hohen Investitionskosten je Leistungseinheit noch nicht wirtschaftlich. Druckluftspeicher können wegen der längeren Anfahrtszeit nur Tertiärregelenergie bereitstellen. Trotz der vermuteten Kosteneinsparpotenziale anderer Speichersysteme werden Pumpspeicherwerke auch auf absehbare Zeit die kostengünstigste Speichertechnologie zur Bereitstellung dieser Systemdienstleistungen bleiben. Im Vergleich unterscheiden sich Pumpspeicherwerke von anderen Speichertechnologien, insbesondere in ihrer hohen Flexibilität der Blindleistungsbereitstellung. So können sie z.b. Blindleistung auch ohne Wirkleistungsabgabe (reiner Blindleistungsbetrieb) ins Netz einspeisen bzw. aus dem Netz beziehen oder parallel zur Blindleistungsreglung fließend zwischen Generatorund Pumpbetrieb wechseln. Pumpspeicherwerke sind die wirtschaftlichste Option zum Lastausgleich im großtechnischen Bereich (zentraler Einsatz im Hoch- und Höchstspannungsnetz). Die erwarteten Kosten für adiabate Druckluftspeicher bewegen sich leicht über den Kosten von Pumpspeicherwerken. Es muss aber betont werden, dass die Technik für adiabate Druckluftspeicher noch nicht vollständig entwickelt ist. Weltweit ist noch kein adiabates Druckluftspeicherwerk errichtet. Aktuell wird in Deutschland das erste adiabaten Druckluftspeicherwerk als großtechnische Demonstrationsanlage geplant. 7 Da in der wissenschaftlichen Debatte häufig adiabate und diabate Druckluftspeicher (CAES) als direkte Alternativtechnologie zu Pumpspeicherwerken genannt werden, folgt eine direkte Gegenüberstellung der zentralen Eigenschaften dieser Speichertechnologien: Pumpspeicherwerke benötigen im Gegensatz zu diabaten CAES-Kraftwerken keinen zusätzlichen Brennstoff. Der Wirkungsgrad von Pumpspeicherwerken liegt mit bis zu 80 % wesentlich höher als der von CAES-Kraftwerken. Pumpspeicherwerke sind schneller einsatzbereit als Druckluftspeicher und eignen sich deshalb im Gegensatz zu Druckluftspeichern auch für die Bereitstellung von Primär- und Sekundärregelenergie. Das zunächst gute Ausbaupotenzial für Druckluftspeicher wird durch verschiedene Nutzungskonkurrenzen bzgl. der geeigneten Salzkavernen eingeschränkt. Salzkavernen bieten sich in Zukunft auch zur Speicherung von Gas und CO 2 (CCS in Verbindung mit konventionellen Kraftwerken und Industrieprozessen) an. Die geographischen Gegebenheiten ermöglichen den Bau von Pumpspeicherwerke in Mittel- und Süddeutschland. Geeignete Salzkavernen für CAES stehen hingegen i. A. im norddeutschen Raum zur Verfügung. Zwischen diesen Speichertechnologien besteht somit keine Standortkonkurrenz. Pumpspeicherwerke werden auf absehbare Zeit die wirtschaftlichste Option zum Lastausgleich im Stromversorgungssystem im großtechnischen Einsatz bleiben (siehe vorheriger Absatz). Nachteile der Pumpspeicherwerke sind ihre im Vergleich zu Druckluftspeichern größeren Natureingriffe und die in Deutschland aufgrund der topologischen Verhältnisse beschränkten 7 Das Kraftwerk wird unter Beteiligung von RWE Power geplant. Für weitere Informationen siehe z.b. Stand: Seite 15 von 174

17 Ausbaupotenziale. Druckluftspeicherkraftwerke haben deutlich geringere (oberirdische) Eingriffe in das Landschaftsbild zur Folge. Die infolge des Ausbaus der erneuerbaren Energien gegebene Notwendigkeit, verstärkt Energiespeicher zum Ausgleich der fluktuierenden Stromeinspeisung im Versorgungssystem bereitzustellen, muss durch eine intelligente und wirtschaftliche Kombination zentraler und dezentraler Speichertechnologien erfolgen. Neben der Nutzung zentraler Energiespeicher (Pumpspeicherwerke, Druckluftspeicher und zukünftig voraussichtlich auch Wasserstoffspeicher), werden auch dezentrale Energiespeicher zum Einsatz kommen. Als dezentrale Energiespeicher können grundsätzlich Energiespeicher in Wärmepumpensystemen, Batteriespeicher in Verbindung mit dem Ausbau der Elektromobilität (wenn eine entsprechende Marktentwicklung generiert werden kann) und weitere Technologien genutzt werden, wobei zwischen Strom- und Wärmespeichern unterschieden werden muss. Die hierfür erforderliche Entwicklung wird mit einer erheblichen Transformation des Energieversorgungssytems in Deutschland einhergehen und steht in enger Verbindung mit der Entwicklung intelligenter Stromnetze ( Smart Grids ). Beitrag von Pumpspeicherwerken zur Versorgungs- und Systemsicherheit 8 Der Übertragungsnetzbetreiber regelt die Einspeisung verschiedener Kraftwerke und garantiert so die Übereinstimmung von Last und Erzeugung in der Regelzone zu jedem Zeitpunkt mit dem Ziel, die Netzfrequenz in einem definierten Toleranzband um 50 Hz zu stabilisieren. Pumpspeicherwerke können zu diesem Zweck innerhalb weniger Sekunden Regelenergie bereit stellen. Gasturbinen-Kraftwerke, die sich grundsätzlich auch für diese Aufgabe eignen, haben eine deutlich längere Anfahrzeit aus dem Stillstand (ca. 10 Minuten gegenüber 2 Minuten bei Pumpspeicherwerken). 9 Eine weitere Grundvoraussetzung für den sicheren Netzbetrieb ist die Stabilisierung der Netzspannung auf einen nahezu konstanten Wert innerhalb jeder Spannungsebene. Dabei spielt neben der eingespeisten Wirkleistung der Blindleistungshaushalt eine entscheidende Rolle. Durch schnelle und flexible Blindleistungsregelung kann der Spannungswert kontrolliert und in diesem Zuge auch die Übertragungskapazität erhöht sowie Netzverluste minimiert werden. Pumpspeicherwerke sind für die Blindleistungsbereitstellung sehr gut geeignet: Pumpspeicherwerke können parallel zur Blindleistungsregelung gleitend vom Turbinen- in den Pumpbetrieb übergehen. Pumpspeicherwerke können bei jedem Wirkleistungseinspeiseniveau Blindleistung ins Netz abgeben oder aus dem Netz beziehen. Pumpspeicherwerke können außerdem im sog. Phasenschieberbetrieb im Leerlauf, d. h. ohne Wirkleistungsabgabe, Blindleistungs abgeben oder aufnehmen. Pumpspeicherwerke sind damit hocheffiziente Werkzeuge zur Bereitstellung von Regelenergie und zur Spannungsstützung durch Blindleistungsmanagement. 8 Der Beitrag von Pumpspeicherwerken zur Versorgungs- und Systemsicherheit wird in Kapitel 6 dargestellt. 9 Heuck et al. 2007, S. 24. Müller 2001, S Seite 16 von 174

18 Der Nutzen von Pumpspeicherwerken zur Netzstabilisierung und zum Netzwiederaufbau 10 Mit der Transformation des Stromerzeugungssystems infolge des massiven Ausbaus fluktuierender Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien sowie dem wachsenden internationalen Stromhandel stehen die Übertragungsnetzbetreiber vor neuen Herausforderungen. Der zunehmende Anteil fluktuierender Stromerzeugung auf deutscher wie auf europäischer Ebene schlägt sich in einer Erhöhung der horizontalen Lastflüsse nieder. Verbunden mit der bestehenden und in Zukunft zunehmenden Stromerzeugung in Norddeutschland besteht die Gefahr, dass sich Netzengpässe in Deutschland, insbesondere im Nord-Süd-Transport, häufen. Damit einher geht ein wachsendes Risiko großräumiger Netzstörungen. Es ist zu betonen, dass der Ausfall des Stromnetzes zwar unwahrscheinlich, aber im Eintrittsfall mit erheblichen volkswirtschaftlichen Kosten verbunden ist. 11 Durch die Flexibilisierung des elektrischen Energiesystems u.a. in Verbindung mit Netzoptimierungsmaßnahmen und dem Ausbau von Energiespeichern kann die Systemsicherheit erhöht und die Häufigkeit kritischer Netzsituationen reduziert werden. Dies belegt auch die Untersuchung der Bedeutung der Pumpspeicherwerke für die Netzstabilisierung bei der Großstörung im UCTE-Verbundsystem am An der Stabilisierung der Netzsituationen waren Pumpspeicherwerke sowohl durch den Abwurf von Pumplast als auch durch die Aktivierung von Regelenergie wesentlich beteiligt. Tritt der sehr seltene Fall eines Netzzusammenbruchs auf und existiert keine externe Spannungsvorgabe an den Grenzkuppelstellen, so müssen schwarzstartfähige Kraftwerke verfügbar sein. Von diesen ausgehend kann das Netz wiederaufgebaut werden. Schwarzstartfähige Kraftwerke sind auf keine externe Stromversorgung oder Spannungsvorgabe angewiesen. Die meisten konventionellen Kraftwerke sind nicht schwarzstartfähig und somit nicht für den Netzwiederaufbau einsetzbar. Gasturbinen- Kraftwerke, Druckluftspeicher und Pumpspeicherwerke eignen sich besonders für diese Aufgaben, da sie sehr gut regelbar sind. Für den Betrieb einer Gasturbine muss ständig Gas als Brennstoff zugeführt werden, welches im Fall einer Großstörung und ggf. einhergehendem Ausfall von Regelwerken für die Gaszuführung, nicht zur Verfügung steht. Pumpspeicherwerke zeigen hingegen auch beim Schwarzstart größtmögliche Zuverlässigkeit. Druckluftspeicherwerke und Pumpspeicherwerke weisen außerdem zur Stabilisierung des Netzbetriebs ein Alleinstellungsmerkmal auf: Durch Umschaltung auf Pump- bzw. Generatorbetrieb können die Speicher Last generieren und so Überschussleistung abfangen. Die Erfahrung im bestehenden Stromversorgungssystem zeigt, dass sich hydraulische Kraftwerke sehr gut für den Netzwiederaufbau eignen, auch wenn prinzipiell schwarzstartfähige Gasturbinen-Kraftwerke einsetzbar sind. Kraftwerke großer Leistung, wie etwa das Pumpspeicherwerk Goldisthal (Thüringen) oder das geplante Pumpspeicherwerk Atdorf, können die Aufgabe des Netzwiederaufbaus besonders effektiv erfüllen, da Sie zum einen über ein breites Leistungsspektrum regelbar sind und zum anderen über eine großen Schwungmasse verfügen. 10 Die Bereitstellung von von Systemdienstleistungen und deren Nutzen im Krisenfall werden ausführlich in Kapitel 6 dargestellt. 11 dena NNE-Pumpspeicher Seite 17 von 174

19 Erzeugungsschwankungen und temporäre Stromüberproduktion der erneuerbaren Energien 12 Mit dem Ausbau der erneuerbaren Energien nimmt der Anteil der Strommenge aus fluktuierender Erzeugung zu. Für die Netzintegration ergeben sich daraus insbesondere folgende Herausforderungen: Es werden immer häufiger Erzeugungssituationen mit Stromüberschuss auftreten (Starkwind / Schwachlast-Situationen). Die erheblichen (und oft kurzfristigen) Schwankungen der erneuerbaren Stromerzeugung müssen zur Netzstabilisierung ausgeglichen werden. 13 Der steigende Anteil fluktuierender erneuerbarer Energien erfordert die Flexibilisierung des Energiesystems. Eine wichtige Voraussetzung zur Flexibilisierung des Stromerzeugungssystems kann durch den Ausbau des europäischen Stromübertragungsnetzes erbracht werden. Der Lastfluss über Landesgrenzen hinweg wird in Zukunft deutlich zunehmen. Hier ist grundsätzlich darauf hinzuweisen, dass bei Starkwind in Deutschland auch in den Nachbarländern tendenziell eine hohe Windenergieeinspeisung zu erwarten ist. Damit reduziert sich parallel zum Ausbau der Windenergienutzung in den Nachbarländern, die Möglichkeit überschüssigen Windstrom zu exportieren. Die dena-netzstudie I (2005) erwartet, dass bis zum Jahre 2020 etwa 14 GW temporär überschüssige Leistung durch zusätzliche Energiespeicher, Lastmanagement und Stromexport aufgenommen werden müssen. 14 Dieser Bedarf wird sich bis 2030 weiter erhöhen. Neben dem Netzausbau wie auch Optimierungs- und Flexibilisierungsmaßnahmen ist der Speicherausbau eine wichtige Maßnahme zur Reduktion der temporären Stromüberschüsse bzw. zur Vermeidung des Erzeugungsmanagements bei regenerativen Stromerzeugungsanlagen. Pumpspeicherwerke können als derzeit einzige weltweit großtechnisch eingesetzte Stromspeichertechnologie die überschüssige Leistung im Pumpbetrieb abfangen und so das Netz entlasten, Erzeugung und Verbrauch zeitlich entkoppeln und Strom zu Schwachlastzeiten bei hoher Erzeugung aus erneuerbarer Energien zwischenspeichern, um diesen bei Bedarf wieder ins Stromnetz einzuspeichern. 15 Die starken (und oft kurzfristigen) Schwankungen der erneuerbaren Stromerzeugung können nicht allein durch den Netzausbau bzw. die Verteilung auf das europäische Netz oder allein durch Speicherung der Strommengen abgefangen werden. Zum Ausgleich der Schwankungen bedarf es auch flexibler Erzeugungseinheiten, um die nötige Regel- und Ausgleichsenergie (bzw. leistung) bereitzustellen. Pumpspeicherwerke sind in der Lage, diese Leistungen bereit zu stellen und tragen so zu einer effizienten und sicheren Stromversorgung bei. 12 Der Nutzen von Pumpspeicherkraftwerken für die Integration der erneuerbaren Energien wird ausführlich in den Kapiteln 6, 8, 9 und 10 dargestellt. 13 Die (Wetter-)Voraussagen zur Stromproduktion aus Wind- und Sonnenenergie werden immer besser. Dennoch werden gerade in der Feinauflösung (genaue lokale Voraussagen und Produktionsvoraussagen in der stündlichen oder unterstündlichen Auflösung) weiterhin erhebliche kurzfristige Schwankungen bestehen bleiben. 14 Für das Untersuchungsjahr 2020 wurde in der dena-netzstudie I unter Berücksichtung der durch die Bundesregierung vorgegebenen EE-Ausbauziele eine installierte Windleistung von 48 GW angenommen. 15 In Deutschland und den USA existieren lediglich je ein Druckluftspeicherwerk, das über Kompressorbetrieb und Ausspeicherung sowohl Leistung aufnehmen, als auch speichern und wieder abgeben kann. Zur Planung neuer Druckluftspeicherwerke siehe auch entsprechende Ausführungen in Kapitel Seite 18 von 174

20 Preisdämpfung am Strommarkt und Residuallastglättung durch den marktgesteuerten Einsatz des PSW Atdorf Vorliegendes Gutachten untersucht, welche Preiseffekte und Residuallastglättung sich ergeben würden, wenn das PSW Atdorf im Jahr 2008 auf dem Strommarkt eingesetzt worden wäre. Die genannten Effekte können durch die Simulation einer marktgesteuerte Fahrweise des geplanten PSW Atdorf auf Basis realer Strommarktpreise, Lastverläufe und Stromerzeugungsdaten des Jahres 2008 simuliert werden. Der Einsatz des PSW Atdorf bewirkt dabei einen Preisdämpfungseffekt am Day-Ahead-Markt und gleichzeitig auch eine Glättung der Residuallast: Durch kostenoptimalen Einsatz des PSW Atdorf an der Strombörse sinkt der durchschnittliche Strompreis am Day-Ahead-Markt in der Simulation um ca. 14 ct pro MWh. Insgesamt können so im Betrachtungsjahr am Day-Ahead-Markt die volkswirtschaftlichen Kosten der Strombedarfsdeckung um knapp 21 Mio. Euro reduziert werden. Da zu Zeiten hoher/niedriger Residuallast im Durchschnitt auch ein hoher/niedriger Day-Ahead- Strompreis vorliegt, wird bei marktgesteuerter Fahrweise des PSW Atdorf auch die Residuallast geglättet: Der Minimalwert der Residuallast wird um MW angehoben, der Maximalwert wird um MW gesenkt. Eine Vergleichssimulation, in der das PSW technisch ohne Berücksichtigung der Strompreise allein mit dem Ziel der Residuallastglättung eingesetzt wird, zeigt sogar, dass im Glättungseffekt zur preisgesteuerten Fahrweise kaum Unterschiede bestehen. Durch diese Residuallastglättung kann schließlich der Bedarf teuren Spitzenlaststroms als auch die Notwendigkeit der mit hohen CO 2 -Emissionen verbundener Teillastbetrieb konventioneller Kraftwerke reduziert werden. Voraussetzung für die beschriebenen Effekte ist die wettbewerbliche Preisbildung am Strommarkt und der rein marktgesteuerte Einsatz des PSW Atdorf. Standortvorteile und Beitrag des geplanten Pumpspeicherwerks Atdorf zur Entlastung des deutschen Übertragungsnetzes 16 Die geplanten Errichtung großer Offshore-Windenergie-Kapazitäten in Nord- und Ostsee sowie das Repowering bestehender Onshore-Windenergieanlagen in den nord- und ostdeutschen Bundesländern erhöhen die Stromerzeugungskapazitäten im Norden und Nordosten Deutschlands. Darüber hinaus existieren verschiedene Planungen für den Zubau konventioneller Kraftwerke in Norddeutschland, die im Fall der Realisierung diese Entwicklung weiter forcieren. Damit werden zukünftig erhebliche Erzeugungskapazitäten fern der Lastzentren, die sich überwiegend im Westen und Süden Deutschlands befinden, errichtet. Durch diese Erzeugungsstruktur wird es in Zukunft vermehrt zu Netzengpässen in Nord-Süd- Richtung kommen, die den schnellstmöglichen Ausbau des Stromnetzes erforderlich machen. Gleichzeitig ist aufgrund erheblicher Akzeptanzprobleme in der Bevölkerung eine weitere Verzögerung des Ausbaus der Übertragungsnetze absehbar. In Zukunft wird daher die Notwendigkeit von Redispatch- Maßnahmen, insbesondere zu Starkwindzeiten, zunehmen. 16 Der Beitrag des geplanen Pumpspeicherwerks Atdorf zur Entlastung des Übertragungsnetzes wird ausführlich in Kapitel 9 dargestellt. Seite 19 von 174

21 Voraussetzung für einen Einsatz im Redispatch ist, dass das substituierende Kraftwerk keine weiteren Netzengpässe verursacht. Das geplante Pumpspeicherwerk Atdorf ist mit Anschluss an den Netzknoten Kühmsos aus folgenden Gründen gut für den Einsatz im Redispatch geeignet: Der Netzknoten Kühmoos liegt im Süden Deutschlands und damit auf der anderen Seite der erwarteten Engpassregionen. Bisher sind an diesem Netzknoten als hauptsächliche Einspeisung nur die Pumpspeicherwerke Wehr und Säckingen angeschlossen. Insgesamt sind an diesem Netzknoten acht 380-kV- sowie fünf 220-kV-Stromkreise angebunden. Diese hohe angebundene Übertragungskapazität gewährleistet, dass in der Umgebung des geplanten Pumpspeicherwerks Atdorf kaum Netzengpässe auftreten werden. Insbesondere durch die guten Grenzanbindungen an die Schweiz ist das Pumpspeicherwerk am Netzknoten Kühmoos auch für den Einsatz im steigenden Redispatch-Bedarf auf europäischer Ebene (Erzeugungsunterschiede zwischen Nord- und Südeuropa) gut geeignet. In den Lastflussrechnungen und Ausfallsimulationen auf der Basis eines leitungsscharfen Modells des UCTE-Verbundsystems wurden für ausgewählte Netznutzungsfälle Netzengpässe im Übertragungsnetz identifiziert und in diesem Zusammenhang der energiewirtschaftliche Nutzen des geplanten Pumpspeicherwerks Atdorf im Einsatz für Redispatch-Maßnahmen quantitativ bewertet. Die Netzsimulationen wurden für zwei ausgewählte kritische Netzsituationen mit hoher Windenergieeinspeisung zu Starklastzeiten durchgeführt. Für beide kritischen Netzsituationen konnte im Simulationsfall die Überbelastung auf mehreren Stromleitungen durch den Einsatz des geplanten Pumpspeicherwerks Atdorf im Redispatch erheblich reduziert werden. Im ersten Fall führte der Redispatch-Einsatz des geplanten Pumpspeicherwerks Atdorf auf neun Leitungen zu Entlastungen von bis zu 20 %. Im zweiten Fall, der durch eine um 7 GW geringere Windenergieeinspeisung und einen höheren Einsatz von Steinkohle- und Gaskraftwerken charakterisiert ist, wurde im Simulationsfall die Belastungen auf verschiedenen Leitungen sogar um bis zu 40 % reduziert. Damit konnten die gesamten Netzverluste für den zweiten Fall um 8 % gesenkt werden. Im Ergebnis zeigt sich daher, dass das geplante Pumpspeicherwerk Atdorf, insbesondere vor dem Hintergrund des geplanten Anschlusses an den Netzknoten Kühmoos, den in 2020 zu erwarteten verstärkten Nord-Süd-Engpass im Redispatch-Einsatz entlasten kann. Die Standortvorteile des geplanten Pumpspeicherwerks Atdorf stellen insgesamt einen hohen netzbetrieblichen Nutzen dar, da in Zukunft ein zusätzlicher Bedarf an substituierender Kraftwerksleistung in Süddeutschland entstehen wird. Die installierte Leistung von zusätzlichen MW an einem zentralen Netzknoten in Süddeutschland (im Fall der Errichtung des Pumpspeicherwerks Atdorf) ist somit für einen sicheren und möglichst verlustfreien Netzbetrieb äußerst vorteilhaft. Der Anschluss des geplanten Pumpspeicherwerks Atdorf am Netzknoten Kühmoos und damit innerhalb Deutschlands bietet auch für die Regelenergiebereitstellung zusätzliche Vorteile: Das Pumpspeicherwerk Atdorf kann in Deutschland Regelenergie bereitstellen, ohne dass dafür grenzüberschreitende Übertragungskapazität freigehalten werden muss. Neben dem wirtschaftlichen und organisatorischen Nutzen ist dies auch vor dem Hintergrund möglicher Engpässe an Grenzkuppelstellen vorteilhaft. Seite 20 von 174

22 Mindestens 66 % der Sekundärreserve und insgesamt 50 % von Sekundär- und Minutenreserve müssen laut ENTSO-E Operation Handbook innerhalb von Deutschland bereit gestellt werden. 17 Das geplante Pumpspeicherwerk Atdorf kann zur Deckung dieses vorgeschriebenen Kernanteils beitragen. Kosten- und CO 2 -Einsparpotenziale des Pumpspeicherwerks Atdorf In einer weiteren Modellierung wurden die Auswirkungen des geplanten Pumpspeicherwerks Atdorf auf die Integration der erneuerbaren Energien, auf die volkswirtschaftlichen Kosten der Stromerzeugung und auf die Höhe der CO 2 -Emissionen analysiert. Die Ergebnisse zeigen sowohl im Szenario sinkender als auch im Szenario steigender Stromnachfrage den Nutzen des geplanten Pumpspeicherwerks Atdorf: Im Betrachtungszeitraum 2020 bis 2030 übersteigt die Einspeisung aus erneuerbaren Energien wiederholt zeitweise den Stromverbrauch und die Speicherleistung im deutschen Stromsystem. Insgesamt kann in diesem Zeitraum eine Strommenge von 43,1 TWh (sinkende Stromnachfrage) bzw. 8,9 TWh (steigende Stromnachfrage) nicht in das deutsche Stromsystem integriert werden. Infolge des Betriebs des geplanten Pumpspeicherwerks Atdorf kann die Integration erneuerbarer Energien ins deutsche Stromsystem gesteigert werden: Durch die Speicherung des zeitweisen Stromüberschusses kann die Strommenge von insgesamt 3,7 TWh (sinkende Stromnachfrage) bzw. 1,3 TWh (steigende Stromnachfrage) im Zeitraum 2020 bis 2030 im deutschen Stromversorgungssystem zusätzlich genutzt werden. Ferner können durch den Einsatz eines Stromspeichers die volkswirtschaftlichen Kosten der Stromerzeugung gesenkt werden. Durch Einsatz des Pumpspeicherwerks Atdorf sind im Zeitraum 2020 bis 2030 jährliche Kosteneinsparungen von 20 bis 27 Mio. pro Jahr (sinkende Stromnachfrage) bzw. 11 bis 33 Mio. pro Jahr (steigende Stromnachfrage) erreichbar. Über den gesamten Betrachtungszeitraum (2020 bis 2030) können 251 Mio. (sinkende Stromnachfrage)bzw. 243 Mio. (steigende Stromnachfrage) eingespart werden. Der Einsatz des Pumpspeicherwerks Atdorf kann die CO 2 -Emissionen der Stromerzeugung in Deutschland senken. Im Zeitraum 2020 bis 2030 können durch den Betrieb des Pumpspeicherwerks jährlich zwischen 566 und 606 Tsd. Tonnen (sinkende Stromnachfrage) bzw. zwischen 284 und 480 Tsd. Tonnen (steigende Stromnachfrage) CO 2 eingespart werden. Insgesamt entspricht dies über den gesamten Betrachtungszeitraum einer eingesparten Gesamtemissionsmenge von 4,6 Mio. Tonnen (steigende Stromnachfrage) bzw. 6,4 Mio. Tonnen (sinkende Stromnachfrage) CO 2. Grundsätzlich gilt, dass durch den Neubau des Pumpspeicherwerks Atdorf eine signifikante zusätzliche Strommenge aus erneuerbaren Energien integriert werden kann. Um die gesamte Strommenge aus erneuerbaren Energien integrieren zu können und damit auch noch weiter zur Reduktion der CO 2 - Emissionen des deutschen Kraftwerksparks beizutragen, ist der Ausbau weiterer Speicherkapazitäten notwendig. Das geplante Pumpspeicherwerk Atdorf kann dazu einen wichtigen Beitrag leisten. 17 ENTSO-E Operation Handbook Policy : B-S4.5. Seite 21 von 174

23 Zusammenfassende Bewertung Neben einem konsequenten Netzausbau gemäß den Ergebnisse der dena-netzstudie I (bzw. dem Energieleitungsausbaugesetz (EnLAG) 2009) und TEN-E Leitlinien der EU, der weiteren Einbeziehung der flexiblen Lastmodulation und dem verstärkten Ausbau grenzüberschreitender Netzkapazitäten ist insbesondere der Aufbau hinreichend großer Speicherkapazitäten ein zentraler Bestandteil einer zukünftigen Stromversorgung auf der Basis erneuerbarer Energien. Vorliegendes Gutachten diskutiert verschiedene Speichertechnologien im zentralen wie auch im dezentralen Einsatz, deren Ausbaupotentiale und mögliche Kostenentwicklungspfade. Die Betrachtung klassischer Stromspeicher wird durch die Berücksichtigung weiterer Maßnahmen, wie z.b. dem Einsatz von Lastmanagement und Elektromobilität, ergänzt. Insgesamt wird deutlich, dass in Zukunft erhebliche Speicherkapazitäten für eine effiziente, kostenoptimierte und vollständige Integration der erneuerbaren Energien zur Verfügung stehen müssen. Das Neubauprojekt Atdorf stellt deshalb einen notwendigen Beitrag zur Bereitstellung von Speicherleistung zur Integration von regenerativen Energiequellen in das Verbundsystem dar. Die Analysen, Strategiebewertungen und Simulationsergebnisse des vorliegenden Gutachtens zeigen, dass das geplante Pumpspeicherwerk Atdorf zu Kostenreduktionen und CO 2 -Einsparungen der Stromerzeugung sowie zu einer verbesserten Integration der erneuerbaren Energien in das Stromversorgungssystem führen kann. Voraussetzung für diese Bewertung ist eine wettbewerbliche Preisbildung am Strommarkt. Zugleich kann der geplante Neubau des Pumpspeicherwerks Atdorf zu einer Netzentlastung und damit zu einer Verringerung der Übertragungsverluste im deutschen Stromversorgungssystem beitragen. Die vorliegende Studie kommt zu dem Ergebnis, dass das geplante Pumpspeicherwerk Atdorf am Netzknoten Kühmoos als ein Bestandteil im Stromversorgungssystem in Deutschland einen nachweislichen energiewirtschaftlichen Nutzen haben wird. Das Gutachten hat damit wichtige Aspekte des Projekts Pumpspeicherwerk Atdorf untersucht. Für eine abschließende Bewertung sind neben diesen Aspekten zudem eine Abwägung der mit dem Bau einhergehenden Umwelteingriffe und die Berücksichtigung möglicher Alternativen notwendig. Seite 22 von 174

24 2 Einleitung Der Anteil der erneuerbaren Energien an der Stromerzeugung in Deutschland soll gemäß den Zielen der Bundesregierung auf mindestens 30 % im Jahr 2020 steigen. Dies bedeutet eine Erhöhung der installierten Leistung erneuerbarer Energien von heute 38 GW (Stand 2008) auf mehr als 78 GW innerhalb der nächsten Dekade. Dabei entfallen in 2020 etwa 42 GW auf Windenergie mit einem 9-GW-Offshore- Anteil. 18 Ein Anstieg der installierten Kapazität photovoltaischer Anlagen wird von 5 GW (Stand 2008) auf 23 GW in 2020 prognostiziert. In der europäischen Union haben auch verschiedene andere Staaten ähnlich ambitionierte Ausbaupläne benannt. Gemäß 12 EnWG haben die Betreiber von Übertragungsnetzen in ihrer Regelzone für einen sicheren und zuverlässigen Energietransport durch das Elektrizitätsversorgungssystem Sorge zu tragen. Verbrauch und Erzeugung müssen in jedem Moment exakt übereinstimmen, da Abweichungen Spannungsabfälle und Frequenzabweichungen zur Folge haben. Abweichungen von den Sollwerten oder gar der Zusammenbruch des Stromnetzes sind mit erheblichen volkswirtschaftlichen Kosten verbunden. In dieser Hinsicht stellt insbesondere die Integration der erheblich wachsenden Anteile wetterbedingt fluktuierender Stromerzeugung aus Wind- und Solarenergie das Energiesystem vor neue Herausforderungen. Um weiterhin den zuverlässigen Betrieb des Stromsystems in Deutschland zu gewährleisten, muss zur Integration der erneuerbarer Energien ein ganzheitlicher, neuer Systemansatz begangen werden, der die Erzeugungsseite, das Netz, Energiespeicher und auch die Nachfrageseite umfasst. Dies gilt insbesondere unter der Zielsetzung, das CO 2 -Vermeidungspotential der Energieerzeugung aus erneuerbaren Energien vollständig auszuschöpfen. Grundlage für die Systemintegration ist ein weitreichender Netzausbau auf Übertragungs- und Verteilnetzebene und gleichzeitig der flexible Betrieb des gesamten Kraftwerksparks. Letzteres bedeutet den Aufbau flexibler Erzeugungs- und Speicherkapazitäten, die Potenzialerschließung im Bereich des Demand-Side-Managements und der effizienten Stromnutzung sowie den Einsatz neuer Kommunikationstechnologien. Pumpspeicherwerke sind besonders gut geeignet die erforderliche Flexibilisierung im Kraftwerkspark sicher und kostengünstig bereitzustellen. Pumpspeicherwerke werden für die Verschiebung von Angebots- bzw. Nachfragespitzen, Reserve- und Störungsreserve-Bereitstellung und Spannungshaltung eingesetzt. Gegenüber Spitzenleistungs-Gasturbinen-Anlagen mit einem ähnlich breiten Aufgabenspektrum haben Pumpspeicherwerke den Vorteil, außerdem als Energiespeicher fungieren zu können: Im zukünftigen Stromsystem mit einem 30 prozentigem Anteil erneuerbarer Energien an der Stromerzeugung in 2020 wird die Erzeugung aus fluktuierenden Energieträgern wiederholt die Gesamtstromlast in Deutschland, etwa in Starkwind / Schwachlastzeiten, übersteigen. Der Stromexport ist durch die verfügbaren Grenzkuppelkapazitäten sowie durch die starke Korrelation der europäischen Last und Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien begrenzt. Die Stromspeicherung ist daher ein notwendiger Baustein in einem zukunftsfähigen Stromsystem, wenn die nahezu klimaneutral erzeugte Elektrizität aus erneuerbaren Energien nicht ungenutzt verworfen werden soll. 18 BMU Leitszenario S. 40. Seite 23 von 174

25 Vor diesem Hintergrund wurde sowohl auf nationaler als auch europäischer Ebene eine Vielzahl von Programmen zur Erforschung und Erprobung neuer Speichertechnologien in der Energieversorgung initiiert. Dennoch gibt es derzeit zur großtechnischen Energiespeicherung in Pumpspeicherwerken keine verfügbare wirtschaftliche Alternative. Das vorliegende Gutachten analysiert die Notwendigkeit des Ausbaus von Pumpspeicherwerkkapazitäten und anderer Energie- bzw. Stromspeicher zur Integration der erneuerbaren Energien unter Diskussion folgender Aspekte: Entwicklung des deutschen Stromerzeugungssystems bis zum Jahr 2030 mit Fokus auf die Herausforderungen der Integration der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien. Die weitere erwartete Entwicklung bis 2050 wird im Rahmen eines kurzen Ausblicks dargestellt. Strategien zum Ausbau erneuerbarer Energien und Speichertechnologien unter Berücksichtigung eines kosten- und potentialtechnischen Vergleichs heutiger und zukünftiger Speichertechnologien. Bereitstellung von Systemdienstleistungen wie Regel- und Reserveenergie und Schwarzstartfähigkeit durch Pumpspeicherwerke als Beitrag zur Versorgungssicherheit. Dabei wird insbesondere die Bedeutung des geplanten Pumpspeicherwerks Atdorf (im Folgenden kurz PSW Atdorf genannt) am Netzknoten Kühmoos auf der Basis von Netzsimulationsergebnissen diskutiert. Netzentlastungen durch den Einsatz des geplanten PSW Atdorf für Redispatch-Maßnahmen. Einsatz von Pumpspeicherwerken zur Integration der fluktuierenden Einspeisung aus erneuerbaren Energien sowie Auswirkungen des geplanten PSW Atdorf auf die Systemkosten und CO 2 - Emissionen des deutschen Stromerzeugungssystems. Seite 24 von 174

26 3 Einschätzung der Entwicklung des deutschen Stromversorgungssystems Im Folgenden wird die derzeitige Struktur des deutschen Stromerzeugungssystems dargestellt und dessen Entwicklung bis zum Jahr 2030 prognostiziert. Es werden die installierten Kapazitäten der einzelnen Erzeugungstechnologien, deren Anteil an der Stromerzeugung und die geographische Verteilung in Deutschland aufgezeigt. Die Abschätzung der weiteren Entwicklung des Anteils der erneuerbaren Energien an der Stromversorgung erfolgt auf der Basis der Studie Leitszenario Die Entwicklung des konventionellen Kraftwerksparks orientiert sich an der dena-kraftwerksanalyse 2008, die insbesondere den Bestand, die voraussichtlichen Stilllegungen sowie die (in 2008 bestehende) Ausbauplanungen des konventionellen Kraftwerksparks analysiert hat. Aufbauend darauf werden in Kapitel 4 die zur Deckung des Strombedarfs notwendigen konventionellen Erzeugungskapazitäten mittels eines volkswirtschaftlichen Optimierungsmodells der TU München, Lehrstuhl für Energiewirtschaft und Anwendungstechnik, berechnet. Hierfür werden zwei verschiedene Szenarios für die Entwicklung der Stromnachfrage bis 2030, ein Szenario sinken-der Stromnachfrage und ein Szenario steigender Stromnachfrage, zugrunde gelegt. Die weitere Entwicklung bis zum Jahr 2050 wird im Rahmen eines Ausblicks diskutiert. Für diesen Ausblick werden vor dem Hintergrund der damit verbundenen Unsicherheiten keine Detailbetrachtungen gemacht. Insbesondere wird die Marktsimulation der Kraftwerksparkentwicklung nur für den Zeitraum bis 2030 durchgeführt. Die in diesem Kapitel dargestellte Entwicklung der Stromerzeugungskapazitäten in Deutschland sind Grundlage für die nachfolgenden Analysen und Simulationen. 3.1 Stromerzeugungsstruktur in Deutschland Der konventionelle Kraftwerkspark besteht derzeit aus ca. 890 Kraftwerken der allgemeinen Versorgung, ca. 350 industriellen Eigenerzeugungsanlagen sowie Privatanlagen (genaue Anzahl unbekannt). 20 Derzeit ist insgesamt eine Bruttostromerzeugungskapazität von 137,5 GW (inkl. EE) in Deutschland installiert. Der größte Anteil daran entfällt auf Steinkohlekraftwerke (29,3 GW), auf Kernkraftwerke (21,3 GW), auf erdgasgefeuerte Kraftwerke (21,3 GW) sowie auf Braunkohlekraftwerke (22,5 GW). 21 Die konventionellen Kraftwerke machen damit zusammen ca. 73 % der installierten Stromerzeugungsleistung in Deutschland aus. Seit 1993 ist die installierte Leistung von Stromerzeugungskapazitäten zur Nutzung von erneuerbaren Energien um den Faktor vier auf mittlerweile 38 GW in 2008 angewachsen. Die Anlagenkapazitäten zur Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien setzten sich in 2008 wie folgt zusammen: 24 GW Windenergie, 5 GW Photovoltaik, 5 GW Laufwasser und 4 GW Biomasseanlagen. 22 Seit November 2009 ist der erste deutsche Offshore-Windenergiepark vor der niedersächsischen Küste mit 12 Windturbinen und einer Gesamtleistung von 60 MW in Betrieb. Abbildung 3-1 veranschaulicht die bestehende Struktur der installierten Leistung des Stromsystems. 19 BMU Leitszenario BNetzA Monitoringbericht BMWi Energiedaten BMWi Energiedaten 2009, BMU Leitszenario Seite 25 von 174

27 Installierte Bruttostromerzeugungskapazitäten [GW] 140,0 120,0 100,0 80,0 60,0 40,0 20,0 5,3 5,4 3,8 % 4,0 % 10,1 7,3 % 21,3 15,3 % 21,3 15,3 % 22,5 16,2 % 24,0 17,2 % 29,3 21,0 % Sonstige Heizöl Wasser Gase Kernenergie Braunkohle Wind Steinkohle einschl. Mischfeuerung 0,0 Absolut Relativ Abbildung 3-1: Installierte Bruttostromerzeugungskapazitäten in Deutschland (2007/2008) 23 Obwohl die installierte Leistung der erneuerbaren Energien bereits mehr als 25 % der gesamten installierten Bruttostromerzeugungskapazität des Kraftwerksparks ausmacht, ist der Anteil am Bruttostromverbrauch mit 15 % in 2008 vergleichsweise gering. So betrug die mittlere Auslastung der erneuerbaren Erzeugungskapazitäten im Jahr 2008 nur h/a. Dies ist insbesondere durch die wetterbedingt fluktuierende Produktion der Wind- und Solarenergie bedingt. Die Auslastung der erneuerbaren Energien zeigt dabei von Biomasse (ca h/a) bis Photovoltaik (ca. 760 h/a) eine beträchtliche Bandbreite Stromerzeugung Im Jahr 2008 wurden in Deutschland insgesamt 639 TWh Strom erzeugt (Bruttostromerzeugung gemäß BMWi Energiedaten 2009). Den größten Anteil von ca. 80 % bzw. 521 TWh generierten fossil befeuerte Kraftwerke und Kernkraftwerke. Aufgeteilt nach Primärenergieträgern stammten 129 TWh (20,1 %) aus Steinkohlekaftwerken, 150 TWh (23,5 %) aus Braunkohlekraftwerken und 149 TWh (23,3 %) aus Kernkraftwerken Eigene Darstellung basierend auf BMWi Energiedaten 2009 (Stand der Ausbauzahlen Ende 2007) für konventionelle Kraftwerke und auf BMU Leitszenario 2009 für die installierte EE-Kapazität (Stand der Ausbauzahlen Ende 2008). 24 BMWi Energiedaten Seite 26 von 174

28 Der Anteil der Kraft-Wärme-Kopplung betrug in 2008 ca. 13,3 % an der Bruttostromerzeugung. Die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien erreichte mit 93 TWh im Jahr 2008 einen neuen Spitzenwert. Somit stammten ca. 15 % der gesamten Stromerzeugung in Deutschland aus erneuerbaren Energien. 25 Die 24 GW installierten Onshore-Windenergieanlagen erzeugten etwa 40 TWh. Von Wasserkaftwerken wurden im Jahr TWh Strom erzeugt. Dies schließt die Stromerzeugung aus PSW mit 6 TWh bereits ein. 26 Abbildung 3-2 zeigt die Bruttostromerzeugung nach Energieträgern für das Jahr ,0 600,0 10,5 1,7 % 27,0 4,2 % 40,2 6,3 % Bruttostromerzeugung [TWh] 500,0 400,0 300,0 200,0 51,1 8,0 % 83,0 13,0 % 128,5 20,1 % 148,8 23,3 % Mineralöl Wasserkraft Windkraft übrige Energieträger Erdgas Steinkohlen Kernenergie 100,0 150,0 23,5 % Braunkohlen 0,0 Absolut Relativ Abbildung 3-2: Bruttostromerzeugung in Deutschland (2008) Geographische Verteilung der installierten Kapazität Der Bestand großer konventioneller Kraftwerksblöcke ist häufig in der Nähe von Verbrauchszentren installiert. Braunkohlekraftwerke befinden sich vor allem im Ruhrgebiet sowie in den ehemaligen Lastzentren der Lausitz und im Großraum Leipzig befinden. Dies sind zugleich die bedeutendsten deutschen Braunkohleabbaugebiete. Steinkohle- und Gaskraftwerke sind über Gesamtdeutschland verteilt. Ihre Lage orientiert sich an den großen Verbrauchszentren. Die sich im Betrieb befindlichen Kernkraftwerke liegen ausschließlich in den alten Bundesländern. Mit 24 GW haben Anlagen zur Windenenergienutzung den größten Anteil an der installierten Leistung zur Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien in Deutschland (2008). Da sich der bisherige Ausbau der Windenergienutzung insbesondere auf den Norden und Osten Deutschlands konzentriert, müssen heute große Windstrommengen in die Verbrauchszentren des Westens und Südens transportiert werden. 25 BMU Leitszenario BMWi Energiedaten Eigene Darstellung basierend auf BMWi Energiedaten Seite 27 von 174

29 Abbildung 3-3: Geographische Verteilung von Kraftwerksblöcken in Deutschland UBA Kraftwerkskarte Seite 28 von 174

30 Im Folgenden wird die geographische Verteilung der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien (kurz EE-Stromerzeugung genannt) für die einzelnen Energieträger diskutiert. Die bundesländerscharfe Verteilung ist in Abbildung 3-4 dargestellt Installierte Leistung, Stand 2007 [MW] NDS NRW BB BY SA SH BW MV RP SN TH HE SL HH HB B Wasser Biomasse Geothermie Onshore Wind Solar Summe Abbildung 3-4: Geographische Verteilung erneuerbarer Energien nach Bundesländern 29 Windenergienutzung Die installierte Leistung an Onshore-Windenergieanlagen konzentriert sich in Niedersachsen, Brandenburg, Sachsen-Anhalt, Schleswig-Holstein und Nordrhein-Westfalen. Beim Zubau haben sich die regionalen Schwerpunkte im Jahr 2008 leicht verschoben. Der größte Zubau erfolgte im Jahr 2008 in Brandenburg. 30 Seit November 2009 sind 60 MW-Windenergieanlagen im Testfeld alpha ventus in der Nordsee in Betrieb (offshore). Beim Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) sind bereits über weitere Anlagenstandorte in 22 Windparks genehmigt worden. 31 In der nächsten Dekade werden für den Ausbau von Offshore-Windenergieanlagen große Wachstumsraten erwartet (vgl. Abbildung 3-5). Die Bundesregierung verfolgt das Ziel, bis 2030 eine installierte Leistung von 20 bis 25 GW Offshore-Windenergieanlagen zu erreichen. 29 Eigene Darstellung basierend auf BNetzA Monitoringbericht Staschus, Wegner Stand: Seite 29 von 174

31 Die Windenergienutzung ist somit vornehmlich in Nord- und Ostdeutschland konzentriert. Der erwartete Ausbau der Offshore-Windenergie wird die Ungleichheit der regionalen Verteilung noch verstärken. Online Genehmigt Noch nicht genehmigt Energiekabel online Energiekabel genehmigt Energiekabel noch nicht genehmigt Vorranggebiete Windenergiee (Entwurf) Abbildung 3-5: Offshore-Windparkplanungen in der Nordsee (2009) Stand: Seite 30 von 174

32 Online Genehmigt Noch nicht genehmigt Energiekabel online Energiekabel genehmigt Energiekabel noch nicht genehmigt Vorranggebiete Windenergie (Entwurf) Abbildung 3-6: Offshore-Windparkplanungen in der Ostsee (2009) 33 Stromerzeugung aus Sonnenenergie (Photovoltaik) Für ein Monitoring des Anlagenbestandes und des Ausbau von Photovoltaik hat die Bundesnetzagentur (BNetzA) seit dem Jahr 2008 durch eine verbindliche Anmeldung seitens der Anlagenbetreiberr nach EEG eine konsistente Datenbasis geschaffen: Der Großteil der Photovoltaik k-leistung in Bayern (1.632 MW), Baden-Württemberg (834 MW) und NRW (405 MW) installiert. Die Globalstrahlungsdaten in Deutschland weisen im Jahresdurchschnitt an den nordöstlichen Küstenregionen sowie im Süden der Bundesrepublik die größten Potentiale zur Stromerzeugung mit Photovoltaik aus Stand: Seite 31 von 174

33 Abbildung 3-7: Globalstrahlungsdaten Deutschland Wasserkraftnutzung Die installierte Kapazität von Laufwasser- und Pumpspeicherwerken stagniert in Deutschland seit Mitte der 90er Jahre. Veränderungen hat es lediglich auf Grund von Um- und Ausbauten einiger größerer Anlagen am Oberrhein und eines sukzessiven Ausbaus von Kleinwasserkraftanlagen gegeben. Ein deut- 34 Europäische Kommission Globalstrahlungsdaten Seite 32 von 174

34 licher Anstieg der installierten Leistung an Laufwasserkraftwerken wird mit der Fertigstellung des Laufwasserkraftwerkes Rheinfelden im Jahr 2010 erwartet. Insgesamt sind in Deutschland Laufwasserkraftwerke mit einer Leistung von ca. 5 GW am Netz (Stand 2008). 35 Deren regionale Verteilung ist stark durch die topologischen und geographischen Gegebenheiten bedingt, da für den Betrieb von Laufwasserkraftwerken ausreichend wasserführende Flüsse benötigt werden. Zusätzlich sind in Deutschland Pumpspeicherwerke mit einer Gesamtleistung von ca. 6,6 GW installiert. Da für Pumpspeicherwerke eine Topographie mit hinreichend potentieller Lageenergie benötigt wird, befinden sich regionalen Schwerpunkte in Baden-Württemberg (2,0 GW), Thüringen (1,5 GW), sowie Sachsen (1,2 GW). 36 Biomassenutzung Ende 2008 waren in Deutschland Biomasse- und Biogaskraftwerke zur Stromerzeugung nach EEG- Vergütung mit einer Gesamtleistung von 4,4 GW installiert. 37 Der Schwerpunkt der installierten Kraftwerkskapazität liegt in Bayern (17 % der Gesamtkapazität), gefolgt von Nordrhein-Westfalen (16 %) und Baden-Württemberg (12 %). 38 In diesen drei Bundesländern ist auch der Anteil am Anlagenbestand am größten. Die Biomassenutzung orientiert sich leicht an den Lastschwerpunkten ist aber insgesamt relativ gleichmäßig über Deutschland verteilt. Nur ein geringer Anteil der Biomassekraftwerke produziert ausschließlich Strom (ca %). Der Großteil der Anlagen wird im Kraft-Wärme-Kopplungs-Betrieb (KWK) gefahren. Dabei wird neben dem ins öffentliche Netz eingespeisten Strom auch Wärme in Form von Heißwasser oder Dampf bereitgestellt. Diese Wärme wird in Nah- und Fernwärmenetze eingespeist oder für industrielle Prozesswärme genutzt. Die ausgekoppelte Wärmemenge für das Jahr 2008, die gekoppelt zur Stromproduktion erzeugt wurde, wird auf etwa bis GWh geschätzt BMU Leitszenario platts data base 2008, Stand: BMU Leitszenario DBFZ Monitoring Biomasse Seite 33 von 174

35 4 Entwicklung des Kraftwerksparks bis 2030 und Ausblick bis 2050 Aufbauend auf dem Ist-Zustand des Stromversorgungssystems wird in diesem Abschnitt die Entwicklung des Erzeugungssystems dargestellt. Der Ausbau der erneuerbaren Energien orientiert sich an den Zielsetzungen der Bundesregierung. Für die Prognose der Entwicklung des konventionellen Kraftwerksparks werden die Sterbelinie der bestehenden Kraftwerke sowie derzeitig geplante Neubauprojekte zugrundegelegt. Der darüber hinaus notwendige Zubau konventioneller Leistung wird mithilfe eines volkswirtschaftlichen Optimierungsmodells der TU München (Institut für Energiewirtschaft und Anwendungstechnik) ermittelt. 4.1 Entwicklung der Stromnachfrage Für die Prognose der Entwicklung des Kraftwerksparks ist die zukünftige Entwicklung der Stromnachfrage von wesentlicher Bedeutung. Die bisherige Entwicklung des Stromverbrauchs in deutschland (bis zum Beginn der weltweiten Wirtschaftskrise im Herbst 2008) ist durch eine stetige Zunahme gekennzeichnet. In den Sektoren Industrie, Handel, Gewerbe, Dienstleistungen sowie private Haushalte ist der Stromverbrauch kontinuierlich angestiegen. Den stärksten Zuwachs verzeichnete dabei der Industriesektor. Diese Entwicklung ist u.a. durch die Zunahme auf dem Einsatzes elektrischer Energie basierender Produktionsprozesse, dem kontinuierlich steigenden Einsatz von Kommunikations- und Informationstechnologien in allen Verbrauchssektoren, der Zunahme der Gebäudeklimatisierung sowie der anwachsenden Anzahl strombetriebene Geräte in privaten Haushalten begründet. Gleichzeitig zeigen zahlreiche Untersuchungen, dass auf nationaler und europäischer Ebene erhebliche wirtschaftlich erschließbare Potenziale zur Steigerung der Stromeffizienz auf der Nachfrageseite existieren. In vielen Stromanwendungsbereichen konnte die Effizienz der Energieumwandlungsprozesse erheblich gesteigert werden. Um diese Entwicklung weiter zu forcieren, betreibt die Europäische Union mit verschiedenen Instrumenten (z.b. Verordnungen der EU-Ökodesign-Rahmenrichtlinie) die Begrenzung der weiteren Zunahme des Strom- und Energiebedarfs auf der Nachfrageseite. Darüber hinaus ist die erhebliche Steigerung der Energieeffizienz auf der Nachfrageseite ein wichtiges Instrument, um die anspruchsvolle Zielsetzung der Bundesregierung, die Treibhausgasemissionen bis 2020 um 40 % gegenüber 1990 zu reduzieren, zu erreichen. Vor diesem Hintergrund werden in diesem Gutachten zwei verschiedene Szenarios zur Entwicklung der Stromverbrauchsentwicklung bis 2030 zugrundegelegt: Ein Szenario sinkender und ein Szenario steigender Stromnachfrage. Die Annahmen für die Entwicklung des Stromverbrauchs im Szenario sinkender Stromnachfrage gehen von energiewirtschaftlichen Rahmensetzungen aus, die zu einer Reduzierung des Stromverbrauchs führen. Dabei werden technische, organisatorische und rechtliche Maßnahmen für eine effiziente Energienutzung in bestehenden Stromanwendungen sowohl ordnungsrechtlich als auch marktgetrieben initiiert und umgesetzt. Das Szenario sinkender Stromnachfrage geht von einem Rückgang des Stromverbrauchs um 8 % bis zum Jahr 2020 und daran anschließend mit konstanter Stromnachfrage bis 2030 aus. Dem Szenario steigender Stromnachfrage liegt die Annahme zugrunde, dass die in vielen Anwendungsbereichen fortschreitende Substitution konventioneller Energieträger durch Strom die Effizienzsteigerungen überwiegt. Infolge dessen wird eine Zunahme des Stromverbrauchs um rund 8,3 % bis zum Jahr 2030 erwartet. Abbildung 4-1 zeigt die Entwicklung der Stromnachfrage bis zum Jahr Seite 34 von 174

36 Nettostromverbrauch (inkl. Netzverluste exkl. Eigenanlagen) [TWH/a] 560,0 540,0 520,0 500,0 480,0 460,0 440,0 420,0 Steigende Stromnachfrage Sinkende Stromnachfrage 400, Steigende Stromnachfrage 503,5 506,0 508,6 516,2 523,5 531,5 538,8 545,1 Sinkende Stromnachfrage 503,5 506,0 508,6 491,1 474,0 456,9 456,9 456,9 Abbildung 4-1: Stromnachfrageszenarios bis Ausbau der erneuerbaren Energien Das vorliegende Gutachten geht davon aus, dass die Bundesregierung sowohl die im Koalitionsvertrag 2009 formulierten Klimaschutzziele als auch den damit verbundenen Ausbau der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien verfolgt. So hat sich die Bundesregierung zum Ziel gesetzt: Senkung der Klimagasemissionen um 40 % bis zum Jahr 2020 (bezogen auf das Jahr 1990). Steigerung des Anteils der erneuerbaren Energien am Stromverbrauch auf mindestens 30 % bis zum Jahr 2020 (gemäß Integriertem Energie- und Klimaprogramm der Bundesregierung 2007). Erhalt des unbegrenzten Einspeisevorrangs der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien. Vermehrter Einsatz erneuerbarer Energien zur Wärmeerzeugung in Gebäuden. Erhöhung der Energieeffizienz, um die damit verbundenen Potenziale zu heben. Steigerung des Anteils von Strom aus KWK an der Stromerzeugung auf 25 % bis Zur Erreichung dieser Ziele ist ein starker Ausbau der erneuerbaren Energien notwendig. Diese Ziele spiegeln sich im vom BMU in Auftrag gegebenen Leitszenario erneuerbare Energien des Jahres 2009 wider, das davon ausgeht, dass die EEG-bedingte Wachstumsdynamik der erneuerbaren Energien bis 2020 anhält. 40 Ab 2020 wird von einer vollständigen Wirtschaftlichkeit der Energieerzeugung aus 39 Eigene Darstellung basierend auf dena-netzstudie I 2005 und TU München. 40 BMU Leitszenario Seite 35 von 174

37 erneuerbaren Energien ausgegangen. Abbildung 4-2 zeigt die diesem Gutachten zugrunde liegende Entwicklung der installierten Leistung erneuerbarer Energien bis zum Jahr ,0 Installierte Leistung [GW] 100,0 80,0 60,0 40,0 20,0 Erdwärme Biomasse Laufwasser Photovoltaik Offshore Wind Onshore Wind 0, Erdwärme 0,0 0,0 0,0 0,1 0,3 0,6 1,0 Biomasse 2,6 4,5 5,3 6,8 7,9 8,2 8,5 Laufwasser 4,7 4,7 4,8 5,0 5,1 5,2 5,2 Photovoltaik 1,9 5,3 8,9 16,6 23,2 25,8 28,4 Offshore Wind 0,2 2,5 9,0 16,4 23,8 Onshore Wind 18,4 23,9 26,8 30,5 32,9 34,4 35,9 Summe 27,6 38,4 46,0 61,4 78,4 90,5 102,7 Abbildung 4-2: Installierte Leistung erneuerbarer Energien in [GW] 41 Gemäß diesem Szenario steigt der EE-Beitrag an der Stromerzeugung von 93 TWh im Jahr 2008 auf 193 TWh im Jahr Der geamte Stromverbrauch im Jahr 2020 wird mit 557 TWh vorausgesagt. Für das Jahr 2030 wird ein Bruttostromverbrauch von 540 TWh und EE Erzeugung von 317 TWh erwartet. Die installierte Leistung der Laufwasserkraftwerke stagniert bzw. wird nur geringfügig durch Modernisierung und wenige Neubauprojekte erweitert. Im Jahr 2030 wird eine installierte Leistung von 5,2 GW und ein Beitrag von 25 TWh/a zur Stromerzeugung durch die Laufwasserkraftwerke erwartet. Der Ausbau der Onshore-Windenergienutzung hat nach 2010 einen etwas geringeren Zuwachs als in der vorherigen Dekade. Unter Berücksichtigung von Repowering bestehender Anlagen wird die installierte Leistung der Onshore-Windenergienutzung dennoch auf 36 GW bis 2030 gesteigert. Der größte Zuwachs wird bei der Offshore-Windenergienutzung und der Photovoltaik erwartet. In 2030 sollen insgesamt 24 GW Offshore- Windenergieanlagen und 28 GW Photovoltaik-Anlagen installiert sein. 41 Eigene Darstellung basierend auf BMU Leitszenario Seite 36 von 174

38 4.3 Entwicklung des konventionellen Kraftwerksparks Basis für die folgende Analyse und Prognose der Entwicklung des konventionellen Kraftwerksparks ist die Altersstruktur der bestehenden Erzeugungskapazitäten. Unter Annahme branchenüblicher Nutzungsdauern wird die resultierende Sterbelinie der bestehenden Kraftwerkskapazitäten als Basis für die folgenden Betrachtungen ermittelt. Darauf aufsetzend werden aktuelle Neubauplanungen, für die eine hohe Realisierungswahrscheinlichkeit besteht, berücksichtigt. Schließlich wird unter Einbeziehung des Ausbauszenarios der erneuerbaren Energien, deren vorrangiger Stromeinspeisung sowie der KWK- Zielsetzung der weitere notwendige Zubau mittels eines Modells zur Kraftwerksausbauoptimierung der TU München ermittelt Charakteristika, Einsatz und Kostendeckung von Kraftwerkstechnologien Grundlagen für Einsatz und Investitionsentscheidung In diesem Abschnitt werden die derzeitigen grundlegenden technisch-ökonomischen Charakteristika von Energieerzeugungstechnologien dargestellt. Diese determinieren die Stromgestehungskosten der verschiedenen Technologien und somit deren Fahrweise. Die verschiedenen technischen Varianten der Stromgestehung divergieren in ihren Kostenstrukturen und Einsatzweisen. Fixe und variable Kosten sowie der Wirkungsgrad und die Auslastung eines Kraftwerks bestimmen dessen Stromgestehungskosten. Tabelle 4-1 gibt eine Übersicht der derzeit typischen Kraftwerkseigenschaften, die maßgeblichen Einfluss auf die Stromgestehungskosten haben. 42 Die Investitionskosten sind demnach bei Photovoltaikanlagen und Kernkraftwerken am höchsten. Hingegen weisen Photovoltaikanlagen Brennstoffkosten von Null auf, während der Energieträger Gas am teuersten ist. Die Wirkungsgrade konventioneller Kraftwerke konnten in der Vergangenheit durch Technologieentwicklung kontinuierlich gesteigert werden. Am wettbewerblichen Markt wird ein Kraftwerksbetreiber nur dann Elektrizität anbieten, wenn mit dem zu erzielenden Preis mindestens die Grenzkosten der Erzeugung gedeckt werden können. Langfristig muss der Einsatz des Kraftwerks die Vollkosten decken. 42 Erdmann, Zweifel 2008, dena Kraftwerksstudie Seite 37 von 174

39 Tabelle 4-1: Technisch-ökonomische Charakteristika von Kraftwerken 43 Kraftwerksart Investition Brennstoffkosten Durchschnittlicher Durchschnittlicher [Euro/kW] [Euro/MWh] Wirkungsgrad im Wirkungsgrad dt. Kraftwerkspark neuer Kraftwerke (Stand 2005) 44 Steinkohle % bis 51 % Braunkohle % bis 47 % Kernkraft % 38 % Gasturbine % ca. 39 % GuD % bis 60 % Wind % max. 58 % Photovoltaik % 40 % Die Kraftwerke, die die geringsten Grenzkosten der Stromerzeugung aufweisen, produzieren im Allgemeinen Strom für die Grundlastversorgung, d.h. für die Nachfrage, die konstant bedient werden muss. Die Grundlastkraftwerke, die noch nicht abgeschrieben sind, müssen auf Grund ihrer hohen Investitionskosten eine sehr hohe Volllaststundenzahl pro Jahr aufweisen. Steigende Skaleneffekte ermöglichen hierbei in Kombination mit den hohen Nutzungsdauern geringe variable Produktionskosten. 45 Zu den Grundlastkraftwerken zählen Kernkraft,- Braunkohle- und Laufwasserkraftwerke. Die Mittellastkraftwerke decken auf Grund ihrer technischen Charakteristika und der eingesetzten Primärenergieträger die Mittellast. Die Ausnutzungsdauern variieren zwischen und Stunden im Jahr, daher müssen Mittellastkraftwerke wie Steinkohle- und Gaskraftwerke für häufigere Lastwechsel geeignet sein. Die Spitzenlastkraftwerke decken schließlich einzelne kurzzeitige Nachfragespitzen ab und weisen die höchsten variablen Stromgestehungskosten auf. Jähliche Betriebsstunden von unter Stunden und mehrmals tägliches An- und Abfahren mit kurzen Anfahrzeiten und Leistungsänderungen sind zentrale Betriebscharakteristika. In Deutschland zählen vornehmlich Gasturbinen- und Pumpspeicherwerke zu den verfügbaren Spitzenlastkraftwerken. Abbildung 4-3 veranschaulicht die derzeit branchenüblichen, durchschnittlichen Betriebsstunden des bestehenden konventionellen Kraftwerksparks in Deutschland. Dabei wird ersichtlich, dass bereits heute mit Windenergieeinspeisung die durchschnittlichen Ausnutzungsdauern konventioneller Kraftwerke niedriger sind als ohne Windenergieeinspeisung. In Zukunft wird sich dieser Effekt tendenziell verstärken. 43 Erdmann, Zweifel 2008, dena Kraftwerksstudie 2008, Kaltschmitt et al Die Wirkungsgrade von Photovoltaik- und Windkraftanlagen geben den Ausnutzungsgrad eines unerschöpflichen Primärenergieträgers Wind bzw. Sonne wieder. Daher sind sie nur eingeschränkt vergleichbar mit Wirkungsgraden fossil befeuerter Kraftwerke, die begrenzte Primärenergieträger zur Energieerzeugung verwenden. 45 Steigende Skaleneffekte bezeichnen in der Produktionstheorie den Fall sinkender Grenzkosten mit steigender Produktionsmenge (,,,, ). Vgl. Samuelson, Nordhaus Seite 38 von 174

40 Abbildung 4-3:Ausnutzungsdauern konventioneller Kraftwerke 46 Die bereits heute installierte Leistung insbesondere von Windenergieanlagen und deren flukturiende Stromerzeugung führt dazu, dass konventionelle Kraftwerke heruntergeregelt werden müssen da sie in der Merit-Order mit ihren Geboten nicht mehr zum Zuge kommen. Es besteht daher mit dem verstärkten Ausbau erneuerbarer Kapazitäten ein zunehmender Bedarf an flexiblen Komponenten mit geringer Trägheit im Energiesystem, wie beispielsweise flexibel regelbare konventionelle Kraftwerke, verlagerbare Lasten und/oder Energiespeicher mit möglichst geringer Trägheit Altersstruktur und Sterbelinie des bestehenden konventionellen Kraftwerksparks Das Durchschnittsalter der sich in Betrieb befindenden Braunkohlekraftwerke beträgt in Deutschland rund 30 Jahre, die deutschen Steinkohlekraftwerke sind im Durchschnitt 27 Jahre alt. Im europäischen Altersvergleich dieser beiden Kraftwerkstypen befinden sich die deutschen Bestandskraftwerke im Mittelfeld: Ein europäisches Braunkohlekraftwerk ist durchschnittlich 33 Jahre, ein Steinkohlekraftwerk 30 Jahre alt. Das Alter der deutschen Gas- und Wasserkraftwerke weicht vom europäischen Durchschnitt teilweise erheblich ab. Ein Gaskraftwerk ist in Deutschland im Durchschnitt sieben Jahre älter, ein Wasserkraftwerk acht Jahre jünger als der EU-Altersdurchschnitt dieser Kraftwerkstypen. 47 Innerhalb Deutschlands muss zwischen den alten und neuen Bundesländern differenziert werden. Der Kraftwerkspark in den neuen Bundesländern wurde nach der Wiedervereinigung größtenteils grundlegend saniert, in den alten Bundesländern hingegen ist der Kraftwerkspark deutlich älter. Der Vergleich mit den branchenüblichen, technischen Nutzungsdauern (vgl. Tabelle 4-2) zeigt, dass der deutsche Kraftwerkspark einer Erneuerung bedarf Roth, Brückl, Held dena Kraftwerksstudie Die hier angenommenen Nutzungsdauern entsprechen Durchschnittswerten aus der Praxis und liegen deshalb z.t. höher als üblicherweise angegebene technische Lebensdauern. Seite 39 von 174

41 Tabelle 4-2: Branchenübliche Nutzungsdauern für verschiedene Kraftwerkstypen 49 Kraftwerkstyp Nutzungsdauer [a] Gasturbine (Erdgas) 50 GuD 40 Erdgas konventionell 40 Steinkohle 45 Braunkohle 45 Gasturbine (Erdöl) 40 Kernenergie Restlaufzeit (2009) +20 Wasser k. A. Die Bundesregierung beabsichtigt gemäß Koalitionsvertrag 2009 eine Laufzeitverlängerung der deutschen Kernkraftwerke. Zum aktuellen Zeitpunkt ist eine blockscharfe Identifizierung und Quantifizierung dieser Laufzeitverlängerungen nicht möglich, da zum Zeitpunkt der Erstellung dieses Gutachtens keine nähere Konkretisierung dieser Absicht bekannt war. Im vorliegenden Bericht wird eine Laufzeitverlängerung aller deutschen Kernkraftwerke um 20 Jahre angenommen. Aus den Nutzungsdauern gemäß Tabelle 4-2 lässt sich die Sterbelinie des bestehenden konventionellen Kraftwerksparks ableiten. Ausgehend vom Ist-Zustand der installierten Kraftwerksleistung und deren Inbetriebnahme wird in Abbildung 4-4 die zukünftige Entwicklung ohne Berücksichtigung geplanter Zubauten dargestellt. Da viele Bestandskraftwerke innerhalb des dargestellten Zeitraums das Ende ihrer technischen Lebensdauer erreichen, nimmt die installierte Kraftwerksleistung kontinuierlich ab. Bis zum Jahr 2030 werden insbesondere Braun-und Steinkohlekraftwerke stillgelegt. Der Bestand an GuD- Kraftwerken sowie Wasser- und Pumpspeicherwerken kann hingegen über das Jahr 2030 hinaus genutzt werden. 49 dena Kraftwerksstudie 2008, Die hier angenommenen Nutzungsdauern entsprechen Durchschnittswerten aus der Praxis und liegen deshalb z.t. höher als üblicherweise angegebene technische Lebensdauern. Seite 40 von 174

42 Installierte Nettoleistung [MW] Gasturbine (Erdgas) Pumpspeicher Laufwasser Gasturbine (Erdöl) Erdgas konventionell GuD Braunkohle Kernenergie Gasturbine (Erdgas) Pumpspeicher Laufwasser Gasturbine (Erdöl) Erdgas konventionell GuD Braunkohle Kernenergie Steinkohle Summe Abbildung 4-4: Sterbelinie bestehender konventioneller Kraftwerke Zubau neuer konventioneller Erzeugungskapazitäten bis zum Jahr 2030 Die gegenwärtigen gesellschaftlichen Rahmenbedingungen in Deutschland für die Realisierung von Kraftwerksneubauten können als äußerst schwierig bezeichnet werden. Ein hohes Investitionsrisiko sowie unsicherer gesellschaftlicher Rückhalt bzw. sinkende Akzeptanz in der Bevölkerung haben in den vergangenen Jahren (und bis heute) bei mehreren Kraftwerks-Neubauplanungen zum Stillstand oder Abbruch geführt. Die Situation hat sich in Folge der weltweiten Wirtschaftskrise in 2009 weiter verschärft. Auch die beabsichtigte Laufzeitverlängerung für deutsche Kernkraftwerke könnte zur Überprüfung bestehender Neubauplanungen für konventionelle Kraftwerke führen. Zusätzliche Unsicherheiten bei der Brennstoff- und CO 2 -Preisentwicklung kommen hinzu. Auf Basis der oben dargestellten Sterbelinie bestehender konventioneller Kraftwerke wird der Zubau konventioneller Kraftwerke ermittelt. In einem ersten Schritt werden heute als wahrscheinlich 50 Eigene Darstellung basierend auf dena Kraftwerksstudie Seite 41 von 174

43 einzustufenden Kraftwerksneubauten in die Modellierung einbezogen (ca. 14,5 GW). Diese Kraftwerkkapazitäten beruhen auf Daten zu aktuellen Neubauprojekten bis zum Jahr 2014, die die dena im Rahmen der Studie dena-kraftwerksanalyse 2008 erhoben hat. Modellierungsansatz der TU München Im nächsten Schritt wird der darüber hinaus zur Deckung des Strombedarfs notwendige Zubau konventioneller Erzeugungskapazitäten mit einem Model zur Kraftwerksausbauoptimierung der TU München, Lehrstuhl für Energiewirtschaft und Anwendungstechnik, für den Zeitraum ermittelt. Dabei werden die installierte Kraftwerksleistung, Konservierung oder Stilllegung und insbesondere Zubauten von Kraftwerken in Abhängigkeit von Kosten- und Nachfrageentwicklungen abgeschätzt. Weitere Randbedingung des Modells sind das von der Bundesregierung im Integrierten Energie- und Klimaprogramm (IEKP 2007) und im KWK-Gesetz (KWKG 2009) beschlossene Ausbauziel für KWK von 25 % an der Stromerzeugung bis zum Jahr 2020 sowie der Ausbau der erneuerbaren Energien gemäß dem BMU-Leitszenario 2009 wie in Kapitel 4.2 dargestellt. Wichtige Eingangsgröße für die Simulation des notwendigen Kraftwerkszubaus ist die angenommene Stromnachfrageentwicklung bis zum Jahr Dem Gutachten liegen zwei Stromnachfrageszenarios zugrunde (vgl. Kapitel 4.1). Die Stromnachfrage bezeichnet dabei den jährlichen Nettostromverbrauch inklusive der Netzverluste und exklusive des Verbrauchs bzw. der Erzeugung industrieller Eigenanlagen. Der Zubau des konventionellen Kraftwerksparks in Deutschland wird für beide Stromnachfrage-Szenarios simuliert. Bei dem verwendeten Modell zur Kraftwerksausbauoptimierung handelt es sich um ein Single-Node-Modell (Netzrestriktionen werden nicht berücksichtigt), so dass die auftretenden Netzverluste dem Verbrauch zugeschlagen werden. Des Weiteren beinhaltet der betrachtete Kraftwerkspark (vgl. Abbildung 4-4) keine industriellen Eigenanlagen, so dass der durch diese Kraftwerke gedeckte industrielle Stromverbrauch nicht berücksichtigt werden darf. Durch die Modellierung der Kraftwerke mit Nettoleistungen und Nettowirkungsgraden wird außerdem der Kraftwerkseigenbedarf inhärent berücksichtigt und muss somit nicht dem Stromverbrauch zugeschlagen werden. Ausgangspunkt für die Bestimmung der jährlichen Kraftwerksinvestitionen ist die Residuallast, die nach Abzug der vorrangigen Einspeisung, also der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien und KWK- Anlagen, durch fossil befeuerte Kraftwerke und durch Kernkraftwerke gedeckt werden muss. Die Höhe der mindestens vorzuhaltenden oder ggf. zuzubauenden Kraftwerkskapazität richtet sich nach der einzuhaltenden Versorgungssicherheit, d.h. nach der notwendigen gesicherten Leistung des Kraftwerksparks, um die Jahreshöchstlast zu decken. Bei der Bestimmung der gesicherten Leistung wird auch der Beitrag der Windkraftanlagen berücksichtigt. In jedem Simulationsjahr ist der Zubau von Kraftwerkskapazität aus einer festgelegten Auswahl an Kraftwerkstypen möglich. Das Optimierungsmodell verteilt die in den einzelnen Jahren zu installierende Leistung auf die verschiedenen Kraftwerkstypen. Dabei werden schrittweise Lösungen generiert und als optimale Lösung eine Aufteilung gewählt, welche die niedrigsten Gesamtkosten aufweist. Neben den Investitionskosten bestimmt das Modell daher auch die Betriebskosten der Kraftwerke. Durch Einordnung der Kraftwerke unter die geordnete Jahresdauerlinie der residualen Last können die jeweils erzeugte Strommenge, Ausnutzungsdauer und die Betriebskosten ermittelt werden. Die Auswirkungen durch den Einsatz von Pumpspeicherwerken bleiben dabei unberücksichtigt. Zunächst sind nur die spezifischen Erzeugungskosten maßgeblich. Durch die zusätzliche Betrachtung der Fixkosten der Kraftwerke wird außerdem der Effekt der Seite 42 von 174

44 Langzeitkonservierung bzw. der vorzeitigen Stilllegung von Kraftwerken berücksichtigt, deren Betrieb aufgrund zu geringer Ausnutzungsdauern unrentabel wäre. Eine Berücksichtigung von Stromimport und -export bei der Ermittlung des Kraftwerksausbaus wird in diesem Gutachten nicht vorgenommen. Zum einen ist die Vorhaltung der notwendigen gesicherten Leistung von energiepolitisch strategischer Bedeutung, was eine Berücksichtigung von Stromimporten entweder ausschließt oder die Bestimmung der gesicherten Leistung des Stromimports voraussetzt. Zum anderen treten die Lastspitzen in den Nachbarländern in etwa zeitgleich mit den Lastspitzen in Deutschland auf. Somit stehen zum Zeitpunkt der Jahreshöchstlast nicht notwendigerweise Überschusskapazitäten aus dem Ausland zur Verfügung. Wie oben beschrieben baut die Simulation der Kraftwerksausbauoptimierung der TU München auf den folgenden Vorgaben auf: Sterbelinie des deutschen Kraftwerkparks Bau neuer Kraftwerkskapazitäten, die gemäß dena-kraftwerksanalyse 2008 als wahrscheinlich einzustufen sind Ausbau der erneuerbaren Energien gemäß BMU-Leitszenario 2009 Ausbau wärmegeführter KWK-Anlagen laut KWK-Ziel der Bundesregierung Ein Szenario sinkender und ein Szenario steigender Stromnachfrage Modellergebnisse Abbildung 4-5 stellt den Zubau des konventionallen Kraftwerksparks für das Szenario sinkender Stromnachfrage dar. Das Modell zur Kraftwerksausbauoptimierung der TU München ermittelt aufbauend auf oben genannten Randbedingungen einen Zubau konventioneller Kraftwerksleistung von 6,8 GW (blaue Blöcke in Abbildung 4-5). Diese Leistung wird ausschließlich durch den Bau von Gaskraftwerken realisiert. Mit 5,5 GW wird der Großteil dieses Zubaus im Zeitraum 2026 bis 2030 realisiert. Insgesamt wird über den Betrachtungszeitraum zwar eine wachsende Strommenge aus erneuerbaren Energien und wärmegeführter KWK erzeugt, da die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien aber stark fluktuiert, ist ihr Beitrag zur gesicherten Leistung relativ gering. Daher ist der Zubau weiterer konventioneller Kraftwerkskapazitäten gemäß Kraftwerksausbauoptimierung notwendig. Während der Zubau von Grundlastkraftwerken aufgrund der zu erwartenden niedrigen Ausnutzungsdauern unrentabel wäre, stellen zugebaute Spitzenlastkraftwerke mit typischerweise niedrigen Investitionskosten in diesem Fall eine sinnvolle Ergänzung des Kraftwerksparks dar. Im Jahr 2030 erfolgt ein besonders hoher Zubau von 3,3 GW, der auf den Wegfall eines Kernkraftwerks sowie mehrerer Steinund Braunkohleblöcke mit einer Gesamtleistung von mehr als 5 GW in diesem Jahr zurückzuführen ist. Die Entwicklung der Ausnutzungsdauern zeigt für das Szenario sinkender Stromnachfrage eine deutliche Abnahme der Ausnutzungsdauer aller konventionellen Kraftwerke im betrachteten Zeitraum. Seite 43 von 174

45 Zubau installierter Leistung [MW] Szenario sinkender Stromnachfrage Kraftwerkszubau gemäß Erhebungen der dena Zubau gemäß Kraftwerksausbauoptimierung Zubau wärmegeführte KWK gemäß der Ziele der Bundesregierung 2009 bis bis bis bis bis 2030 Abbildung 4-5: Krafwerksneubauten bis 2030, Szenario sinkender Stromnachfrage Abbildung 4-6 stellt das Ergebnis des Modells zur Kraftwerksausbauoptimierung für das Szenario steigender Stromnachfrage dar. In diesem Fall ermittelt das Modell für denselben Simulationszeitraum einen deutlich höheren Zubau konventioneller Kraftwerksleistung als im Szenario sinkender Stromnachfrage. Für das Szenario steigender Stromnachfrage weist das Modell der Kraftwerksausbauoptimierung einen Zubau von 5 GW konventioneller Kraftwerksleistung bis 2020 und im anschließenden Zeitraum bis 2030 einen weiteren Zubau in Höhe von 16,3 GW aus (vgl. blaue Blöcke in Abbildung 4-6). Ingesamt werden bis zum Jahr 2030 Gasturbinenkraftwerke mit einer Leistung von 19,4 GW installiert. Etwa 45 % dieses Leistungszubaus entfällt dabei auf den Zeitraum nach Des Weiteren errechnet das Modell zur Kraftwerksausbauoptimierung einen Zubau von sowohl für den Mittel- als auch den Spitzenlasteinsatz geeigneten GuD-Kraftwerken mit einer Leistung von 1,8 GW. Auch im Szenario steigender Stromnachfrage erfolgt der höchste jährliche Zubau im Jahr 2030 (5,3 GW), da hier die gleichzeitige Abschaltung mehrerer großer Bestandsblöcke erfolgt. Der insgesamt stärkere Ausbau der Kraftwerkskapazitäten ist auf die höhere Stromnachfrage zurückzuführen. So muss in diesem Szenario mehr Energie durch konventionelle Kraftwerke bereitgestellt werden. Auch die notwendige gesicherte Leistung des konventionellen Kraftwerksparks erhöht sich, da der Beitrag der fluktuierenden Einspeisung zur gesicherten Leistung in beiden Szenarios gleich bleibt. Die Anzahl der langzeitkonservierten Kraftwerke sowie die Konservierungsdauern sind im Szenario steigender Stromnachfrage zwar deutlich geringer, das Niveau der Ausnutzungsdauern bleibt aber auch in diesem Szenario relativ niedrig. Seite 44 von 174

46 Zubau installierter Leistung [MW] Szenario steigender Stromnachfrage 2009 bis bis bis bis bis 2030 Kraftwerkszubau gemäß Erhebungen der dena Zubau gemäß Kraftwerksausbauoptimierung Zubau wärmegeführte KWK gemäß der Ziele der Bundesregierung Abbildung 4-6: Krafwerksneubauten bis 2030, Szenario steigender Stromnachfrage In beiden Szenarios der Stromnachfrageentwicklung werden gemäß Kraftwerksausbauoptimierung ausschließlich Gasturbinen bzw. GuD-Kraftwerke neu gebaut. Zwar erfolgt bis zum Jahr 2014 ein Zubau von Braun- und Steinkohlekapazitäten gemäß der dena-kraftwerksanalyse im Umfang von mehr als 10 GW, doch werden im Zeitraum bis 2030 große Kapazitäten der Grund- und Mittellastkraftwerke altersbedingt abgeschaltet. Diese Kapazitäten werden lediglich im Hinblick auf die gesicherte Leistung durch den Zubau von Spitzenlastkraftwerken ersetzt. Anhand der Ausnutzungsdauern ist erkennbar, dass die Gaskraftwerke bei der tatsächlichen Stromerzeugung eine untergeordnete Rolle spielen und primär der Bereitstellung von Regelenergie und der sicheren Abdeckung von Lastspitzen dienen. Die Ursache für diese Entwicklung ist der im Rahmen dieser Studie angenommene massive Ausbau der erneuerbaren Energien sowie die Annahme einer gleichzeitigen Verlängerung der Kernkraftlaufzeiten. So nimmt die durch konventionelle Kraftwerke zu deckende residuale Strommenge im betrachteten Zeitraum stark ab, während der Grundlast- und Mittellastbereich weitgehend durch Kernkraftwerke gedeckt werden kann. Die resultierende Leistung des konventionellen Kraftwerksparks für die Jahre wird für beide betrachtete Stromnachfrageszenarios in Abbildung 4-7 und Abbildung 4-8 dargestellt. In den Betrachtungen der TU München zur energiewirtschaftlichen Relevanz (vgl. Kapitel 10) werden beide Stromnachfrageszenarios verwendet, in der Netzanalyse der RWTH Aachen (vgl. Kapitel 8 ) wird die Betrachtung auf das Szenario sinkender Stromnachfrage beschränkt. Seite 45 von 174

47 Installierte Leistung [MW] Geothermie Biomasse Wasserkraft Photovoltaik Wind-offshore Wind-onshore Konventionell Abbildung 4-7: Installierte Kraftwerksleistung gesamt; Szenario sinkende Stromnachfrage Installierte Leistung [MW] Geothermie Biomasse Wasserkraft Photovoltaik Wind-offshore Wind-onshore Konventionell Abbildung 4-8: Installierte Kraftwerksleistung gesamt; Szenario steigende Stromnachfrage Eigene Darstellung basierend auf den Ergebnissen der Kraftwerksausbauoptimierung der TU München. Seite 46 von 174

48 4.4 Zusammenfassung und Ausblick bis 2050 (nicht modelliert) Das Energiesystem in Deutschland erfährt aktuell einen tiefgreifenden Strukturwandel, der als Transformationsprozess im Hinblick auf die Zielsetzung eines stetig steigenden Anteils der erneuerbaren Energien bezeichnet werden kann. Die zur Sicherstellung der Stromversorgung eingesetzten Kraftwerkstechnologien diversifizieren sich weiter und der Anteil erneuerbarer und dezentraler Stromeinspeisung erhöht sich stetig. Das vorliegende Gutachten geht davon aus, dass die Bundesregierung die vereinbarten Ziele zum Ausbau der erneuerbaren Energien mit Nachdruck verfolgt und dass sich die installierte Leistung zur Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien bis zum Jahr 2030 von derzeit 38,4 GW auf voraussichtlich 102,6 GW erhöhen wird. Der Anteil der erneuerbaren Energien am Stromverbrauch wird auf etwa 60 % im Jahr 2030 anwachsen. Die installierte Erzeugungskapazität von Offshore-Windkraft und Photovoltaik- Anlagen wird in den nächsten beiden Dekaden stark zunehmen. Den Großteil der erwarteten installierten Leistung zur Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien wird demzufolge auf den fluktuierend dargebotenen Energieträgern Wind und Sonne basieren. Die Altersstruktur des bestehenden deutschen konventionellen Kraftwerksparks erfordert eine umfassende Erneuerung, damit alte ineffiziente Kraftwerke, die ihre Nutzungsdauer erreicht haben, durch wesentlich effizientere Kraftwerke ersetzt werden: Das Durchschnittsalter eines konventionellen Kraftwerks in Deutschland beträgt ca. 35 Jahre. Unter der Annahme einer durchschnittlichen Nutzungsdauer von Jahren je nach Kraftwerkstechnologie reduziert sich die in Deutschland installierte Kraftwerksleistung bis zum Jahr 2030 durch Außerbetriebnahmen um rund 50 GW. Aufbauend auf dieser Sterbelinie wurden alle in 2008 als wahrscheinlich einzustufenden Kraftwerksneubauten in die Modellierung einbezogen (ca. 14,5 GW) und schließlich mit einem Investitionsentscheidungsmodell der zur Deckung des Strombedarfs zusätzlich benötigte Zubau an Kapazitäten für den Zeitraum ermittelt. Diese Betrachtungen wurden jeweils für das Szenario sinkende Stromnachfrage und das Szenario steigende Stromnachfrage durchgeführt. In beiden Szenarios wird ein Zubau konventioneller Kraftwerkskapazitäten festgestellt. Bis zum Jahr 2030 wird demgemäß trotz eines erheblichen Zubaus von Erzeugungskapazitäten auf der Basis der Nutzung erneuerbarer Energien im Umfang von 64,2 GW die installierte Leistung konventioneller Kraftwerke um weniger als 30 GW (Szenario sinkende Stromnachfrage) bzw. weniger als 15 GW (Szenario steigende Stromnachfrage) abnehmen. Diese Ergebnisse basieren maßgeblich auf der Tatsache, dass eine erhebliche Zunahme der fluktuierenden Stromerzeugung aus Windenergie- und PV-Anlagen erwartet wird. Diese Simulationsergebnisse verdeutlichen die zukünftig erheblich wachsende Anforderung zur Flexibilisierung des Stromerzeugungssystems. Die gemäß diesen Simulationsergebnissen umfangreiche Vorhaltung konventioneller Kraftwerkskapazität zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit ist mit erheblichen technischen Anforderungen sowie betriebs- und volkswirtschaftlichen Kosten verbunden. Gleichzeitig verdeutlichen diese Ergebnisse die Anforderung zur Integration von Energiespeichern unter Nutzung sowohl zentraler als auch dezentraler Technologien sowie die Erschließung von Stromeffizienzpotentialen und die Nutzung vorhandener Lastmanagementpotentiale auf der Nachfrageseite. Die regionale Verteilung der installierten Kraftwerkskapazitäten in Deutschland wird zu einer Mischung aus zentraler (z.b. Offshore-Windenergienutzung) und dezentraler Erzeugungsstruktur führen. Der Seite 47 von 174

49 Ausbau der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien, insbesondere die Windenergienutzung, erfordert einen verstärkten Stromtransport aus den nördlichen und östlichen Bundesländern in die Lastschwerpunkte im Westen und Süden der Bundesrepublik. Ausblick der Stromerzeugungsentwicklung bis 2050 Für die weitere Entwicklung der Stromerzeugungskapazität in Deutschland nach 2030 können aufgrund der mit dieser Langfristigkeit verbundenen Unsicherheiten keine belastbaren Berechnungen durchführt werden. Die nachfolgenden Aussagen basieren auf einer qualitativen Einschätzung der weiteren Entwicklung der Stromerzeugung. Zwischen 2030 und 2050 wird vor dem Hintergrund der energie- und klimapolitischen Zielsetzungen ein weiterer Ausbau der erneuerbaren Erzeugungskapazitäten erwartet. Damit verbunden wird die Stromerzeugung aus fossil befeuerten Kraftwerken bis 2050 voraussichtlich weiter deutlich zurückgehen. Die dann verbleibenden konventionellen Kraftwerke, voraussichtlich vornehmlich Gaskraftwerke, werden zu diesem Zeitpunkt vorwiegend für die Bereitstellung von Reserve- und Ausgleichsenergie (bzw. Reserve- und Ausgleichsleistung) eingesetzt werden. Es ist davon auszugehen, dass bis 2050 der Großteil des Stromverbrauchs in Deutschland aus erneuerbaren Energien gedeckt werden wird. Der hohe Anteil wetterbedingt fluktuierender Stromerzeugung im Jahr 2050 wird zunehmend dazu führen, dass die Stromerzeugung aus erneuerbarer Energien im Jahresverlauf zu zahlreichen Zeitpunkten die Stromnachfrage übersteigt. Dennoch wird es z.b. zu Starklast-Schwachwind-Zeiten Situationen geben, in denen die Nachfrage ohne Speicher nicht allein durch erneuerbare Energien gedeckt werden kann. Es kann festgehalten werden, dass die enormen Herausforderungen der Kraftwerksparktransformation (hin zu mehr verteilter Erzeugung und mehr Erzeugung aus erneuerbaren Energien) nur durch die effiziente Kombination vieler Maßnahmen bewältigt werden können. Dazu müssen: wirtschaftliche Stromeffizienzpotentiale konsequent erschlossen werden, der Ausbau der Stromnetze auf Übertragungs- und Verteilnetzebene (bis 2020 u.a. gemäß dena- Netzstudie I und TEN-E Leitlinien) zügig erfolgen, flexiblen Lastmodulation weiter ausgebaut werden und der Ausbau der Grenzkuppelstellen zur Erweiterung des Stromaustauschs mit den Nachbarländern verstärkt werden. Auch bei optimaler Kombination der genannten Maßnahmen wird eine sichere und bezahlbare Stromversorgung auf Basis erneuerbarer Energien nur unter Einbezug ausreichender Speicherkapazitäten möglich sein. Seite 48 von 174

50 5 Analyse politischer Ziele zur Bedeutung von elektrischen Speichern in der Energieversorgung 5.1 Koalitionsvertrag der Bundesregierung (2009) Die Bundesregierung trifft in ihrem Koalitionsvertrag 2009 Aussagen über ihre energiepolitischen Ziele sowie zur gegenwärtigen und zukünftig angestrebten Bedeutung von (elektrischen) Speichern im Energiesystem in Deutschland: Durch intelligente Integration der erwarteten zusätzlichen Stromnachfrage infolge des Ausbaus der Elektromobilität kann auch ein Beitrag zur Verbesserung des Netzmanagements geleistet werden. Dies berücksichtigt bereits den Gedanken, die Fahrzeugbatterien im Stromsystem als Stromspeicher zu nutzen. So kann die Netzstabilität durch Ausregelung des wachsenden Anteils fluktuierenden Stroms aus erneuerbaren Energien erhöht und gleichzeitig Effizienzreserven nutzbar gemacht werden. Zielsetzung der Bundesregierung ist, dass bis 2020 eine Million Elektrofahrzeuge auf Deutschlands Straßen fahren. Deutschland soll sich zu einem sog. Leitmarkt für Elektromobilität entwickeln. Die Erreichung dieser Zielsetzung soll durch ein umfangreiches Entwicklungsprogramm sowie die Erprobung ganzheitlicher Verkehrskonzepte in Modellregionen unterstützt werden. Die Aufgabe des Staates ist es, insbesondere den notwendigen Rechtsrahmen für den Aufbau eines Ladenetzes für Elektrofahrzeuge in Ballungsräumen zu schaffen. Unter der Maßgabe der Technologieneutralität strebt die Bundesregierung die Förderung der Erprobung und des Einsatzes innovativer Batterietechnologien und die Weiterentwicklung von Brennstoffzellen an. Die Bundesregierung plant ein neues Energieforschungsprogramm mit den Schwerpunkten Energieeffizienz, Speichertechnologien, intelligente Netztechnik sowie Biokraftstoffe der zweiten Generation. Das Forschungsprogramm wird das aktuelle 5. Energieforschungsprogramm ablösen und soll in eine Mobilitäts-und Kraftstoffstrategie eingebettet werden. Dazu hat die Helmholtz- Gemeinschaft Deutscher Forschungszentren ein Strategiepapier zum Thema "Eckpunkte und Leitlinien zur Weiterentwicklung der Energieforschungspolitik der Bundesregierung" erarbeitet. Das Strategiepapier misst der Speicherforschung sowohl kurz- als auch mittelfristig für den Elektrizitäts und Mobilitätssektor eine herausragende Bedeutung bei. Die Speicherforschung soll im aktualisierten Energieforschungsprogramm einen Schwerpunkt bilden, für den zusätzliche Förderung bereitgestellt wird. 52 Es wird erwartet, dass die Bundesregierung bei einer Laufzeitverlängerung der Kernkraftwerke eine Beteiligung der Betreiber an den Zusatzgewinnen anstrebt. Die damit verbundenen Einnahmen können u.a. für die Förderung einer nachhaltigen und zukunftsfähigen Energieversorgung, insbesondere der Erforschung von Speichertechnologien in Verbindung mit der Nutzung der erneuerbaren Energien, verwendet werden. 52 Pressemitteilung des BMWi vom , Seite 49 von 174

51 5.2 Bedeutung elektrischer Energiespeicher in der Ressortforschung Speichertechnologien sind ein notwendiges Instrument, um die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien (in Verbindung mit ihrem stetigen Ausbau) vollständig nutzen zu können. Die Befreiung von bis Ende des Jahres 2019 neu errichteter Pumpspeicherwerke von Netznutzungsentgelten für die Dauer von zehn Jahren (EnWG 118) ist ein Beispiel dafür, dass die Bundesregierung Energiespeichern einen hohen Stellenwert beimisst. Darüber hinaus befasst sich ein signifikanter Anteil der von den zuständigen Bundesministerien geförderten Energieforschung mit der Erforschung von Speichertechnologien. Neben den jeweiligen Forschungsschwerpunkten bzw. Forschungsprogrammen der zuständigen Bundesministerien werden auch ressortübergreifende Forschungsprogramme aufgelegt. Im nachfolgenden Abschnitt werden die gegenwärtigen Forschungsschwerpunkte und programme der Ressorts Bundesministerium für Bildung und Forschung (BMBF), Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie (BMWi) und Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU) bzgl. Energiespeicher zusammengestellt. Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie (BMWi) Das BMWi bündelt die Energieforschung und dessen Förderung im Programm Klimaschutz und Energieeffizienz. Inhaltliche Schwerpunkte dieses Programms in Bezug auf Speicherforschung werden in den Themenbereichen Effiziente Stromnutzung, Speicher sowie E-Energy: IKT-basiertes Energiesystem der Zukunft gesetzt. Im Fachprogramm Effiziente Stromnutzung, Speicher soll eine erhebliche Kostendegression für Errichtung und Betrieb von Energiespeichern erreicht werden. Besonderer Fokus wird dabei auf die Entwicklung von Li-Ionen Batteriesystemen, vor allem für den Einsatz im Mobilitätsbereich, sowie die adiabate Druckluftspeicherung gelegt. Pumpspeicherwerke und diabate Druckluftspeicher sind aus Sicht des BMWi eine bereits erprobte Technologie. Zur Erhöhung des Wirkungsgrades und damit der Wirtschaftlichkeit von Speichertechnologien sind laut BMWi jedoch neuere technische Ansätze notwendig, um vor dem Hintergrund der Ausbauziele der Bundesregierung eine vollständige Integration erneuerbarer Energien in das Energieversorgungssystems zu erreichen. Bei dem Technologiewettbewerb e-energy: IKT-basiertes Energiesystem der Zukunft wird in sechs Modellregionen die effiziente Erzeugung, Verteilung und Nutzung von Elektrizität durch innovative Lösungen der Informations- und Kommunikationstechnologie erforscht. Als Modellregion wird beispielsweise im Landkreis Harz untersucht, inwieweit unter Berücksichtigung einer Vielzahl von Windparks, Photovoltaik-Anlagen, Biogasanlagen, PSW sowie durch ein Online-Netzwerk die Netzstabilität sichergestellt werden kann. 53 Weiterhin hat das BMWi 500 Mio. für anwendungsorientierte Forschung im Rahmen des Konjunkturpakets II bereitgestellt, davon stehen 30 Mio. für die Förderinitiative Stromwirtschaftliche Schlüsselelemente: Speicher, Netze, Integration bereit. Ergänzend wurde bereits das Forschungsvorhaben Stand und Entwicklungspotenzial der Speichertechniken für Elektroenergie ausgeschrieben, deren Ergebnisse im August 2009 veröffentlicht wurden. In diesem Vorhaben wurden Speichertechnologien insbesondere nach ökonomischen Kriterien bewertet und ihre großtechnische Verfügbarkeit 53 BMWi nicht-nukleare Energieforschung Seite 50 von 174

52 zeitlich abgeschätzt. 54 Demnach sind Pumpspeicherwerke im Bereich der stationären Speicher heute und zukünftig die führende Technologie für netzgekoppelte, zentrale Speichereinheiten zur Bereitstellung von Reserve- und Regelleistung. Alternativen wie etwa Druckluft- oder Wasserstoffspeicher stehen aktuell nicht hinreichend entwickelt zur Verfügung. Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU) Das BMU hat kein explizites Energieforschungsprogramm aufgelegt, sondern fördert anwendungsorientierte Forschungs-, Entwicklungs- und Demonstrationsprojekte. Die Forschungsprojekte werden in Eigenregie der Antragsteller konzipiert und können ggf. vom Projektträger des BMU (Projektträger Jülich) finanziell gefördert werden. Förderschwerpunkte des BMU sind hierbei insbesondere moderne Kraftwerkstechnologien auf der Basis von Kohle und Gas einschließlich CO 2 - Abtrennung und CO 2 -Speicherung, Photovoltaik, Windenergie im Offshore-Bereich, Brennstoffzellen, Wasserstoff und elektrische Energiespeicher. 55 Der Fokus der Projektförderung wird seitens des BMU auf systemorientierte Ansätze gelegt, die auf eine Optimierung von Gesamtsystemen im Zusammenhang mit dem Einsatz erneuerbarer Energien abzielen. Elektrische Energiespeicher werden dabei als signifikanter Bestandteil von Energiesystemen betrachtet und als Förderschwerpunkt ausgewiesen. Bundesministerium für Bildung und Forschung (BMBF) Das BMBF fördert im Programm Grundlagenforschung Energie seit 2008 die Entwicklung neuer technologischer Optionen, die noch langwierige grundlegende Forschungsarbeit erfordern. 56 Schwerpunktgebiete sind unter anderem die Entwicklung hochleistungsfähiger elektrischer Energiespeicher. Verschiedene Forschungsprojekte zur Entwicklung von Li-Ionen-Batterien sind bereits auf dem Weg gebracht worden. Aktuell fördert das BMBF im Rahmen des nationalen Entwicklungsplans Elektromobilität die Innovationsallianz "Lithium-Ionen Batterie LIB 2015" mit 60 Millionen Euro. Darüber hinaus fördert das BMBF Forschungsvorhaben im Hinblick auf die Systemoptimierung dezentraler Erzeugungsstrukturen aus regenerativen Energiequellen. Hierbei sollen vor allem computergestützte mathematische Modelle entwickelt werden, die eine räumliche und zeitliche Entkoppelung der Energieerzeugung aus erneuerbaren Energien und der Nachfrage durch den Einsatz von Energiespeichern abbilden können. 57 In der Hightech-Strategie zum Klimaschutz sollen zukunftsweisende Themenfelder in Kooperation mit der Wirtschaft bearbeitet werden. 58 Die Hightech-Strategie zum Klimaschutz wurde auf dem zweiten Klima-Forschungsgipfel am 16. Oktober 2007 vom BMBF vorgestellt und enthält die forschungspolitischen Leitlinien zum Klimaschutz der Ressorts BMBF, BMWi, BMU, BMVBS,BMELV für die kommenden Jahre. Die Hightech-Strategie erfasst unter anderem auch das Technologiefeld Energie. Der Fokus soll dabei in kooperativen Forschungsprojekten zwischen Wirtschaft und Wissenschaft auf die Themen organische Photovoltaik, verbesserte Energiespeicher, CO 2 -Reduktion im Automobilbereich und Abscheidung und Speicherung von CO 2 bei fossilen Kraftwerken gelegt werden. Die Energiespeicherforschung konzentriert 54 BMWi Wettbewerb E-Energy BMU Leitstudie BReg Klimaprogramm 2007, S BMBF NGEE BReg Klimaprogramm 2007, S.84. Seite 51 von 174

53 sich auf Wasserstoff- und Brennstoffzellen. Durch gezielte Unterstützung und Förderung der entstehenden Wasserstoff- und Brennstoffzellenbranche im mobilen, stationären und portablen Bereich soll am Standort Deutschland die Marktentwicklung beschleunigt werden. 59 Zusammenfassung nationale Speicherforschung Die Bundesregierung misst der Energieforschung in ihrem Koalitionsvertrag 2009 eine hohe Bedeutung bei. Es wird das Fernziel einer vollständig regenerativen Energieversorgung in Aussicht gestellt. Bestehende energiepolitische Zielsetzungen und Gesetzesinitiativen sollen mit Nachdruck verfolgt oder erweitert werden (IEKP, Umsetzung der EU-Binnenmarktpakete Strom und Gas). Deutschland soll sich durch intensive begleitende Forschung zu einem sog. Leitmarkt für Elektromobilität entwickeln. In der Aktualisierung des 5. Energieforschungsrahmenprogramms wird u.a. ein Fokus auf die Erforschung von Speichertechnologien gelegt. In der aktuellen Ressortforschung des Bundesministeriums für Bildung und Forschung, des Bundesministeriums für Wirtschaft und Technologie und des Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit werden Forschungsschwerpunkte mit Bezug zu elektrischen Energiespeichern in den Technologieprogrammen Klimaschutz und Energieeffizienz, Innovation und neue Energietechnologien, Grundlagenforschung und Hightech- Strategie formuliert. Tabelle 5-1 gibt einen Überblick über aktuelle Forschungsprogramme mit Bezug zu Energiespeichern. Tabelle 5-1: Zusammenfassung der einzelnen Forschungsvorhaben mit Bezug zu Energiespeicher Träger Programm Teilaspekte der Programme mit Bezug zu Speichern Programmbudget Laufzeit BMWi Technologiepro- Fachprogramme Stromspeicher und 500 Mio. Euro gramm Klimaschutz E-Energy: IKT-basiertes Energiesystem und Energieeffizienz der Zukunft ; Förderinitiative Stromwirtschaftliche Schlüsselelemente: Speicher, Netze, Integration BMU Innovation und neue Förderung von 400 Mio. Euro Energietechnologien Forschungsprogrammen und Integration fluktuierender Erneuerbarer Energiequellen in das Gesamtsystem u. a. mit Speichertechnologien BMBF Grundlagenforschung u. a. Entwicklung hochleistungsfähiger 350 Mio. Euro elektrischer Energiespeicher BMBF HighTech-Strategie u. a. Verbesserung der Energiespeicher 500 Mio. Euro BReg High-Tech Strategie Deutschland Seite 52 von 174

54 5.3 Bedeutung elektrischer Energiespeicher für die Europäische Union Die EU-Kommission strebt im Rahmen des europäischen Strategieplans für Energietechnologie (SET-Plan) eine deutliche Kostendegression erneuerbarer Energietechnologien, mehr Energieeffizienz und eine weltweite Führungsposition der diesbezüglichen europäischen Industrie an. 60 Der SET-Plan analysiert Technologieoptionen, um das sogenannte Ziel der europäischen Union zu erreichen. D.h. der SET-Plan soll die Erreichung der europäischen Zielsetzung - Verringerung der Treibhausgasemissionen und Verringerung des Primärenergiebedarfs um jeweils 20 % sowie Steigerung des Anteils erneuerbaren Energien am Endenergiebedarf auf 20 % bis unterstützen. Eine wichtige Maßnahme ist die Verdoppelung der Stromerzeugungskapazität von großen Offshore-Windturbinen. Weiterhin soll das Stromnetz hin zu einem einheitlichen und intelligenten europäischen Elektrizitätsnetz transformiert werden, um so erneuerbare und dezentrale Erzeugungssysteme zu integrieren. Eine weitere Kernforderung der EU ist ein Durchbruch bei der Kosteneffizienz der Energiespeichertechnologien Technology Map Die Technology Map setzt auf dem SET-Plan auf und diskutiert technologiescharf die Potenziale, Hindernisse und den weiteren Bedarf an politischer Flankierung zur Erreichung der Ziele aus dem SET- Plan. Ausgehend vom Ist-Zustand der relevanten Technologien werden Hemmnisse und Forschungsbedarf für deren weitere Entwicklung aufgezeigt. Elektrische Energiespeicher werden im aktuellen Technology Map zwar nicht explizit als eine Technologieoption hervorgehoben, jedoch im Zusammenhang mit der Erforschung der Technologien Wind Power Generation, Hydropower Generation und Electricity Networks als wichtige flankierende Maßnahme genannt. In einem Update der Technology Map sollen Speichertechnologien dann explizit beschrieben werden. 62 Wind Power Generation Die Technology Map betont explizit, dass der große Anteil fluktuierender Einspeisung aus Windenergie nur durch den parallelen Ausbau von Energiespeichern vollständig genutzt werden kann. Im Zusammenhang mit der verstärkten Stromerzeugung aus Windenergienutzung soll ein EU-weit harmonisierter Regulierungsrahmen entwickelt werden. Dieser soll auf die Herausforderung der Netzintegration der Stromerzeugung aus erneuerbarer Energien, und insbesondere deren fluktuierender Einspeisung, reagieren. Die Netzinfrastruktur soll verbessert, um zukünftig im größeren Maße Energiespeichersysteme ins Stromsystem integrieren zu können. Zielsetzung der EU ist es, in diesem Zusammenhang bestehendes Know-how aus anderen Wirtschaftsbereichen wie der Nutzung von Öl-, Gas- und Offshore-Fördertechnologien zu nutzen. 60 KOMM europäischer Strategieplan KOMM europäischer Strategieplan 2007, S Stand: Seite 53 von 174

55 Hydropower Zurzeit sind in der EU-27 Pumpspeicherwerkkapazitäten in Höhe von ca. 35 GW installiert. Pumpspeicherwerke können als Speichertechnologien einen bedeutenden Beitrag zur Integration von erneuerbaren Energien in der Stromerzeugung leisten. Die Attraktivität dieser Speichersysteme liegt u.a. in Ihrem hohen Wirkungsgrad von bis zu 80 % und den relativ niedrigen Nutzungskosten begründet. In vielen Ländern haben sie bereits heute eine wichtige Rolle bei der Regelung der Stromnetze inne. Um das bisher ungenutzte Wasserkraftpotenzial in Europa und bestehende Ressourcen besser auszunutzen, plant die EU, die Forschung und Entwicklung bei den Wasserkrafttechnologien zu verstärken. Die EU wird die Wasserkraftindustrie dabei unterstützen, die Bereiche Wasserkraftwerkssanierung, Turbinen- und Speicherpumpen sowie Wasserkraftelektronik zu verbessern, um letztlich die Kosten zu senken. Retrofitting und Erweiterung bestehender Wasserkraftanlagen zu Pumpspeicherwerken wird in der europäischen Technology Map als eine wichtige Option angesehen, um die Nutzung dieser großtechnischen Speichertechnologie zu fördern. Electricity Networks (Smart Grids) Das europäische Stromnetz befindet sich in einem Prozess tiefgreifender Veränderungen. Vor allem durch die zunehmend zentrale Einspeisung der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien (Ausbau Offshore- Windenergienutzung), aber auch durch den noch nicht abgeschlossenen Aufbau dezentraler Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien und KWK, werden neue und flexiblere Netzstrukturen benötigt. Die dezentralen Erzeuger speisen vornehmlich in die Verteilnetzebene ein. Die Netze müssen daher an diese sich ändernden Bedingungen angepasst werden und flexibel betrieben werden. Eine Diskussion über innovative Lösungen für die zukünftigen Anforderungen an die Stromnetze wird zurzeit europaweit unter dem Begriff Smart Grids geführt. Dabei sollen neben der Erforschung neuer Infrastrukturen mit effizienteren Technologien wie z. B. Hochleistungsgleichstromkabeln und der Einbindung von Informations- und Kommunikationstechnologien auch die Entwicklung sowie Verbesserung kosteneffizienter Speichertechnologien eine entscheidende Rolle spielen. Weiterhin wird der Aufbau eines so genannten Offshore-Netzes (Offshore-Grid) für Nordeuropa erwogen, um den länderübergreifenden Stromaustausch zu ermöglichen und langfristig in Richtung eines integrierten europäischen Strommarkts zu wirken. Deutschland diskutiert in Kooperation mit acht europäischen Staaten, innerhalb von zehn Jahren ein km langes Stromnetz aus Unterseekabeln in der Nordsee zu installieren. Die Gesamtkosten des Projekts werden auf 30 Mrd. abgeschätzt. Das Offshore-Grid soll Windparks in der Nordsee, Wasserspeicher in Norwegen, Gezeitenkraftwerke in Belgien und Dänemark sowie Solar- und Windkraftanlagen auf dem europäischen Festland miteinander verbinden und zu einer Verstetigung der erneuerbaren Stromproduktion beitragen. Es muss aber hinterfragt werden, welches Risiko die zentralisierte Abhängigkeit von einigen wenigen Offshore-Leitungen für den Speicherstrombezug aus norwegischen Wasserspeichern birgt. Außerdem wäre eine sehr hohe Dimensionierung der Transportkapazitäten notwendig, wenn etwa bei Windflaute ein Großteil der deutschen Stromnachfrage allein aus norwegischen Wasserspeichern gedeckt werden soll. Im Hinblick auf ein Versorgungssystem der Zukunft mit einem hohen Anteil erneuerbarer Energien Seite 54 von 174

56 wird der Bedarf an Speichern nur zum Teil durch den Einsatz skandinavischer Wasserspeicher möglich sein, so dass der Aufbau weiterer Speicherkapazitäten notwendig ist Framework Programme 7: Cooperation Work Programme Energy Parallel zum SET-Plan und der dazugehörigen Technology Map fördert die Europäische Union Forschungsaktivitäten im Kontext der so genannten Forschungsrahmenprogramme. 63 Das aktuelle siebte Forschungsrahmenprogramm (FP 7) wurde 2007 aufgelegt. Zielsetzung dieser Forschungsrahmenprogramme ist es, den europäischen Mitgliedsstaaten übergreifend Wissen zu relevanten Themen zur Verfügung zu stellen. Im Cooperation Theme 5: Energy des FP 7 wird die Notwendigkeit einer nachhaltigeren Energieversorgung betont. Damit soll die EU ihre Abhängigkeit von importierten Primärenergieträgern verringern und auf einen diversifizierten Energiemix aufbauen können. Erneuerbare Energien sowie Energieeffizienz spielen dabei in Verbindung mit Energiespeichern eine entscheidende Rolle. Im FP 7 werden die einzelnen zu fördernden Projekte ausgeschrieben. In der folgenden Übersicht sind die Ausschreibungen, die sich u. a. mit Energiespeicherung befassen, dargestellt. Energiespeichersysteme Inhalt/Ziele: Das Ziel dieses Programmes ist es, die technologische Entwicklung von Energiespeichersystemen für stationäre Anwendungen in der Größenordnung mehrerer kw- Leistung bis zu mehr als 1 MW. Die Forschungsarbeit soll innovative Komponenten und ihre Integration in kosteneffiziente Energiespeichersysteme umfassen. Dabei soll auf Energiespeicher fokussiert werden, die die Integration von fluktuierenden erneuerbaren Energiequellen, wie Wind, Wasser und Photovoltaik, unterstützen. Erwartete Auswirkungen: Die Forschung und Entwicklung kosteneffizienter Energiespeichersysteme, soll sich auf die Aufnahmefähigkeit zukünftiger Elektrizitätsnetzwerke für fluktuierende dezentrale Energiequellen konzentrieren. Darüber hinaus werden Erkenntnisse hinsichtlich der Effizienz, der Sicherheit und eines minimalen Eingriffs von Elektrizitätsnetzwerke in die Umwelt erwartet. Großtechnische Demonstration von intelligenten Elektrizitätsnetzwerken mit dezentraler Energiegewinnung und aktiver Verbraucherbeteiligung Inhalt/Ziele: Die Konzepte für ein aktives Verteilnetz, das die Integration einer wachsenden Anzahl kleiner und mittlerer dezentralisierter Energieerzeuger ermöglicht, sollen auf großtechnischer Ebene demonstriert werden. Die Projekte sollen sämtliche Optionen für eine gleichmäßige Verteilung von fluktuierenden Energieerzeugern in Betracht ziehen. Ziel ist es, eine bessere Voraussage, Bedarfssteuerung und Speicherung von Energie innerhalb von Verteilnetzen zu ermöglichen, sowie die Integration von Elektrofahrzeugen zu analysieren. Subsysteme von mehr als einem Anbieter sollen integriert werden, sowie insbesondere deren Architektur und Schnittstellen betrachtet werden, um Standardisierungsmaßnahmen vorzubereiten. Jedes Projekt soll ein spezielles Konzept auf einer einzelnen Versuchsanlage 63 Europäische Kommission Technology Map Seite 55 von 174

57 unter realen Bedingungen, z. B. mit mehreren tausend Verbrauchern, testen und soll eine Vielzahl an Profilen, unter anderem Privathaushalte, kommerzielle und kleinere industrielle Betriebe, beinhalten. Erwartete Auswirkungen: Es wird ein klarer Integrationspfad für die Mehrheit der erneuerbaren und der dezentralisierten Energieerzeugungssyteme in Verteilnetzen, sowie für die aktive Beteiligung der Endnutzer im Energiemarkt erwartet. Vorbereitungen für die Standardisierung der Architekturen und Schnittstellen von Verteilnetzen sollen die Marktdurchdringung der neuen Elektrizitätserzeuger voran treiben. Materialien, Technologien und Prozesse für nachhaltige Speichersysteme der Elektromobilität Inhalt/Ziel: Forschungsprojekte sollen sich mit innovativen Materialien, Batteriekomponenten und Speichersystemen für Elektrofahrzeugen beschäftigen. Dabei stehen vor allen deren Kosten, Recycling und Sicherheit im Fokus. Der gesamte Lebenszyklus von Speichertechnologien soll dabei betrachtet werden, sowie deren nachhaltige und sichere Entsorgung gewährleistet werden. Im Bereich der Batterieforschung soll auf die Lithium-Ionen Technologie fokussiert werden, um deren Sicherheit und Energiedichte zu erhöhen. Darüber hinaus kann das Recycling von Batteriebestandteilen analysiert werden. Dem tieferen Verständnis und der Modellierung von Verschleißprozessen wird ebenfalls hohe Bedeutung beigemessen, da die Lebensdauer von Lithium-Ionen- Batterien erhöht werden soll. Die Projekte werden unter Beteiligung der Industrie durchgeführt, um Standardisierungspotentiale zu evaluieren. Erwartete Auswirkungen: Beiträge zur Schaffung einer wettbewerbsfähigen europäischen Elektromobilitätsindustrie im Hinblick auf Kosten, Effizienz, Recycling und Nachhaltigkeit werden erwartet. Kosten für Lithium-Ionen Speichertechnologien sollen auf 150 /kw reduziert werden. Deren Speicherkapazität soll auf mindestens 200 Wh/kg erweitert werden. Zusammenfassung der Forschung zu Energiespeichertechnologien in der EU Der elektrizitätswirtschaftlichen Speicherforschung wird im siebten Forschungsrahmenprogramm der Europäischen Union hohe Bedeutung beigemessen. Im aktuellen Work Program 2010, welches die Themenfelder für einzureichende Forschungsanträge enthält, wird die Speicherforschung im Hinblick auf Elektromobilität, Speichertechnologien in Verteilnetzen sowie großtechnische Speicher hervorgehoben. Im SET-Plan und der flankierenden Technologie-Map werden die bestehenden technologischen Optionen zur Erreichung des Ziels der Europäischen Union untersucht. Elektrische Energiespeicher werden dabei nicht als eigenständige Option behandelt, jedoch in Kombination mit Windnutzungstechnologien, Wasserkraftwerken und der Entwicklung eines intelligenten europäischen Stromnetzes. Dabei hat der Ausbau und die Optimierung bestehender Energiespeicher eine hohe Priorität. Es wird erwartet, dass mit der Aktualisierung des SET-Plans das Thema Energiespeicher ein eigenständiger Untersuchungsschwerpunkt wird. Seite 56 von 174

58 5.4 Förderung des Ausbaus von Pumpspeicherwerken in Europa Zum Vergleich folgt in diesem Kapitel ein kurzer Exkurs zur Forschungsförderung mit Speicherbezug in den Nachbarländern Österreich und Frankreich. Die Österreichische Forschungsförderungsgesellschaft mbh (FFG) ist die nationale Förderstelle für anwendungsorientierte und wirtschaftsnahe Forschung in Österreich. 64 In der letzten Dekade wurde verstärkt die Biomasseforschung, Solarthermie sowie die energetische Optimierung des Passivhauses gefördert. Im Rahmen des aktuellen Forschungs- und Technologieprogramms NEUE ENERGIEN 2020 werden Forschungsprojekte zu fortgeschrittenen Speicher- und Energieumwandlungstechnologien gefördert. Dem bedeutenden Beitrag der Wasserkraft zur Stromerzeugung soll in Österreich durch eine Ausweitung der internationalen Kooperationen im Bereich der Energieforschung Rechnung getragen werden. In Frankreich hat das zuständige Ministerium für Umwelt, Energie und ländliche Entwicklung eine Zusammenstellung der Prioritäten für Speicherforschung erarbeitet. Schwerpunkte der französischen Speicherforschung sind die Integration von Speichern durch Systemoptimierung und Systemerweiterung, eine markante Kostendegression und Leistungssteigerung sowie die Entwicklung neuer Speichertechnologien. Tabelle 5-2 veranschaulicht Inhalte sowie Zeithorizont der aktuellen Forschungsförderung Stand: Seite 57 von 174

59 Tabelle 5-2: Prioritäten der französischen Speicherforschung 65 Ziel von FuE Inhalte Zeithorizont Systemoptimierung Leistungssteigerung und Kostendegression von elektrochemischen Speichern Entwicklung neuer Technologien Großtechnische Demonstrationsanlagen Entwicklung von Simulationssoftware Forschung bezgl. starker Durchdringung mit dezentralisierten Speichern Evaluation und Erweiterung von Hybridlösungen zur Verbindung von verschiedenen Speichertechnologien (Kompatibilität, ) Herstellungskosten und Marktpreise senken Erhöhung der Lebensdauer Gesteigerte Umweltverträglichkeit und Recycling Thermische insbesondere feuerfeste Speicher mit Turbinen hoher Leistungsfähigkeit Schwungräder für dezentralisierte Anwendungen Wasserstoffspeicher, Elektrolyse < 5 Jahre < 5 Jahre 5 10 Jahre 5 10 Jahre < 5 Jahre < 5 Jahre < 5 Jahre < 5 Jahre 5 10 Jahre > 10 Jahre 5.5 Aktuelle Studien Die Integration zunehmender Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien in das Energiesystem motiviert vielfältige privatwirtschaftliche und akademische Institutionen zu umfangreichen Studienarbeiten VDE-Studie Energiespeicher in Stromversorgungssystemen mit hohem Anteil erneuerbarer Energieträger Die VDE-Studie Energiespeicher in Stromversorgungssystemen mit hohem Anteil erneuerbarer Energieträger wurde Ende 2008 veröffentlicht und sieht massive Investitionen in FuE sowie Demonstrationsanlagen von Speichersystemen als Schlüsselaufgabe zur Sicherstellung eines stabilen Betriebs der Stromnetze. 66 Andernfalls lasse sich der geplante Ausbau erneuerbarer Energien nur durch Engpassmanagement abfangen. Die Speicherkosten verschiedener Technologien divergieren demnach zwischen 3ct/kWh (Stundenspeicherung) und 10 ct/kwh (Wochenspeicherung). Für die Kurzfristspeicherung kämen primär elektrochemische Speicher in Betracht, da sie schnell und flexibel zu errichten sind sowie kurze Abschreibungsdauern aufweisen. Die Langfristspeicherung mit weniger als einem Ladezyklus pro Woche sei nach heutigem Stand kaum wirtschaftlich darstellbar. Zentrale Groß Stand: VDE Energiespeicher Seite 58 von 174

60 speicher wie Pumpspeicher- und Druckluftkraftwerke bedürfen laut VDE auf Grund langer Abschreibungszeiträume und hohem Investitionsrisiko stabile politische Rahmenbedingungen. Grundsätzlich kommt die VDE-Studie zu dem Schluss, dass PSW im großtechnischen Einsatz auf absehbare Zeit die wirtschaftlichste Technologie zur Stromspeicherung darstellen Ifeu-Studie Wasserstoff- und Stromspeicher in einem Energiesystem mit hohem Anteil erneuerbarer Energien Das Kurzgutachten des ifeu-instituts Wasserstoff- und Stromspeicher in einem Energiesystem mit hohem Anteil erneuerbarer Energien vergleicht im Auftrag des BMU technische und wirtschaftliche Potentiale verschiedener Speichertechnologien hinsichtlich Wirkungsgraden und CO 2 -Vermeidung. 67 Von den Speichertechnologien seien momentan lediglich Pumpspeicher und Druckluftspeicher ausgereift. Politische und regulatorische Unterstützung für den derzeit stattfindenden Ausbau der Netzinfrastruktur seien daher von besonderer Bedeutung. Pumpspeicherwerke haben insbesondere einen zwei- bis vierfach höheren Wirkungsgrad als derzeit verfügbare Wasserstofftechnologien. Dies wirke sich auch auf die derzeit erzielbaren Treibhausgasreduktionen aus. Wasserstoff weise aber eine vergleichsweise sehr hohe Energiedichte auf dena-netzstudie I und dena-netzstudie II Bereits die dena-netzstudie I (2005) betont die Bedeutung der Speichertechnologien für die Integration von Windenergienutzung in das Energiesystem. Als Konsequenz des verstärkten Kapazitätsausbaus an On- und Offshore-Windenergieanlagen wird laut dena-netzstudie I ein Stromexport, Erzeugungsmanagement erneuerbarer Energien oder der verstärkte Ausbau an Speichertechnologien dringend benötigt. Die dena-netzstudie II setzt auf den Ergebnissen der dena-netzstudie I auf. In der dena-netzstudie II wird u.a. die verstärkte Notwendigkeit von Speichern vor dem Hintergrund des Ausbaus erneuerbarer Energien in der Stromerzeugung im Betrachtungszeitraum bis 2020 untersucht. Auf der Erzeugerseite wird für relevante Speichertechnologien eine detaillierte Untersuchung bezüglich der Kosten nach Anlagenkomponenten, der technischen Konfiguration und der geographische Verteilung potentieller Standorte für neue Speicher durchgeführt. Nachfrageseitig wird die flexible Anpassung u.a. ausgewählter industrieller Prozesse oder Energieanwendungen privater Haushalte analysiert und das Potenzial dieser Lastverlagerung abgeschätzt. Die dena-netzstudie II befindet sich derzeit in der Bearbeitung BMWi-Studie Stand und Entwicklungspotenzial der Speichertechniken für Elektroenergie [ ] Die BMWi-Studie Stand und Entwicklungspotenzial der Speichertechniken für Elektroenergie [ ] analysiert die wachsende Bedeutung von elektrischen, elektrochemischen sowie mechanischen Speichertechnologien für den mobilen und stationären Bereich. Im mobilen Bereich werden gemäß Studienergebnis vorwiegend elektrochemische Speicher zum Einsatz kommen. Bis zum Jahr 2025 wird die Gesamtspeicherkapazität der Elektromobilität auf 37,5 bis 129 MWh abgeschätzt. Im stationären Bereich 67 Ifeu Wasserstoff- und Stromspeicher Seite 59 von 174

61 wird laut einer durchgeführten Expertenbefragung auf mechanische Speicher zurückgegriffen. Der Ausbau erneuerbarer Energien lasse darüber hinaus eine Deckungslücke der Regelenergie entstehen. Da das Ausbaupotenzial von Pumpspeicherwerken beschränkt sei, müsse dem gewachsenen Bedarf an Regelenergie auch durch den Ausbau von Druckluft- und Schwungmassespeicherkapazitäten begegnet werden Forschungsprojekt Windenergiespeicherung durch Nachnutzung stillgelegter Bergwerke Das Energieforschungszentrum Niedersachsen untersucht derzeit in Deutschland das wirtschaftlichtechnische Potenzial für die Nachnutzung von stillgelegten Bergwerken als untertägige Pumpspeicherwerke. 68 Neben berg- und ingenieurtechnischen Fragestellungen sollen auch umwelt- und haftungsrechtliche Fragestellungen untersucht werden, um weitere Speicherkapazitäten aufzubauen und Handlungsempfehlungen für mögliche Prototypstandorte zu erarbeiten. 5.6 Zusammenfassung Die Bundesregierung und auch die EU sehen eine besondere Relevanz von Energiespeichern zur Erhaltung der Systemstabilität und zur Ausnutzung des vollen Potenzials erneuerbarer Energien. In den Forschungsvorhaben der Bundesregierung und der EU wird eine Vielzahl von Projekten mit Bezug zu Speichertechnologien benannt. Ein Hauptanliegen der Forschungsbemühungen ist es, zu einem Durchbruch bei der Wirtschaftlichkeit und Kosteneffizienz dieser Technologien zu gelangen. In diesem Zusammenhang stellen PSW (mit etwas Abstand) gefolgt von Druckluftspeichern heute die wirtschaftlichsten Varianten dar. 69 Wasserstoff als Speichermedium ist nach heutigem Stand hinsichtlich Effizienz, Wirkungsgrad und CO 2 -Minderungspotential nicht konkurrenzfähig und bietet sich lediglich als langfristige Option an, die noch erheblichen Forschungs- und Entwicklungsbedarf aufweist. Die Bundesregierung wie auch einzelne Ressorts legen jeweils eigene energiepolitische Forschungsprogramme mit unterschiedlichem Speicherbezug auf. Deren Gesamtvolumen beträgt auf nationaler Ebene momentan ca. 1,7 Mrd. Euro. Darüber hinaus misst die Bundesregierung der Speicherforschung an verschiedenen Stellen des Koalitionsvertrages eine hohe Bedeutung bei. Das aktuelle 5. Energieforschungsrahmenprogramm soll aktualisiert werden und Speichertechnologien als einen Schwerpunkt behandeln. Im Zuge einer breiten Markteinführung der Elektromobilität werden ein Entwicklungsprogramm sowie die Erprobung von ganzheitlichen Verkehrskonzepten in Modellregionen in Aussicht gestellt. Durch die voraussichtliche Laufzeitverlängerung von Kernkraftwerken entstehen den Betreibern zusätzliche Gewinne. Diese sollen teilweise an den Staat abgeführt und der Energieforschung und insbesondere der Speicherforschung zufließen. Auf EU-Ebene wird den Speichertechnologien im aktuellen SET-Plan mit der flankierenden Technology Map zwar kein eigenständiger Forschungsschwerpunkt zugewiesen, jedoch werden sie als notwendige Bedingung für die weitere Entwicklung von erneuerbaren Energien sowie einem europäischen Smart Grid hervorgehoben. Das Work Program 2010, des aktuellen siebten Forschungsrahmenprogramms der 68 Stand: Ein Vergleich der Speichertechnologien erfolgt in Kapitel 6.1. Seite 60 von 174

62 EU, listet die Themenfelder für Bewerbungen um Forschungsmittel auf. Darunter finden sich im Cooperation Theme 5: Energy vielfältige Ausschreibungen mit Speicherbezug. Auf Grund der hohen Bedeutung von Speichern in zukünftigen Energiesystemen finden sich diesbezüglich vielfältige Forschungsprogramme, -ausschreibungen und -projekte auf nationaler und europäischer Ebene. Seite 61 von 174

63 6 Bewertung und Vergleich verschiedener Speichertechnologien mit Fokus auf die Speichertechnologie des PSW Ziel des folgenden Kapitels ist eine Analyse derzeit technisch zur Verfügung stehender oder in der aktuellen Diskussion genannter (auch zukünftiger) Speichertechnologien. Die Untersuchung erfolgt in einem dreistufigen Prozess: 1. Kurzbeschreibung verschiedener Speichertechnologien 2. Vergleich und Bewertung der Speichertechnologien anhand technischer, wirtschaftlicher und netzorganisatorischer Vergleichskriterien, definierter Anwendungsfälle sowie der Betrachtung zentraler und dezentraler Speicherung 3. Zusammenfassung und Diskussion der Speichertechnologien auf Basis oben genannter Analyse Gemäß der Zielsetzung der Arbeit liegt der Fokus der Analyse auf PSW. Die Betrachtung anderer Technologien erfolgt vor dem Hintergrund der Einordnung, d. h. der Fragestellung nach der Eignung anderer Speichertechnologien als Alternativen zu PSW. 6.1 Darstellung verschiedener Speichertechnologien Die folgende Darstellung verschiedener Speichertechnologien konzentriert sich auf die jeweiligen technischen und ökonomischen Charakteristika sowie daraus abgeleitet typischer Betriebsweisen. 70 Für ausgewählte Technologien wird zudem das technische Entwicklungspotenzial sowie bei von geographischen Gegebenheiten abhängigen Technologien das grundsätzlich in Deutschland realisierbare Ausbaupotential betrachtet. 71 Abbildung 6-1 gliedert die Speichertechnologien nach Art der Speicherung. Unterschieden werden: Mechanische Speicher wie Pump- oder Druckluftspeicher speichern elektrische Energie in kinetischer oder potenzieller Form. Elektrochemische Speicher wie Wasserstoff oder Batterien nutzen die elektrochemische Bindungsenergie zur Speicherung. Elektrische Speicher wie supraleitende Spulen oder Doppelschichtkondensatoren speichern Energie in elektromagnetischen oder statischen Feldern. 70 Die folgenden Ausführungen des Kapitels 6.1 stützen sich soweit nicht anders gekennzeichnet auf die entsprechenden Ausführungen des Zwischenberichts der dena-netzstudie II. Vgl. dena-netzstudie II 2008, Kapitel 25 (S ), sowie Gatzen Power Storage 2008, Kapitel 2.2 (S.7-23). 71 Auf die Beschreibung von Schwungrädern und supraleitenden Spulen wird verzichtet, da sie bis auf Weiteres voraussichtlich keinen entscheidenden Beitrag für großtechnische Speicherung liefern können. Seite 62 von 174

64 Abbildung 6-1: Speichertechnologien nach Art der Speicherung Diabate Druckluftspeicher Funktionsweise. Diabate Druckluftspeicher oder Compressed Air Energy Storage (CAES) Kraftwerke speichern Energie in Form von Druckluft. Dazu wird elektrische Energie zum Antrieb eines Kompressors genutzt und die erzeugte komprimierte Luft in unterirdischen Hohlräumen (meist Kavernen) unter Druck gespeichert. Für die Energierückgewinnung wird unter Dekompression der Druckluft eine Turbine (Generator) angetrieben. Die während des Speicherprozesses gekühlte Luft muss zum Antrieb der Turbine zusätzlich über eine Gasbefeuerung erhitzt werden. Abbildung 6-2 skizziert den Aufbau eines CAES- Kraftwerks. Die beim Kompressionsvorgang frei werdende Wärmeenergie wird bei diabaten Druckluftspeichern nicht genützt. Im adiabatischen Druckluftspeicher wird die Wärme zwischengespeichert (siehe Kapitel 6.1.2). Entwicklungsstand. Es existieren derzeit weltweit zwei CAES-Kraftwerke (vgl. Tabelle 6-1). Diese sind seit mehreren Jahrzehnten im kommerziellen Einsatz. In den USA gibt es aktuell Planungen für den Bau neuer CAES-Kraftwerke. Das größte davon soll in Ohio (USA) mit einer Endleistung von MW gebaut werden. 73 In Deutschland gibt es seit kurzem die Planung zum Bau eines adiabaten Druckluftspeichers (Demonstrationsanlage, vgl. dazu Kapitel 6.1.2). Auslegung. Die optimale Auslegung eines CAES-Kraftwerks ist von der Einsatzart und dem Marktumfeld abhängig. Die Speichergröße wird durch das Volumen des vorhandenen unterirdischen Hohlraums bestimmt. Das Verhältnis aus Speichervolumen und Turbinengröße sollte dabei maximal so ausgelegt werden, dass das Kraftwerk den Tageshochlastzeitraum (maximal 12 h) bedienen kann. Ein noch größerer 72 Energy 2.0 Kompendium 2008, S Für weitere Informationen zum CAES-Werk Ohio siehe Stand: Seite 63 von 174

65 Speicher kann innerhalb des Tageshochlastzeitraums nicht abgerufen werden und ist i.d.r. nicht wirtschaftlich. Derzeit existierende CAES-Kraftwerke Tabelle 6-1: Erfahrungen mit CAES-Kraftwerken 74 Ort Huntorf, Deutschland McIntosh, USA Inbetriebnahme Speicher zwei Salzkavernen je m³ Salzkaverne m³ Leistung 290 MW über 2 Stunden 110 MW über 26 Stunden Energieaufwand für 1 kwh el 0,8 kwh Strom 1,6 kwh Gas Wirkungsgrad 42 % 54 % 0,69 kwh Strom 1,17 kwh Gas Druckspiel bar bar Anmerkung Weltweit erste CAES Anlage Erste CAES Anlage mit Rekuperator 75 Kosten. Die Errichtung von CAES-Kraftwerken verursacht hohe Investitionskosten. Dabei fallen für Kompressor und Kaverne zusammen etwa die Hälfte der gesamten Aufwendungen an. Die Investitionskosten für eine Anlage zur Bereitstellung von 1 GWh Strom betragen knapp 70 Mio. EUR (Beispielhaft: 180 MW Kompressor 30 Mio. EUR, 260 MW Turbine 15 Mio. EUR, Kaverne 20 Mio. EUR). 76 Auf Grund des Stromeinkaufs sowie der benötigten Gaszusatzbefeuerung zum Turbinenantrieb fallen für die Ausspeicherung/ Stromgenerierung auch erhebliche variable Betriebskosten an. Einsatzmöglichkeiten. Die Einsatzmöglichkeiten eines Speicherkraftwerks werden im Allgemeinen durch die Anfahrtszeit, den Wirkungsgrad, die Gesamtkapazität, den (Investitions-)Kosten sowie den insgesamt möglichen Ladezyklen bestimmt. Die Reaktionszeit (Anfahrtszeit) eines CAES-Kraftwerks ist sehr niedrig (circa 1/3 einer GuD-Anlage), der Wirkungsgrad ist mit circa 50 % eher gering. CAES- Kraftwerke können damit sowohl den Spotmarkt bedienen, als auch als Systemdienstleistungsanbieter am Minutenreservemarkt teilnehmen. Geologisches Ausbaupotential in Deutschland. Für CAES-Kraftwerke sind vor allem Salzkavernen mit Volumen über m³geeignet, die in geringer Tiefe (weniger als 800 m) liegen. Salzkavernen eignen sich besser zur schnellen Be- und Entladung als Aquifere. Geeignete Kavernen sind vor allem in Schleswig- Holstein und Niedersachen verfügbar und vereinzelt auch in südwestlichen Landesteilen von Mecklenburg-Vorpommern. 77 In Deutschland sind grundsätzlich die geologischen Voraussetzungen zur 74 Basierend auf eine Tabelle des BINE Informationsdienst 2005, S Ein Rekuperator nutzt die heißen Abgase der Gasturbine zur Vorerwärmung der Luft und mindert dadurch den nötigen Brennstoffeinsatz, was die Kosten senkt und den Wirkungsgrad steigert. 76 Aussage beruht auf verschiedenen Studien des EWI-Instituts. Für weitere Informationen zum EWI- Institut siehe Stand: Vgl. BINE Informationsdienst2005, S. 2 oder Crotogino Druckluftspeicher 2003, S. 1f. Seite 64 von 174

66 Errichtung mehrererr Kraftwerke der 200-MW-Klasse vorhanden. Allerdings schränken folgende Aspekte das Ausbaupotenzial ein: Zwischen der Nutzung von Kavernen für Druckluftspeicher und anderen Anwendungen (wie Gasspeicherung, CCS, Wasserstoffspeicherung) bestehen starke Nutzungskonkurrenzen. Bei der Präparierung (Ausspülung) der Kavernen fallen große Mengen von Salzwasser an, die nur im Meer und nicht in Flüssen entsorgtt werden können. Bei großer Entfernung zum Meer müssen daher kostspielige Entsorgungsleitungen gelegt werden. Da diabate Speicher eine Gaszusatzbefeuerung benötigen, muss entweder ein Gasanschluss bestehen oder zumindest kostengünstig realisierbar sein. Ausbaupotential in Europa: Neben Deutschland existieren auch in vielen weiteren europäischen Ländern wie etwa Niederlanden, Großbritannien oder Spanien grundsätzlich geeignete Kavernen in größerer Anzahl. Abbildung 6-2: Darstellung eines CAES-Kraftwerks 78 Zusammenfassung: Diabate Druckluftspeicher stellen eine in kleiner Anzahl (zwei Kraftwerke weltweit) erprobte Technik dar, um große Mengen Strom zu speichern. Auf Grund ihrer hohen Be- und Endladegeschwindigkeit eignen sie sich auch zur Erbringung von Systemdienstleistungen. Auf Grund der Druckverluste und der Investitionskosten eignen sie sich nicht für die längerfristige Speicherung. Negativ 78 Abbildung entnommen aus Stand: Seite 65 von 174

67 auf die Wirtschaftlichkeit von CAES-Kraftwerken wirkt sich ihr niedriger Wirkungsgrad aus (etwa 50 %), der auf der benötigten Gaszusatzbefeuerung bzw. den Wärmeverlust bei der Kompression beruht Adiabate Druckluftspeicher Funktionsweise. Bei adiabaten Druckluftspeichern (AA-CAES) ist keine Gaszusatzbefeuerung notwendig, da die im Beladevorgang anfallende Kompressionswärme nicht abgeleitet, sondern in Wärmespeichern aufgefangen wird. Mit der gespeicherten Wärme wird im Endladevorgang die ausströmende Druckluft erhitzt und so die Zusatzbefeuerung ersetzt. Entwicklungsstand. Bisher wurden noch keine AA-CAES-Kraftwerke errichtet. Die nötige Technik zur Errichtung adiabater Druckluftspeicher gilt als weitgehend vorhanden. Gerade beim Kompressor aber auch Wärmespeicher und Turbine sind noch Teilweiterentwicklungen notwendig, um den Umgang mit der Kompressionswärme zu optimieren. Kosten. Die Investitionskosten eines AA-CAES-Kraftwerks erhöhen sich im Vergleich zu denen eines CAES- Kraftwerks vor allem um die Investitionen in den Wärmespeicher und Wärmetauscher (auch die Kompressorkosten sind etwas höher). Die Investitionskosten des Wärmespeichers machen bei einer Speicherkapazität von 8 h mindestens 25 % des Gesamtinvestitionsvolumens aus und steigen bzw. sinken etwa linear mit der Anlagengröße. Die variablen Kosten der Stromerzeugung sinken dagegen erheblich, da auf die Gaszusatzbefeuerung verzichtet werden kann. Insgesamt wird erwartet, dass der Wirkungsgrad gegenüber den 50 % der diabaten Variante auf bis zu 70 % gesteigert werden kann. Auslegung. Einsatzmöglichkeiten und geologisches Ausbaupotenzial gleichen denen der CAES- Kraftwerke. Ein Unterschied besteht bei den Standortanforderungen, da durch den Wegfall der Gaszusatzbefeuerung für AA-CAES-Kraftwerke die Notwendigkeit eines Gasanschlusses entfällt. Zusammenfassung. Adiabate Druckluftspeicher haben im Vergleich zu diabaten Druckluftspeichern höhere Investitionskosten (vor allem für Wärmespeicher und Wärmetauscher). Dafür entfällt die Gaszusatzbefeuerung, was die Betriebskosten senkt und den Wirkungsgrad steigert. Es wird daher davon ausgegangen, dass die Rentabilität von adiabaten Druckluftspeichern höher ist, als die von diabaten Druckluftspeichern. Da bisher weltweit noch kein adiabates Druckluftspeicherwerk errichtet wurde, konnte diese Annahme in der Praxis weder belegt noch widerlegt werden. Es wird davon ausgegangen, dass für einzelne Komponenten (Wärmespeicher, Kompressor, Turbine) adiabater Druckluftspeicher noch Entwicklungsbedarf besteht. Im Januar dieses Jahres hat ein Konsortium unter der Führung von RWE Power die gemeinsame Bearbeitung des Projekts ADELE beschlossen. 80 In dem Projekt soll die Entwicklung adiabater Druckluftspeicher bis zur Angebotsreife für eine erste Demonstrationsanlage durchgeführt werden. Mit dem Bau der Demonstrationsanlage soll 2013 begonnen werden, mit der Inbetriebnahme ist frühestens 2016 zu rechnen. Spätere Anlagen sollen eine Leistung von 300 MW und eine Speichergröße von etwa MWh haben. Die Demonstrationsanlage wird kleiner ausfallen. 79 Vgl. DLR Nachrichten , S. 51f. 80 Das Konsortium besteht aus Deutsches Zentrum für Luft und Raumfahr e.v., Ed. Züblin AG, Erdgasspeicher Kalle GmbH, GE Global Research, Ooms-Ittner-Hof GmbH, RWE Power AG; Adiabate Druckluftspeicher für die Elektrizitätsversorgung (ADELE). Seite 66 von 174

68 6.1.3 Batteriespeicher Elektrochemische Speichersysteme lassen sich nach unterschiedlichen Kriterien gliedern. Abbildung 6-3 skizziert eine Gliederung nach internen und externen Speichern. Bei internen chemischen Batteriespeichern ist die Baugröße direkt von der speicherbaren Energiemenge abhängig. Umgekehrt wird bei Technologien mit externem Speicher der Speichervorgang vom Wandlungsvorgang getrennt, und damit auch deren kapazitive Verknüpfung aufgehoben. 81 Batterien mit internem Speicher. Elektrochemische Batterien mit internem Speicher (wie z.b. Blei-, NiCd-, NaS-Batterien, etc.) werden hier zusammenfassend betrachtet. Die Zusammenfassung erfolgt, da diese Batterietypen sehr ähnliche Funktions- und Einsatzmerkmale aufweisen. Einsatzmöglichkeiten und Entwicklungsstand. Batterien werden derzeit vor allem für kleinere Anwendungen eingesetzt. Ihr Einsatz als größere Speicher ist jedoch nicht nur technisch denkbar, sondern wird bereits heute bei Inselsystemen oder für Netzdienstleistungen verwendet. So wird z.b. in Japan eine NaS-Batteriespeicheranlage für Aufgaben des Lastausgleichs benutzt. 82 Abbildung 6-3: Gliederung elektrochemischer Speichertechnologien 83 Vorteile chemischer Batterien: Die Reaktionszeit chemischer Batterien beträgt wenige Millisekunden. Sie sind daher grundsätzlich gut zur Erbringung von Systemdienstleistungen wie dem Ausgleich kurzfristiger Netzschwankungen geeignet. 81 Vgl. Bullinger Technologieführer 2007, S. 364ff. 82 Die Firma Tokyo Electric Power Company betreibt eine NaS-Batteriespeicheranlage für den Lastausgleich in Tsunashima (Leistung 6MW, Speicher 48 MWh, für weitere Informationen siehe: Stand: ). Der Hersteller dieser Batterien ist die Firma NGK (für weitere Informationen siehe: Stand: ). 83 VDE Energiespeicher 2008, S. 76. Seite 67 von 174

69 Der Wirkungsgrad ist mit bis zu über 95 % sehr hoch. Zudem ist der Anstieg der Speicherverluste bei Erhöhung der Speicherdauer mit weniger als 5 % je Monat verhältnismäßig gering. Nachteile chemischer Batterien: Batterien haben eine relativ geringe Anzahl möglicher Ladezyklen. Ihre Lebensdauer beträgt daher je nach Nutzungsschema nur drei bis zwölf Jahre. Die Investitionskosten betragen etwa EUR/kW. Die geringe Anzahl der Ladezyklen bewirkt eine hohe Belastung jedes Ladezyklus mit den umgelegten Investitionskosten. Zusammenfassung. Auf Grund der geringen Ladezyklenanzahl sind die Gesamtkosten je bereitgestellter Energieeinheit bei Batterien sehr teuer. Ihre Einsatzmöglichkeiten zur Integration fluktuierender Einspeisung aus erneuerbaren Energiequellen (insb. Wind, Sonne) sind daher sehr beschränkt. Auf Grund der geringen Verluste und der sehr schnellen Einsatzzeiten eignen sich Batterien zur Bereitstellung kurzfristiger Systemdienstleistungen oder für den Inselbetrieb. Chemische Batterien mit externem Speicher. Stellvertretend für die Gruppe der chemischen Batterien mit externem Speicher werden hier Redox-Flow-Batterien beschrieben. Funktionsweise. Die Redox-Flow-Batterie nutzt wie herkömmliche Batterien chemische Bindungsenergie zur Speicherung elektrischer Energie. Das Besondere ist die Speicherung Flüssigkeit und die Trennung von Wandlungseinheit und Speichereinheit (siehe dazu Abbildung 6-4). Die Ladung der Batterie kann automatisch oder über manuelle Befüllung erfolgen. Die Wandlungseinheit besteht aus zwei energiespeichernden Elektrolyten, zwischen denen mittels einer Membran der Elektronenaustausch erfolgt. Entwicklungsstand. Redox-Flow-Batterien wurden bereits in den 70er Jahren intensiv erforscht. Das Interesse an dieser Technologie hat aber erst in den letzten Jahren wieder zugenommen. In Amerika und Japan werden derzeit größere Anlagen errichtet. In Japan sind Redox-Flow-Anlagen bereits sei einigen Jahren im Betrieb, allerdings sind die Anlagengrößen noch vergleichbar klein (siehe dazu Tabelle 6-2 ). 84 Tabelle 6-2: Auswahl in Japan betriebener Redox-Flow-Anlagen 85 Betreiber Einsatzart Anlagenspezifikation Inbetriebnahme Energiedienstleister Spitzenlast/ Lastglättung 0,2 MW, 8 h 1996 Industrie Unterbrechungsfreie Stromversorgung Spitzenlast/ Lastglättung 3 MW, 1,5 h 1,5 MW, 1 h Forschung Windeinspeisestabilisierung 0,17 MW, 6 h 2001 Industrie Windeinspeisestabilisierung 4 MW, 1,5 h Vgl. Stand: Vgl. Stand: Seite 68 von 174

70 Kosten. Die Investitionskosten je kw betragen derzeit circa EUR für Großspeicher. Das entspricht in etwa dem Dreifachen der Investitionskosten von Druckluftspeichern. Auslegung. Die Reaktionszeiten von Redox-Flow-Batterien betragen wie bei Batterien mit internen Speichern wenige Millisekunden. Durch die Trennung von Speicher und Wandler ergibt sich eine höhere Anzahl von Lebenszyklen (etwa ), aber ein niedrigerer Wirkungsgrad (etwa 80 %). Die Trennung von Speicher und Wandler lässt flexible Kombinationen aus Speichergröße und Konverter zu. Auf Grund der hohen Konverterkosten bietet sich aus wirtschaftlicher Sicht eine im Verhältnis zur Konverterkapazität große Speicherdimensionierung (Volllaststundenzahl wesentlich größer als 8 h) an. Abbildung 6-4: Schematische Darstellung einer Redox-Flow-Batterie 86 Einsatzmöglichkeiten/ Zusammenfassung. Da der Bau großer Tanks einfach erfolgen kann und die Tankaufstellung relativ unabhängig von geographischen Gegebenheiten ist, eigenen sich Redox-Flow- Batterien grundsätzlich gut für den großtechnischen Einsatz. Die schnellen Reaktionszeiten erlauben den Einsatz zur Regelenergiebereitstellung. Die hohe Abnutzung und die damit trotz Steigerung gegenüber herkömmlichen Batterien immer noch geringe Anzahl an Lebenszyklen erschwert derzeit den wirtschaftlichen Einsatz zum Ausgleich von Stark- und Schwachlastzeiten bzw. den Ausgleich fluktuierender Einspeisung Superkondensatoren Funktionsweise. Superkondensatoren oder elektrochemische Doppelschicht-Kondensatoren (EDLC) erweitern die klassischen Kondensatoreigenschaften (hohe Leistung, fast unbegrenzte Zyklen) um eine deutlich höhere Energiedichte (bis zu 20 kwh/m³). Dies wird dadurch erreicht, dass die Speicherung ohne elektrochemischen Zwischenschritt auf (bzw. in) einem Elektrodenmaterial erfolgt, dessen effektive Oberfläche durch hohe Porosität stark gesteigert wurde. Abbildung 6-5 skizziert die Funktionsweise eines Doppelschicht-Kondensators. 86 Abbildung entnommen aus Stand: Seite 69 von 174

71 Abbildung 6-5: Skizzierte Darstellung eines Doppelschichtkondensators 87 Entwicklungsstand. Für kleine Anwendungen sind Superkondensatoren schon heute verfügbar, großtechnische Anwendungen befinden sich noch in der Entwicklung gsphase. Kosten. Die Investitionskosten liegen bei etwa 320 EUR/kW. Über einee Steigerung der Energiedichte soll bei großtechnischen Anlagen einer Halbierung der Kosten je kw erreicht werden. Auslegung. Trotz der Bestrebungen, Kapazität und Energiedichte zu steigern, werden Superkonden- Leistung satoren auch mittelfristig voraussichtlich die Größenordnung mehrerer MW nicht erreichen. Einsatzmöglichkeiten/ Zusammenfassung. Den nahezu unbegrenzten Ladezyklen, der hohen und dem guten Wirkungsgrad (zwischen 80 % und 95 %) stehen die geringe Gesamtkapazität, die hohen Kosten und die Empfindlichkeit gegenüber hohen Temperaturen gegenüber (je höher die Betriebs- bzw. Umgebungstemperatur, desto schneller erfolgt die Selbstentladung). Superkondensatoren sind daher zur Gewährleistung der Netzstabilität gut geeignet, kaum aber zum Ausgleich fluktuierender Energieeinspeisung aus erneuerbaren Energien Wasserstoffspeicher und Brennstoffzellen. Funktionsweise. Bei Wasserstoffspeichern muss der Wasserstoff zunächst erzeugt, dann gespeichert und anschließend über Brennstoffzellen wieder verstromt werden. Die meist diskutierte Methode zur Erzeugung des Wasserstoffs ist Elektrolyse (vgl. Abbildung 6-6), jedoch existieren auch andere Methoden wie z.b. thermochemische oder photobiologische Verfahren. Zur Speicherung können wie für Druckluftspeicher Salzkavernen verwendet werden (siehee nächster Absatz Entwicklungsstand). Die Speicherung in mobilen Systemen (z.b. Autos) ist noch nicht zufriedenstellend gelöst. 87 Abbildung entnommen aus Stand: Seite 70 von 174

72 Abbildung 6-6: Grundschema der Elektrolyse 88 Entwicklungsstand. Brennstoffzellen und Wasserstoffspeicher befinden sich, insbesondere für ihren Einsatz als Großspeichertechnologie, noch in der Forschungs- und Entwicklungsphase. Die Speicherung von reinem Wasserstoff in Salzkavernen wird in den USA durch die chemische Industrie bereits praktiziert. Kosten. Die Investitionskosten sind mit bis zu EUR/kW (für eine Speichergröße von 12 Volllaststunden und einer Erzeugungsleistung von 300 MW) vergleichsweise hoch. Sie werden vor allem durch den Konverter verursacht. Auslegung. Die im Vergleich zum Speicher sehr hohen Konverterkosten fördern Anlagenkonfigurationen, in denen ein großes Speichervolumen eine hohe Vollaststundenzahl des Konverters ermöglicht. Einsatzmöglichkeiten. Der Wirkungsgrad ist mit 30 % - 40 % sehr niedrig. Auf Grund der im Vergleich zu Druckluft- oder Pumpspeicherkraftwerken hohen Energiedichte von Wasserstoff, ist mit Wasserstoff die Speicherung größerer Energiemengen bei relativ geringem Platzbedarf möglich. Zusammenfassung. Bei den derzeit sehr hohen Konverterkosten ergeben sich verbunden mit dem niedrigen Wirkungsgrad keine wirtschaftlichen Einsatzmöglichkeiten. Langfristig wird Wasserstoff auf Grund der höheren Energiedichte (und auch aus Mangel an Alternativen) ein hohes Potenzial für Energiespeicherung in Wochen- und Saisonzeiträumen eingeräumt. 88 Abbildung entnommen aus Stand: Seite 71 von 174

73 6.1.6 Pumpspeicherwerke 89 Funktionsweise. PSW speichern Energie, in dem sie Wasser von einem niedrigen Niveau (Unterbecken) auf ein höheres Niveau (Oberbecken) pumpen. Zur Rückumwandlung wird Wasser aus dem Oberbecken abgelassen und so die pontezielle Energie über Turbinen wieder in Strom umgewandelt. Abbildung 7-1 stellt die Funktionsweise eines PSW schematisch dar. Eine eingehende Beschreibung der Funktionsweise von PSW erfolgt in Kapitel Entwicklungsstand. PSW werden bereits seit vielen Jahrzehnten weltweit eingesetzt, d.h. ihr großtechnischer Einsatz ist langjährig erprobt. Kosten. PSW werden seit vielen Jahrzehnten wirtschaftlich rentabel eingesetzt. Die Investitionskosten betragen in etwa 750EUR/kW. Auslegung. Die Speicherauslegung von Pumpspeicherwerken wird durch die natürlichen Gegebenheiten eingeschränkt. Das größte derzeit in Deutschland betriebene Pumpspeicherwerk (Goldisthal) hat eine nutzbare Gesamtspeicherleistung von knapp MWh. Das durchschnittliche Verhältnis aus Turbinenleistung und Speichergröße ermöglicht etwa 7 Stunden Volllastbetrieb. Einsatzmöglichkeiten. Auf Grund der schnellen Anfahrtszeiten und der guten Wirkungsgrade (bis zu 80 %) eignen sich Pumpspeicherwerke sowohl für die Teilnahme am Regelenergiemarkt als auch zur Glättung der Tageslastschwankungen. Die Einsatzmöglichkeiten von PSW werden detailliert in Kapitel 7.2 diskutiert. Geographisches Ausbaupotenzial. Ein Ausbau von PSW ist in Deutschland auf Grund fehlender geographisch geeigneter Standorte oder ökologischer Einschränkungen begrenzt. Steigerungen der installierten Kapazität werden in gewissem Maß durch Repowering bestehender Anlagen erwartet. 90 Der Ist-Stand der PSW in Deutschland sowie Szenarios und Ausbaupotenziale werden in Kapitel beschrieben. Zusammenfassung. Pumpspeicherwerke stellen eine weltweit langjährige und in wirtschaftlichem Betrieb erprobte Technologie dar. Für elektrische Großspeicher gibt es keine andere auch nur annähernd vergleichbar verbreitete Technologie. Die technischen Charakteristika der PSW lassen einen Einsatz sowohl am Spot- als auch am Regelenergiemarkt zu. PSW können damit sowohl zur Aufrechterhaltung der Netzstabilität als auch zur Last- bzw. Einspeiseglättung genutzt werden. Auf Grund ihrer variablen und sicheren Einsatzweise besitzen PSW eine sehr hohe Systemqualität. Sie stellen dadurch ein wichtiges Instrument zur (tagesweisen) Integration von erneuerbaren Energien in das Stromsystem dar. Für den längerfristigen (Wochen-, Monats-, saisonalen) Ausgleich fluktuierender Energien reicht die in Deutschland installierte Leistung jedoch bei weitem nicht aus. 89 Die hier erfolgende Beschreibung der Technologie Pumpspeicherwerke beschränkt sich auf die zum Vergleich der Technologien notwendigen Aspekte. Eine ausführliche Analyse der Funktionsweise, Einsatzmöglichkeiten, sowie des Standes der ausgebauten Kapazität und des weiteren Ausbaupotenzials erfolgt in Kapitel VDE Energiespeicher 2008, S. 46. Seite 72 von 174

74 6.2 Einsatzbereiche der Speichertechnologien Aufbauend auf den Beschreibungen aus Kapitel 6.1 erfolgt in diesem Kapitel ein Vergleich der verschiedenen Speichertechnologien. Ziel dieses Vergleichs ist es, ein detailliertes Bild der Einsatzmöglichkeiten und der dazugehörigen Rahmenbedingungen der einzelnen Technologien zu zeichnen. Ein einfacher (zweidimensionaler) Vergleich der Speichertechnologien über Technologieart und Vergleichskriterium (z.b. Ausbaukapazität, Verlässlichkeit, Kosten je kwh) wird der Komplexität nicht gerecht. Zur Bewertung einer Speichertechnologie müssen immer die spezifischen Anforderungen der jeweiligen Einsatzart (wie z.b. Systemdienstleistungsanforderungen, Speicherzeit, Ein- bzw. Ausspeicherleistung) und die zu erwartende technologische Entwicklung beachtet werden. Eine Diskussion zu zentralen und dezentralen Energiespeichern erfolgt in Kapitel Regelenergie und Blindleistungsregelung. 91 Zur Aufrechterhaltung der Netzstabilität existieren verschiedene Systemdienstleistungen. Für die Bereitstellung der Dienstleistungen ergeben sich jeweils unterschiedliche Anforderungen an die Kraftwerke (eine genauere Beschreibung der Systemdienstleistungen erfolgt in Kapitel und ). Im Folgenden werden kurz die wichtigsten Bereitstellungsanforderungen je Dienstleistungsart genannt und daraus abgeleitet, welche Speichertechnologie die jeweiligen Anforderungen bestmöglich erfüllt. Primärregelung.Die Primärregelreserve muss innerhalb von 30 s in vollem Umfang bereitstehen. Aus diesem Grund kommen für die Bereitstellung von Primärregelreserve aus dem Stillstand nur große Batteriespeicher in Frage, die sich in wenigen Sekunden ansprechen lassen. Kraftwerke müssen allgemein ab einer Größe von 100 MW aus dem Betrieb heraus in der Lage sein, Primärregelenergie bereitzustellen. PSW können durch eine entsprechend abgestimmte Feinregelung der Wasserzufuhr zu den hydraulischen Maschinen sowohl im Pump- als auch im Turbinenbetrieb Primärregelung stellen. Sekundärregelung. Die Sekundärregelreserve muss innerhalb von 15 min in vollem Umfang zur Verfügung stehen, eine Einzelanlage muss daher innerhalb von 5 min voll einsatzbereit sein. Da die Energie aber zunächst nur Vorgehalten und nicht regelmäßig abgerufen wird, sind Schwungräder und Superkondensatoren wegen ihrer mit der Speicherdauer steigenden Verluste ungeeignet. Auf Grund der hohen Investitionskosten je Leistungseinheit eignen sich auch Batterien nur bedingt. Zur Bereitstellung von Sekundärregelreserve sind daher PSW die geeignetste Speichertechnologie. Tertiärregelung. Die Minutenreserve muss innerhalb von 15 min für eine Dauer von bis zu 4 x 15 min abrufbar sein. Neben PSW sind aus technisch wirtschaftlichen Gesichtspunkten zur Bereitstellung von Tertiärregelleistung auch Druckluftspeicher geeignet. Blindleistungsregelung. Bei Wirkleistungsbetrieb (Speicherbe-/ -entladung) ist es immer möglich Blindleistung zu liefern oder aufzunehmen. Eine reine Lieferung oder Aufnahme von Blindleistung (d.h. eine Blindleistungslieferung oder Aufnahme ohne die Abgabe von Wirkleistung) ist derzeit nur durch PSW bzw. Anlagen mit Vollstromrichter möglich. Obwohl CAES-Kraftwerke die Grundvoraussetzung zum 91 Zu Kapitel und vgl. dena NNE-Pumpspeicher 2008, S Seite 73 von 174

75 reinen Blindleistungsbetrieb erfüllen, müssten Generator und Kompressor dazu geeignet gekoppelt werden. Zusammenfassung. Batterien sind auf Grund Ihrer schnellen Ansprechzeit neben PSW die einzige Speichertechnologie die sich zur Bereitstellung von Primärregelenergie eignet. Für die Bereitstellung der anderen Regelenergieleistungen sind Batterien zwar technisch geeignet aber auf Grund der hohen Investitionskosten zu teuer. Wasserstoffspeichersysteme (auf Grund der hohen Investitionskosten) sowie Schwungräder und Superkondensatoren (auf Grund der Investitionskosten sowie der hohen Energieverluste mit der Speicherdauer) sind im Systemdienstleistungsbereich wirtschaftlich nicht konkurrenzfähig. PSW stellen nach wie vor die zentrale Speichertechnologie zur Bereitstellung von Primär-, Sekundär- und Tertiärregelenergie sowie Blindleistung dar. Zur Bereitstellung von Tertiärregelenergie und Blindleistung sind mit Einschränkungen (siehe oben) auch Druckluftspeicherkraftwerke geeignet Lastausgleich/ Stromveredelung Lastausgleich bzw. Stromveredelung auf zentraler Ebene (Übertragungsnetz/ großtechnischer Rahmen) setzt Kapazitäten im GW-Bereich voraus. 92 Alternativ könnte auch die Kopplung kleiner Speicher genutzt werden. Dies ist aber auf Grund des Koordinations- und Kostenaufwands (tendenziell steigende Speicherkosten je kwh mit sinkender Speichergröße) auf dieser Ebene zumindest derzeit nicht wettbewerbsfähig. Der Kostenvergleich für Speichertechnologien im Tages- bzw. Stundeneinsatz zeigt, dass sowohl zum heutigen Zeitpunkt als auch unter Einbezug zukünftiger Entwicklungen PSW und CAES ähnliche Kosten aufweisen (vgl. Abbildung 6-7, oben-links). 93 Je nach Standort liegen die Kosten von PSW auf gleicher Höhe mit CAES oder etwas darunter. Die Kosten von Wasserstoffspeichersystemen sind dagegen drei- bis fünfmal höher. Obwohl bei Batteriesystemen in Zukunft erhebliche Kostenreduktionen erwartet werden, belaufen sich diese für den Lastausgleich auf zentraler Ebene auch in absehbarer Zukunft auf mindestens das Doppelte der Kosten von PSW (vgl. Abbildung 6-7, unten-rechts). Eine vom BMWi in Auftrag gegebenen Studie vergleicht die großtechnischen Speichertechnologien nach Energiedichte, Zykleneffizienz, Zyklenfestigkeit, Lebensdauer, spezifischen Investitionskosten, Verfügbarkeit und Umweltauswirkungen. Insbesondere auf Grund der Kriterien Verfügbarkeit, Lebensdauer und Zyklenfestigkeit erweisen sich auch in diesem Vergleich PSW als die am besten beurteilte großtechnische Speicheroption. 94 Dennoch werden für den Lastausgleich in Zukunft neben PSW auch andere Speichertechnologien zum Einsatz kommen. Dies liegt zum einen an dem zunehmenden Bedarf die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien zeitlich vom Verbrauch zu entkoppeln, und zum anderem an dem beschränkten Ausbaupotenzial für PSW. Außerdem wird sich der Einsatzbereich von Batterien erweitern (siehe obige Beschreibungen und später folgende Ausführungen zur Elektromobilität). Batterien bieten sich auch als 92 Die Definition bzw. Beschreibung der Begriffe Lastausgleich bzw. Stromveredelung erfolgt in Kapitel Beide Ansätze führen über den Marktpreis zu einer ähnlichen Fahrweise von Speichern mit zumindest einem Speicherzyklus pro Tag. 93 Hier basierend auf VDE Energiespeicher Auch die dena kam in den Berechnungen der Studie dena NNE-Pumpspeicher 2008 zu vergleichbaren Ergebnissen. 94 BMWi Speichertechniken 2009, S. 25ff. Seite 74 von 174

76 grundsätzliche Alternative an, wenn die geographischen Gegebenheiten den Bau von PSW oder CAES nicht zulassen oder die geplante Lebensdauer des benötigten Speichers unter 20 Jahren liegt. Lastausgleich: Tageszyklus Flautenausgleich: 2-Wochenzyklus Wasserstoff > 10 Jahre heute > 10 heute Jahre Druckluft (adiabatisch) Pumpspeicher abhängig vom Standort abhängig vom Standort Kosten in -Cent pro kwh dezentral: 2 Zyklen pro Tag zentraler Lastausgleich: Tageszyklus Zink-Brom Redox-flow (Vanadium) NaNiCl (Hochtemp.) 5-10 Jahre heute 5-10 Jahre heute NaS (Hochtemp.) Lithium-Ionen NiCd Blei-Batterie Kosten in -Cent pro kwh Abbildung 6-7: Vollkostenvergleich von Speichertechnologien nach Einsatzart Darstellung aufbauend auf VDE Energiespeicher Seite 75 von 174

77 6.2.3 Längerfristige (saisonaler, Wochen-) Speicher. 96 Die Stromerzeugung aus Sonne und Wind unterliegt nicht nur kurzfristigen Schwankungen im Tagesverlauf, sondern auch Schwankungen mehrerer Tage oder Wochen (z.b. Windflauten) sowie saisonalen Schwankungen. Für eine sichere und effiziente Energieversorgung auf Basis erneuerbarer Energien ist damit ein ganzheitlicher Systemansatz notwendig, um flexibel sowohl auf Tages- wie auch längerfristige Schwankungen reagieren zu können. Dies gilt insbesondere vor dem Hintergrund des Ziels, das CO 2 -Vermeidungspotenzial der erneuerbaren Energieerzeugung vollständig auszuschöpfen. Dafür sind z.b. der koordinierte Einbezug der Nachfrageseite oder der zügige Netzausbau auf nationaler wie europäischer Ebene notwendig. 97 Ein weiterer wichtiger Baustein zur sicheren und effizienten Stromversorgung sind Stromspeicher, die auch Schwankungen im Wochenbereich (oder gar saisonal) ausgleichen können. Um Energie für Flauten zu speichern (Wochenbereich), werden sehr hohe Speichergrößen von mehreren 100 GWh benötigt. Die längeren Speicherzeiten führen dazu, dass jeder Speicherzyklus mit einem höheren Anteil an Investitions- und Betriebskosten belastet wird. So verkauft ein Speicher für den Tagesausgleich täglich Strom und kann somit theoretisch täglich einen Beitrag zur Deckung der Fix- und Investitionskosten erwirtschaften, ein Speicher für den Wochenausgleich nur einmal pro Woche. In welchem Ausmaß die unterschiedliche Zyklenanzahl die Vollkosten eines Speichers beeinflusst, wurden z.b. in der VDE-Studie Energiespeicher 98 analysiert. Die Ergebnisse dieses Vergleichs werden in Abbildung 6-7 dargestellt. Festzuhalten ist, dass sich die Vollkosten der Energiespeicherung für alle untersuchten Speichertechnologien mit einer Verlängerung der Speicherdauer erhöhen. Sowohl aus heutiger Sicht, als auch unter Einbeziehung der vermuteten technischen Entwicklungs- und ökonomischen Kostenreduktionspotentiale stellen PSW die wirtschaftlichste Speichertechnologie für den Einsatz als Wochenspeicher dar. Es ist auch in Zukunft kaum zu erwarten, dass PSW als Wochenspeicher eingesetzt werden. Gründe sind: Obwohl PSW die wirtschaftlichste Option für Wochenspeicher darstellen, gibt es für sie andere wesentlich rentablere Einsatzmöglichkeiten. 99 Obwohl mit PSW die Leistung im erforderlichen GW-Bereich erreicht werden könnte, ist das Gesamtausbaupotential für PSW in Deutschland viel zu gering, um die für den Wochenausgleich erforderliche Menge Energie zu speichern. Dies liegt zum einen an dem geringen Ausbaupotential für PSW in Deutschland, zum anderen an der relativ geringen Energiedichte und dem damit einhergehenden enormen Platzbedarf für die Speicherung hunderter GWh Strom. Für die längerfristige Speicherung wird daher vor allem Wasserstoff mit wesentlich höherer Energiedichte diskutiert. Der niedrige Wirkungsgrad, sowie noch zu lösende technische Herausforderungen auch absehbare Zeit keine (wirtschaftliche) Nutzung von 96 Vgl. z.b. Gatzen Power Storage 2008, S oder dena NNE-Pumpspeicher 2008, S. 63 ff. 97 Der niedrige Kapazitätskredit fluktuierender Einspeisung erneuerbarer Energiequellen kann durch die räumliche Verteilung der Erzeugungseinheiten gesteigert werden. Dieser Effekt wurde ausführlich in dem EU-Projekt TradeWind ( Stand: ) untersucht. Trotz eines als optimal angenommenen Leitungsausbaus bei einem Betrachtungsraum von ganz Europa kann dadurch der Kapazitätskredit in Deutschland nur von circa 7 % auf circa 14 % gesteigert werden. 98 In dem Vergleich wird mit einer Leistung von 500 MW, einem Speicher von 100 GWh und in etwa einem Zweiwochenzyklus gerechnet. 99 Siehe dazu die vorausgegangenen und nachfolgenden Ausführungen dieses Kapitels. Seite 76 von 174

78 Wasserstoffspeichersystemen erwarten. Hier besteht noch erheblicher Forschungs- und Entwicklungsbedarf. 6.3 Speichereinsatz auf dezentraler Ebene Eingrenzung der Begriffe dezentrale Energieversorgung/ dezentraler Speicher. Bisher gibt es keine eindeutige Definition des Begriffs dezentrale Energieversorgung über klare Abgrenzungsparameter wie Technologieart, Leistung oder für Energiespeichergröße. Der Begriff wird vielmehr relativ verwendet. So stellen kommunale Versorgungseinheiten aus Sicht eines europaweit agierenden Energieversorgungsunternehmens ggf. dezentrale Strukturen dar, für ein Stadtwerk dagegen ist ggf. erst ein kleiner Ausschnitt, z.b. ein Stadtteil eine dezentrale Einheit. Im Energiewirtschaftsgesetz werden mit dezentralen Erzeugungsanlagen verbrauchsnah an das Verteilnetz angeschlossene Erzeugungsanlagen bezeichnet. 100 In diesem Sinne werden in der folgenden Diskussion unter dezentralen Speichern alle Speicher verstanden, die einsatznah an das Mittel- und Niederspannungsnetz (Verteilnetz) angeschlossen, oder zur Eigenversorgung bestimmt sind. Mit einsatznah soll sowohl die Nähe zum Verbraucher (Endkunde) als auch in anderen Fällen die Nähe zu Einspeisern (etwa Erzeugungsanlangen mit fluktuierenden Energiequellen wie Wind oder Sonne) beschrieben werden. Eine feste Abgrenzung der Speichergröße ist damit nicht gegeben, jedoch ergibt sich aus dem Verbrauchs- und Einspeiseverhalten dezentraler Einheiten sowie den Übertragungskapazitäten des Verteilnetzes automatisch, dass die Speicherparameter wie z.b. Turbinenleistung und Speichergröße i. A. erheblich kleiner sind als bei zentralen Speichertechnologien. Typische Leistungswerte dezentraler Speicher sind 0,1 MW bis mehrere 10 MW. Folgende Auflistung verdeutlicht das breite Spektrum der Einsatzmöglichkeiten dezentraler Speicher: Vergleichmäßigung der Energielieferung. Die Netze sind derzeit nicht für die zunehmend festzustellende Rückspeisung (Flussrichtung vom Verteilnetz zum Übertragungsnetz) ausgelegt. Speicher können hier Rückflussspitzen auf den unteren Netzebenen minimieren. 101 Entkoppelung der Strom- und Wärmegeneration bei KWK Überbrückung von kurzfristigen Stromversorgungsunterbrechungen Optimierungsaufgaben auf Verteilnetzebene Insellösungen. Unterstützung der Versorgungssicherheit für nicht an das allgemeine Stromnetz angeschlossenen Verbraucher Lastmanagement durch die zeitliche Entkopplung von Stromangebot und -nachfrage Eingrenzung möglicher Technologien zur dezentralen Energiespeicherung. Neben der Stromspeicherung werden insbesondere auf der dezentralen Ebene zur Integration fluktuierender Einspeisung aus erneuerbaren Energiequellen auch weitere Technologieoptionen zur Energiespeicherung und Lastverschiebung diskutiert. Beispiele hierfür sind (vgl. Kapitel 6.3.3): Wärmespeicher Speicher in Druckluftanwendungen (Druckluftspeicher auf der Nachfrageseite) 100 Vgl. EnWG 3 Abs dena EEG-Netzentgeltauswirkungen in Sachsen-Anhalt 2008, S. 74ff. Seite 77 von 174

79 Lastverlagerung/ Demand-Side-Management (DSM): Kühlhäuser, energieintensive Anwendungen im privaten, öffentlichen und industriellen Bereich Diese Technologieoptionen stellen Energiespeicher, aber keine Stromspeicher im eigentlichen Sinne dar. Ein Stromspeicher wandelt Elektrizität in eine andere Energieform (z.b. Wasserstoff oder potenzielle Energie), speichert diese zwischen und nutzt die gespeicherte Energie schließlich zur Rückwandlung in Elektrizität. Viele der technisch verfügbaren Lösungen zur dezentralen Stromspeicherung sind auf absehbare Zeit nicht wirtschaftlich realisierbar. Darunter fallen z.b. Superkondensatoren oder supraleitende Speicher. Andere Technologien wie Schwungräder eignen sich vor allem zur sehr kurzen Energiespeicherung (unterbrechungsfreie Stromversorgung). Zum Tages- oder gar Saisonausgleich sind sie auf Grund der mit der Speicherzeit stark ansteigenden Verluste nicht geeignet. Als Ergebnis kann festgehalten werden, dass auf dezentraler Ebene elektrochemische Batterien die relativ gesehen kostengünstigste Speicheroption sind. 102 Im Folgenden sollen daher zunächst Batterien (Kapitel 6.3.1) und deren Möglichkeiten in Verbindung mit der Elektromobilität (Kapitel 6.3.2) sowie anschließend auch andere Formen der dezentralen Energiespeicherung (Kapitel 6.3.3) diskutiert werden Kostenbewertung von Batteriespeichern Batterien stellen derzeit und auch mittel- bis langfristig die günstigste und einzige annähernd wirtschaftliche Technologie zur Speicherung von Strom auf der dezentralen Ebene dar. Abbildung 6-7 bildet (unten-links) einen Vollkostenvergleich für Batteriespeicher im dezentralem Einsatz ab. Für alle betrachteten Batteriearten werden für die nächsten Jahre erhebliche Kostenreduktionen erwartet. Nach den betrachteten Abschätzungen (siehe Abbildung 6-7) werden Natrium-Schwefel-Batterien (NaS) die Vollkosten der Natrium-Nickel-Chlorid-Batterien (NaNiCl) innerhalb der nächsten 10 Jahre unterbieten. Auch Bleibatterien sind und bleiben eine relativ günstige und auf Grund der langen Erfahrung extrem verlässliche Batterieart. Ein allgemeiner Vorteil der Batterien ist, dass sie durch die schnellen Reaktionszeiten für alle Arten der Regelenergie eingesetzt werden können. Die Tatsache, dass Batteriespeicher auf dezentraler Ebene kostengünstiger als auf zentraler Ebene sind, ist darauf zurückzuführen ist, dass im dezentralen Einsatz zwei Speicherzyklen pro Tag angenommen werden, für den zentralen Einsatz aber nur mit einem Zyklus pro Tag gerechnet wurde. 103 Dies basiert auf der Überlegung, dass zentrale Speicher die Tagesschwankung ausgleichen, auf dezentraler Ebene aber untertätige Schwankungen überwiegen. Für den Ausgleich der Tagesschwankungen (also ein Speicherzyklus pro Tag) wären dezentrale Batteriespeicher durchschnittlich teurer als zentrale Batteriespeicher. Dies liegt an dem Skaleneffekt, nachdem zwei kleine Batterien durchschnittlich höhere Vollkosten der Energiespeicherung aufweisen, als eine große Batterie. Dabei gilt grundsätzlich, dass der großtechnische Einsatz von Pump- oder Druckluftspeichern sowohl heute als auch unter Berücksichtigung der zu erwarteten Kostenreduktion auch in Zukunft deutlich 102 Vergleiche hierzu auch Ausführungen des Kapitels Ein Ladyzyklus meint die Be- und Entladung eines Speichers. Je häufiger Ladezyklen stattfinden, umso besser können die Investitionskosten in einen Speicher wieder erwirtschaftet werden. Seite 78 von 174

80 geringere Stromspeicherkosten aufweist bzw. aufweisen wird als der (dezentrale oder zentrale) Einsatz von Batterien Batteriespeicher und Elektromobilität In den vorangegangenen Abschnitten (Einführung zu Kapitel 6.3 und Kapitel 6.3.1) wurde diskutiert, dass Batterien zwar die vergleichsweise kostengünstigste Technologieoption zur dezentralen Energiespeicherung darstellen, jedoch sowohl heute als auch unter der Berücksichtigung zukünftiger Kosteneinsparpotenziale deutlich über den Kosten von großtechnologischen Speicheroptionen wie Pump- oder Druckluftspeicherwerken liegen. Im amerikanischen und japanischen Raum gibt es aktuell vermehrt Bestrebungen, Batterien als Speicher in Stromnetzen einzusetzen. Noch liegen die typischen Batteriegrößen unter 10 MW (siehe auch Ausführungen in Kapitel 6.1.3). Der dezentrale Einsatz von Batterien, die direkt und ortsfest an das Verteilnetz angeschlossen sind, wird auch in Deutschland zunehmend diskutiert. Allerdings ist auf Grund des im Allgemeinen gut ausgebauten deutschen Verteilnetzes derzeit der Lastausgleich über das Übertragungsnetz (und damit evtl. auch über zentrale Speicher) günstiger und Speicher auf dezentraler Ebene wirtschaftlich kaum darstellbar. 104 Dennoch sind Batterien häufig ein Schwerpunktthema in der Diskussion über dezentrale Energiespeicher. Dies beruht vor allem auf der Tatsache, dass in Zukunft ein Anstieg der Elektromobilität prognostiziert wird und, dass in Folge dessen auf die Fahrzeugbatterien als Speicher zugegriffen werden könnte. Hierbei wird davon ausgegangen, dass die Batteriespeicher parkender Elektrofahrzeuge an die Verteilnetzebene angeschlossen werden und bei aktivem koordiniertem Speichermanagement einen Beitrag zum Ausgleich fluktuierender erneuerbarer Energien leisten könnten. Derzeit fehlt dazu aber sowohl die nötige Infrastruktur, als auch eine größere Anzahl an Elektrofahrzeugen. Mit Blick auf das Ziel der Bundesregierung, bis 2020 eine Million Elektrofahrzeuge auf die Straße zu bringen, ist in diesem Bereich jedoch ein bedeutendes Wachstum zu erwarten. 105 Im Folgenden wird das Potenzial der Speicher von Elektrofahrzeugen zur dezentralen Energiespeicherung abgeschätzt. Dazu werden zunächst grundlegende Aspekte diskutiert: Fahrzeugtyp, Speichergröße, Nutzungsgrade, etc. Darauf aufbauend erfolgt eine Maximalabschätzung des möglichen Speicherpotenzials von Elektrofahrzeugen, vor dem Hintergrund des Ausbauziels der Bundesregierung. Anschließend werden grundlegende Einschränkungen des Potenzials betrachtet und unter deren Berücksichtigung eine zweite Potenzialabschätzung erarbeitet. Abschließend werden Aspekte genannt, die das Potenzial dieser zweiten Abschätzung weiter senken oder wieder steigern könnten. Fahrzeugtyp. Im Ziel der Bundesregierung (1 Million Elektrofahrzeuge bis 2020) ist der Begriff Elektrofahrzeug nicht näher spezifiziert. Je nach Quelle wird er ausschließlich für rein 104 BMWi Speichertechniken Koalitionsvertrag 17. Legislaturperiode 2009, S. 31f. Seite 79 von 174

81 elektrizitätsangetriebene Fahrzeuge verwendet oder schließt Fahrzeuge mit Hybridantrieb mit ein. Weiterhin schließt dieser Begriff ggf. auch Zweiräder wie Elektroroller oder Fahrräder mit Elektromotorunterstützung mit ein. Diese Fahrzeuge verfügen im Allgemeinen über wesentlich kleinere Ladekapazitäten. Speichergröße. Der Haupteinsatzbereich für Elektrofahrzeuge wird zunächst voraussichtlich im Stadtverkehr und Kurzstreckenpendelverkehr liegen. Dies liegt auch darin begründet, dass die Reichweite der Elektrofahrzeuge mittelfristig durch die Akkuleistung stark beschränkt sein wird. Die statistische Streckennutzung für Fahrzeuge ist im Allgemeinen: 90 % Tagesfahrten sind kleiner als 100 km. Der Durchschnittswert der an einem Tag zurückgelegten Strecken liegt bei 30 km. Die ersten Elektrofahrzeuge werden vermutlich mit einer Batteriespeicherleistung von kwh ausgelegt. Bei einem angenommenen Verbrauch von 0,2 kwh/km ergibt sich daraus eine Reichweite von km. Die Speicherleistung beträgt beim Anschluss an das Hausstromnetz (230 V) etwa 3,7 kw, beim Anschluss an das Dreiphasenwechselstromnetz (400V) etwa 22kW. Letzteres hat stark verkürzte Ladezeiten als Vorteil. Im Folgenden wird beginnend mit einer Maximalabschätzung das theoretische Speicherpotenzial der Elektromobilität in 2020 abgeschätzt. 106 Die Annahmen dieser Abschätzung sind: 1 Mio. rein elektroangetriebene Fahrzeuge. Die Durchschnittsfahrzeuggröße dieser Fahrzeuge entspricht einem Pkw (Verbrauch: 0,2 kwh/km, Batteriespeicher kwh). Der Anteil der gleichzeitig parkenden Fahrzeuge liegt bei ca. 88 %. Es wird davon ausgegangen, dass alle parkenden Fahrzeuge am Netz angeschlossen sind. Daraus folgen eine durchschnittliche Speicherleistung von etwa 3-10 GW und ein Speichervolumen von etwa GWh. Die Spannbreite der Angaben hängt wesentlich von der Anschlussart (230 V oder 400 V) ab. Mit dieser Maximalabschätzung wurde das theoretische Speicherpotenzial der Elektromobilität in 2020 abgeschätzt. Im Folgenden werden mögliche Einschränkungen dieser Abschätzung diskutiert. Die Abschätzung geht davon aus, dass das Ziel der Bundesregierung vollständig erreicht wird. Weiterhin wird davon ausgegangen, dass alle 1 Mio. Elektrofahrzeuge rein elektrobetrieben sind und die durchschnittliche Größe eines Pkw haben. Diese Annahmen werfen verschiedene Fragen auf, die nachfolgende diskutiert werden. So könnte der Anteil der Hybridfahrzeuge an den Elektrofahrzeugen in 2020 überwiegen. Hybridfahrzeuge werden evtl. nur zu einem sehr geringen Prozentsatz an das Stromnetz angeschlossen und verfügen über eine deutlich geringere Speicherkapazität. Weiterhin stellt sich die Frage, ob es nicht einen signifikanten Anteil an kleinen zweirädrigen Elektrofahrzeugen geben wird, die ebenfalls über wesentlich kleinere Batteriespeicher als Pkw verfügen. 106 Vgl. auch Rehtanz Netzdienstleistungen Seite 80 von 174

82 In der Abschätzung wird davon ausgegangen, dass alle parkenden Fahrzeuge zu jeder Zeit mit dem Stromnetz verbunden und zur Speichernutzung im Stromsystem verfügbar sind. Da für den Fahrzeugbesitzer die Möglichkeit des Ladens vermutlich eine Voraussetzung für den Kauf eines Elektrofahrzeuges ist, ist anzunehmen, dass zu Hause alle Fahrzeuge angeschlossen werden können. Am Arbeitsplatz oder an anderen Stellen steht derzeit keine Ladeinfrastruktur zur Verfügung. Diese müsste bis 2020 aufgebaut und wirtschaftlich betrieben werden. Weiterhin wird ein Fahrzeughalter erwarten, dass sein Fahrzeug jederzeit einsatzbereit ist. In diesem Fall steht nur ein Teil der Speicherleistung für die Stromsystemnutzung bereit. Für die Abschätzung wird vorausgesetzt, dass die ans Netz angeschlossenen Elektrofahrzeuge gebündelt steuerbar sind (z.b. durch Stromhändler oder Netzbetreiber). Derzeit werden Elektrofahrzeuge insbesondere dafür ausgelegt, Strom aus dem Netz zu beziehen. Die Möglichkeit der Rückeinspeisung ins Stromnetz ist noch nicht Stand der Technik. Auch hier gilt, dass die zur effizienten Bündelung und Steuerung noch nicht vorhandene Infrastruktur aufgebaut und wirtschaftliche betrieben werden muss. Wird die Ein- und Ausspeicherung nur durch das Nutzerverhalten gesteuert, so besteht sogar die Möglichkeit der Erhöhung der Höchstlast, da die Hauptladezeit dann mit Hauptlastzeit (früher Abend) zusammenfällt. Die genannten Aspekte führen zu einer starken Einschränkung des nutzbaren Speicherpotenzials. Folgende Annahmen berücksichtigen diese Einschränkungen: Das Ziel der Bundesregierung (1 Mio. Elektrofahrzeuge in 2020) wird erreicht. Der Anteil der reinen Elektrofahrzeuge liegt bei 30 %. Hybridfahrzeuge werden über keinen Netzanschluss verfügen. Damit stehen rund reine Elektrofahrzeuge für die Stromspeicherung zur Verfügung. Die Elektrofahrzeuge schließen einen erheblichen Anteil kleiner Elektrofahrzeuge ein. Die durchschnittliche Ladekapazität kann damit auf etwa 15 kwh abgeschätzt werden. Tagsüber ist nur etwa die Hälfte aller Elektrofahrzeuge an das Stromnetz angeschlossen, nachts liegt diese Zahl bei etwa 90 %. Auf Basis dieser Annahmen lässt sich für 2020 eine durchschnittliche Speicherleistung der Elektrofahrzeuge von etwa 0,5-3 GW abschätzen. Die gesamte Speicherkapazität liegt bei etwa 2-4 GWh. Die Spannbreite der Angaben hängt wesentlich von der Anschlussart (230 V oder 400 V) und der Tageszeit (tagsüber, nachts)ab. Die Diskussion der beiden Szenarios verdeutlicht, dass die realistische Prognose von Speicherkapazitäten der Elektromobilität zur Nutzung im Stromsystem sehr schwierig ist. Klar wird, dass mehrere Faktoren wie Fahrzeugtyp, der Aufbau einer geeigneten Infrastruktur, Nutzerverhalten etc. berücksichtigt werden müssen. Auch die zweite Abschätzung berücksichtigt dabei noch nicht alle möglichen Einschränkungen. Folgende Punkte könnten das in 2020 tatsächlich zur Verfügung stehende Speicherpotenzial weiter senken: Das Ziel der Bundesregierung 1 Mio. Elektrofahrzeuge wird nur teilweise erreicht. Bzw. nur ein Teil der Elektrofahrzeuge verfügen über die notwendige Technik (Rückeinspeisung möglich und Speicherverhalten zentral steuerbar). Seite 81 von 174

83 Der häufige Anschluss nur teilweise entladener Batterien erhöht deren Abnutzung. Die Fahrzeughalter schließen ggf. ihr Fahrzeug nur bei Notwendigkeit und damit durchschnittlich evtl. nur alle drei Tage ans Netz an. Die Fahrzeughalter fordern nicht nur, dass ihr Fahrzeug jederzeit einsatzbereit ist (Batterie muss jederzeit teilgeladen sein). Vor längeren Fahrten wird der Fahrzeughalter voraussichtlich eine Vollladung zu einer bestimmten Zeit wünschen, die Batterie steht dann nicht mehr für das System zur Verfügung. Die Fahrzeuge werden in den meisten Fällen nach der Arbeit und damit zur Zeit der Höchstlast an das Netzangeschlossen. Das heißt gerade zu Zeiten in denen tendenziell eine Entladung der angeschlossenen Batterien gewünscht ist, werden vermehr (teil-)entleerte Batterien zur Beladung an das Stromnetz angeschlossen. Allerdings gibt es auch gewichtige Punkte, die für ein höheres Speicherpotenzial der Elektromobilität sprechen, z.b.: In dem Maße, in dem auch größere Fahrzeuge wie z.b. Lieferwagen, Lkw, Fähren etc. elektrisch betrieben werden, kann die durchschnittliche Batteriegröße steigen. Werden alle Elektrofahrzeuge zum Anschluss an den Dreiphasenwechselstrom ausgelegt, steigt deren Speicherleistung. Die Diskussion zeigt, dass das theoretische/ maximale Speicherpotenzial der Elektromobilität vermutlich stark eingeschränkt ist. Dennoch kann der Elektromobilität unter Voraussetzung der Technologieweiterentwicklung und Einführung im Speicherbereich ein signifikantes Potenzial zugeschrieben werden. In der Diskussion um die Speichernutzung von Elektrofahrzeugen wird oft vergessen, dass auch hier erhebliche Kosten anfallen. Die Batterienutzung der Elektrofahrzeuge führt zu einer verstärkten Batterieabnutzung und zur Einschränkung für den Fahrzeughalter. Beides muss kompensiert werden. Außerdem ist der Aufbau der zur externen Steuerung der Batterien notwendigen Infrastruktur mit erheblichen Investitions- und auch Betriebskosten verbunden. Derzeit liegen noch keine Modelle für einen wirtschaftlichen Betrieb der nötigen Infrastruktur vor Andere Formen der Energiespeicherung und Lastverlagerung Stromspeicher dienen insbesondere dazu Stromangebot und Stromnachfrage zeitlich zu entkoppeln. So kann ein Stromspeicher z.b. in Starkwind-Schwachlastzeiten Strom einspeichern und zu Zeiten eines knappen Stromangebots wieder Strom in das System abgeben. Die zeitliche Entkopplung wird durch die notwendigen Investitionen in den Bau und Betrieb von Speichern sowie die Energieverluste des Speicherprozesses erlangt. Diese Art der Stromspeicherung wird unter anderem durch dadurch gekennzeichnet, dass Strom sowohl aus dem System entnommen, als auch (nach u.u. verschiedenen Umwandlungsprozessen) wieder Strom in das System abgegeben. Alternativ zur Stromspeicherung gibt es auch Maßnahmen, die die Nachfrageseite beeinflussen, oder die Möglichkeit, Energie in anderenenergieformen (z.b. Wärme, Kälte, Druck) zu speichern. Bei der Speicherung anderer Energieformen wird die Energie direkt in der gespeicherten Form nutzbar gemacht, ohne diese für die Ausspeicherung wieder in Strom umzuwandeln. Bei der Optimierung der Energieversorgung haben diese Alternativen in Zukunft evtl. auch Potenzial zur Integration der Seite 82 von 174

84 dargebotsabhängigen erneuerbarer Energien, bzw. zum Ersatz von benötigter Stromspeicherkapazität. Aus diesem Grund sollen im Folgenden viel diskutierte Maßnahmen beschrieben und deren Potenzial betrachtet werden. Lastmanagement. 107 Flexible Stromverbraucher können den Verbrauch bei knappem Stromangebot (etwa zu Nachfragespitzen) reduzieren und bei Stromüberangebot (z.b. bei Starkwind-Schwachlast)) erhöhen. Es wird dabei kein Strom gespeichert, sondern vielmehr der Stromspeicherbedarf durch Lastverlagerung gesenkt. Eine derartige systematische Lastverschiebung wird als Lastmanagement bezeichnet. Vor diesem Hintergrund wird die Lastverlagerung in der wissenschaftlichen Diskussion häufig ebenfalls als Speicher bzw. präziser als Ersatz für Stromspeicher erörtert. Energieintensive Industrieprozesse zeigen eine hohe Nachfrageelastizität auf den Strompreis. So wird dem Kälte- und Kühlanwendungsbereich großes Potenzial zugeschrieben. Über effizientes Energiemanagement kann in Zeiten niedriger Strompreise verstärkt gekühlt werden, und stattdessen in Zeiten hoher Strompreise (im Rahmen der zugelassenen Temperaturschwankungen) der Energieaufwand zum Kühlen reduziert werden. Weitere mögliche Einsatzbereiche sind Querschnittstechnologien wie etwa Druckluftanwendungen im Industriebereich. Die Leistung einzelner Prozesse in Privathaushalten ist im Vergleich zu Prozessen in der energieintensiven Industrie sehr gering. Für einen effizienten Einsatz zur Lastverschiebung müssten daher solche Prozesse von einem Dienstleister gebündelt werden und eine entsprechende Kommunikationsinfrastruktur zur Steuerung der Nachfrage eingerichtet werden. Derartige Verfahren werden im Hinblick auf zukünftige intelligente Netzes ( Smart Grids ) derzeit verstärkt in Pilotprojekten untersucht. Im Allgemeinen gilt, dass der Einsatz von Lastmanagement zur Optimierung des Gesamtsystems noch wenig (bisher teilweise im industriellen Bereich)untersucht ist. 108 Für die Verbreitung von Lastmanagement besteht gerade bei Anwendungen im niedrigen Leistungsbereich noch Entwicklungsbedarf. Weiterhin müssen z.b. Fragen zur Rentabilität, zum Verbrauchernutzen, zur Finanzierbarkeit etc. diskutiert werden. Wärmespeicherung. Durch den Einsatz von Wärmespeichern kann Wärmebedarf und Wärmeerzeugung zeitlich entkoppelt werden. In Verbindung mit elektrischen Anwendungen (vgl. Elektroheizungen, Wärmepumpen ect.) können dadurch last- und erzeugungsglättende Effekte im Stromsysten erzielt werden. Unter dem Begriff Wärmespeicher wird dabei eine Vielzahl von Anwendungen subsummiert. Im Folgenden soll dieses Spektrum durch einige Beispiele skizziert werden. Nachtspeicherheizungen Funktionsweise. Eine Nachtspeicherheizung ist eine Elektroheizung, in der Strom in Wärme umgewandelt und in einem Wärmespeicher überführt wird. Die Wärme kann dann bei Bedarf als 107 Der häufig verwendete Begriff Demand-Side-Management (DSM) umfasst neben dem hier beschriebenen Lastmanagement (daher der zeitlichen Verschiebung von Last) auch Strategien die die Höhe der Last (z.b. über den Verzicht oder die effizientere Nutzung von Energie) beeinflussen. 108 Lastmanagement ist bereits seit vielen Jahren bei Sondervertragskunden zur Reduzierung der Kosten für den Bezug elektrischer Leistung im Einsatz. Seite 83 von 174

85 Raumwärme abgegeben werden. Der Einsatz von Nachtspeicherheizungen erfolgt überwiegend im Wohngebäudebereich. Lastverlagerung. Derzeit werden für den Betrieb von Nachtspeicherheizungen spezielle Stromlieferverträge eingesetzt. Zum Betrieb der Nachtspeicherheizungen wird dabei der sog. Nachtstrom preisgünstig an den Kunden abgegeben. Die Idee dieser Verträge ist die bessere Auslastung von Grundlastkraftwerken in der Nacht. Die Ladung der Nachtspeicherheizungen wird über Rundsteuerung aktiviert. Potenzial. Das Potenzial der Nachtspeicherheizung ist durch die Kapazität des Wärmespeichers begrenzt. Der Einsatz von Nachtspeicherheizungen ist i.d.r. auf die Heizperiode begrenzt. Die Umwandlung von Strom in Wärme in der Nachtspeicherheizung erfolgt zu annähernd 100 %. Berücksichtigt man aber auch die Wirkungsgradverluste bei Stromerzeugung und Übertragung, sowie den Energieverlust der Auspeicherung, so sinkt der Gesamtwirkungsgrad auf unter 40 %. Ausblick. Derzeit wird jede 25. Wohnung elektrisch beheizt. Der Bestand an Nachtspeicherheizungen ist rückläufig. Dies wird auch durch die Novelle der Energieeinsparverordnung, die am in Kraft trat, forciert. Gemäß EnEV 2009 sollen bis zum 2020 schrittweise Nachtspeicherheizungen, die älter als 30 Jahre alt sind, in größeren Gebäuden außer Betrieb genommen werden und durch effizientere Heizungen ersetzt werden. Dies betrifft Wohngebäude mit mindestens sechs Wohneinheiten und Nichtwohngebäude mit mehr als 500 Quadratmetern Nutzfläche. Die Pflicht zur Außerbetriebnahme soll stufenweise bis zum 1. Januar 2020 erfolgen. Wärmepumpen(-heizung) Funktion. Wärmepumpenheizungen entziehen der Umwelt (z.b. Luft, Wasser, Erde) Wärme und nutzen diese zum Heizen. 109 Dazu werden Kältemittel und Umweltmedium zusammengeführt und dadurch das Kältemitte auf die Temperatur des Umweltmediums gebracht. Anschließend wird das Kältemittel über Druckerhöhung verdichtet, wodurch dessen Temperatur stark (über die Temperatur des Umweltmediums) ansteigt. Die hohe Temperatur wird über einen Wärmetauscher abgeführt und in das Heizsystem eingebracht. Über eine Absenkung des Drucks wird das Kältemittel wieder entspannt. Anschließend beginnt der Wärmekreislauf von Neuem. Die Mehrzahl der zum Einsatz kommenden Wärmepumpen wird elektrisch betrieben. Der Einsatz von Wärmepumpen stellt damit eine Last dar. Der Vorteil der Wärmpumpen liegt darin, dass durch den Einsatz einer elektrischen Energieeinheit mehrere Wärmeenergieeinheiten gewonnen werden können. Potenzial zur Lastverlagerung. Bis 2020 sollen in Deutschland circa 2,5 % des Wohnflächenbestandes mit einer Wärmepumpe ausgestattet seien. 110 Zum Lastmanagement (Einsatz der Wärmpumpe bei Stromüberschuss, Abschalten der Wärmepumpe bei Strommangel) müsste zusätzlich ein Wärmespeicher integriert werden, um die Strom- und Wärmenutzung zeitlich zu entkoppeln. Dies erhöht die Investitionskosten für eine Wärmepumpenheizung. 109 Über Wärmepumpen ist auch die die Kühlung/ Klimatisierung von Gebäuden möglich. 110 Vereinfachte Annahme des Energiegipfels. Der dritte Energiegipfel fand im Juli 2007 zwischen der Bundesregierung und Vertretern der deutschen Energiewirtschaft statt. Für weitere Informationen siehe Stand: Seite 84 von 174

86 Abschließend kann festgehalten werden, dass die Systemqualität der verschiedenen in diesem Abschnitt besprochenen Technologien stark variiert. So können klassische Stromspeicher wie Batterien oder Pumpspeicherwerke auch zur Bereitstellung von Systemdienstleistungen (z.b. Regelenergie, Blindleistung) benutzt werden. Die effiziente Nutzung der verschiedenen Konzepte zur Lastverlagerung und Wärmespeicherung setzt im Allgemeinen eine intelligente Vernetzung und Steuerung (Smart Grids) und die Schaffung entsprechender Märkte und Dienstleistungsanbietern voraus. Seite 85 von 174

87 Exkurs Einsatz von Mini-KWK am Beispiel des Lichblick-Zuhausekraftwerks 111 Funktionsweise. Die LichtBlick AG hat in Zusammenarbeit mit der Volkswagen AG ein kleines Blockheizkraftwerk entwickelt, dass nach dem Prinzip der Kraft-Wärme-Koppelung (Mini-KWK) funktioniert. Ein Gasmotor erzeugt Strom, die bei der Stromerzeugung entstehende Abwärme wird in einen Wärmespeicher überführt. Die gespeicherte Wärme kann bei Bedarf (Warmwasser, Heizwärme) abgerufen werden. Durch das Prinzip der Kraft-Wärme-Kopplung sind Wirkungsgrade von über 90 % möglich. Einsatz. Ausgleichend wirkt das Zuhausekraftwerk immer dann, wenn es zur Zeiten eines Strommangels (z.b. Schwachwind-Starklast) Strom erzeugt, bzw. zu Zeiten eines Stromüberflusses (z.b. Starkwind-Schwachlast) keinen Strom erzeugt. Die bei der Stromerzeugung entstehende Wärme kann direkt genutzt, oder über einen Wärmespeicher zur Deckung eines späteren Wärmebedarfs gespeichert werden. Voraussetzung für den ökonomisch und ökologisch sinnvollen Betrieb ist die Ausnutzung des gesamten Wärmepotenzials. Kann nicht die gesamte produzierte Wärme genutzt bzw. gespeichert werden, oder muss die Wärme über einen langen Zeitraum gespeichert werden, sinkt die Effizienz des Kraftwerks deutlich. Schwarmkonzept. Das Konzept von LichtBlick sieht vor, dass eine Vielzahl der Mini-KWK intelligent vernetzt wird und so im koordinierten Einsatz einen signifikanten Beitrag zur Stromerzeugung in Bedarfszeiten beiträgt. Wichtig ist, dass diese Form der Betriebsweise grundsätzlich von der eines Stromspeichers unterschieden werden muss. Das Lichtblick-Zuhausekraftwerk kann zu Zeiten hoher Stromnachfrage Strom ins Netz einspeisen. Es kann aber bei Stromüberangebot (z.b. Starkwind- Schwachlast) nicht Strom aus dem System beziehen und einspeichern. Potenzial und Ausblick. Lichtblick plant insgesamt Mini-KWK mit einer elektrischen Leistung von 20 kw und einer Wärmeleistung von 34 kw zu installieren. 112 Auch andere Unternehmen bieten Mini- oder Micro-KWK-Konzepte im Gebäudebereich an, die teilweise etwas kleiner dimensioniert sind (z.b. 5 kw elektrische und 12,5 kw thermische Leistung). Wie beschrieben setzt die optimale Nutzung der Anlagen ein geeignetes Verhältnis von Strom- und Wärmebedarf, im Jahresverlauf voraus. 111 Für weitere Informationen zum LichtBlick-Zuhausekraftwerke siehe Stand: Im Jahr 2010 soll zunächst mit der Installation einiger Anlagen in Hamburg begonnen werden. Der deutschlandweite Vertrieb startet voraussichtlich in dena liegt keine Angabe vor, in welchem Zeitraum Lichtblick plant, die Installation der Mini-KWK zu realisieren. Seite 86 von 174

88 6.3.4 Dezentrale und zentrale Speicher Die Integration des steigenden Anteils erneuerbarer Energien fordert eine Transformation des gesamten Energiesystems. Die Integration der fluktuierenden erneuerbaren Energien macht dabei, insbesondere unter der Zielvorgabe deren Potenziale voll auszunutzen, die effiziente Verknüpfung vieler unterschiedlicher Maßnahmen nötig. Beispiele hierfür sind der Netzausbau auf allen Netzebenen, das Demand-Side-Management (Lastmanagement ebenso wie Energieeffizienzmaßnahmen) in Verbindung mit intelligenten Netzen (Smart Grid) sowie der Speicherausbau. Auch bei Annahme optimistischer Speicherausbauszenarios und geeigneter Nutzung der zur Verfügung stehenden zentralen wie dezentralen Speichertechnologien ist die Deckung des wachsenden Speicherbedarfs infolge des EE-Ausbaus eine große Herausforderung. Dies gilt insbesondere unter der Maßgabe einer sicheren, wirtschaftlichen und bezahlbaren Energieversorgung. Es ist deshalb sowohl der Ausbau zentraler als auch dezentraler Speicherkapazitäten erforderlich, um dem steigenden Speicherbedarf zu begegnen. Gerade in Netzengpasssituationen ergeben sich dabei für zentrale und dezentrale Speicher unterschiedliche Einsatzrahmen (Möglichkeiten und Anforderungen), wie Speicherzyklenanzahl, Leistung, Speichergröße, Netzebenenanschluss oder Standortbedingungen. Zentrale und dezentrale Anwendungen sind daher oft auf andere Anforderungen und Zielsetzungen spezialisiert und nur in bestimmten Fällen gegeneinander austauschbar. Insbesondere verfügen zentrale und dezentrale Speicher u.a. durch den Anschluss an verschiedene Netzebenen über unterschiedliche Systemqualitäten. Die zur Verfügung stehenden Speichertechnologien bzw. deren Einsatzbreite muss sich in Zukunft über zahlreiche Entwicklungen wie z.b. Kostensenkungen bei Batterien, Ausbau des Demand-Side-Managements unter Koordination durch intelligente Netze (Smart Grid), Batteriespeicher in Elektrofahrzeugen und verstärkten Einsatz und Weiterentwicklung von Wärmespeichern stark erhöhen. Allerdings gilt: Für die meisten Technologien ist weiterer Forschungs- und Entwicklungsbedarf nötig. Für viele dieser Technologien bestehen starke Einschränkungen des theoretisch nutzbaren Potenzials (durch z.b. Nutzerverhalten, Rentabilität, erforderliche Infrastruktur zur Hebung der Potentiale, Koordination der dezentralen Speicherschwärme etc.). Der Bedarf an Speichern wird auf zentraler wie dezentraler Ebene mit dem weiteren Ausbau der fluktuierenden erneuerbaren Energienutzung stark steigen. In Kapitel 6.2 wurde ein Kostenvergleich verschiedener zentraler und dezentraler Speichertechnologien beschrieben. Dieser Vergleich zeigt, dass zentrale Speicher (PSW und CAES), auch unter Berücksichtigung der in den nächsten Jahren zu erwartenden Kostenreduktionen für Batterien, niedrigere Vollkosten je gespeicherter Energieeinheit haben. Seite 87 von 174

89 6.4 Bewertung und Diskussion Zur Energiespeicherung existieren verschiedene Technologienoptionen. Gerade durch den Ausbau dargebotsabhängiger Energien steigen zukünftig die Anforderungen an den Kapazitäts- und Funktionsumfang von Speichern. Generell kann festgehalten werden, dass aus den unterschiedlichen Einsatzarten auch unterschiedliche Anforderungen an die eingesetzte Speichertechnologie resultieren. Daraus lassen sich zwei wichtige Aussagen zur Speichertechnologieanalyse-/ -bewertung ableiten: Die Beurteilung der geeignetsten Speichertechnologie kann nicht allgemein und nicht basierend auf ein Kriterium allein (z.b. Wirtschaftlichkeit) erfolgen. Um die vielfältigen Anforderungen (wie Speicherbedarf, Speicherleistung, Systemdienstleistungen, örtliche Gegebenheiten, Wirtschaftlichkeit, etc.) an Energiespeicherung zu erfüllen, ist die Kombination verschiedener Speichertechnologien unumgänglich. Regelenergie und Blindleistungsbereitstellung (siehe auch Absatz 6.2.1). PSW sind die derzeit einzige Speichertechnologie, die für alle Regelenergiearten geeignet ist. Weiter festzuhalten ist: Auch Batterien können Primärregelenergie bereitstellen, sind aber bei den derzeitigen Investitionskosten je Leistungseinheit noch nicht wirtschaftlich. Auch unter Berücksichtigung der erwarteten Kostenentwicklungen werden PSW langfristig die kostengünstigste Speicheroption bleiben. Druckluftspeicherkraftwerke können auf Grund der längeren Anfahrtszeit nur Tertiärregelenergie zur Verfügung stellen. Im Vergleich zu PSW sind die Kosten für die Tertiärregelenergiebereitstellung durch Druckluftspeicherkraftwerke höher. Blindleistung kann bei Wirkleistungsbetrieb (Leistungsabgabe oder aufnahme) von vielen Technologien (PSW, CAES, Batterien etc.) zur Verfügung gestellt werden. 113 PSW sind aber besonders zur Bereitstellung von Blindleistung geeignet, da sie Blindleistung z.b. auch ohne Wirkleistungsbetrieb (reiner Blindleistungsbetrieb) abgeben bzw. aufnehmen können. Obwohl Druckluftspeicherkraftwerke die Grundvoraussetzung zum reinen Blindleistungsbetrieb erfüllen, müssten Generator und Kompressor speziell für diese Betriebsweise konzipiert sein. Lastausgleich/ Stromveredelung auf zentraler/ großtechnischer Ebene (siehe auch 6.2.2). Trotz der zu erwartenden Kostenreduktionen für Batteriespeichertechnologien werden PSW auf absehbare Zeit die wirtschaftlichste Option zum Lastausgleich im großtechnischen Bereich (zentraler Einsatz im Hoch- und Höchstspannungsnetz) bleiben. Die erwarteten Kosten für adiabate Druckluftspeicher bewegen sich leicht über den Kosten von PSW. Dabei ist zu beachten, dass zum Einsatz von adiabaten Druckluftspeichern noch Weiterentwicklungen nötig sind und derzeit noch kein adiabates Druckluftspeicherwerk errichtet wurde Batterien werden zur Blindleistungskompensation meist mit (speziellen) Wechselrichtern kombiniert. 114 EnBW hat Planungen zur Errichtung eines adiabaten Kraftwerks auf Grund der noch nötigen Entwicklungsschritte zunächst zurückgestellt. Ein Firmenkonsortium unter Führung von RWE plant derzeit den Bau einer großtechnischen Demonstrationsanlage eines adiabaten Druckluftspeichers ab Seite 88 von 174

90 Längerfristiger (saisonaler, Wochen-)Speicher (siehe auch 6.2.3). Bei einer Stromversorgung mit hohem Anteil erneuerbarer Energien ist auch die längerfristige Energiespeicherung z.b. zur Überbrückung von Windflauten oder zum Ausgleich saisonaler Schwankungen notwendig. Ein wirtschaftlicher Betrieb der vorhandenen Speichertechnologien ist auf Grund der langen Speicherdauer und der daraus folgenden geringen Nutzungsfrequenz (bei Wochenspeicher weniger als ein Speicherzyklus pro Woche) nicht wirtschaftlich darstellbar. Die günstigste (wenn auch für diese Einsatzart dennoch nicht rentable) Speichertechnologie sind auch hier PSW. Da für PSW wirtschaftlich interessantere Nutzungsalternativen als die Langzeitspeicherung existieren und das Ausbaupotenzial der PSW eingeschränkt ist, ist deren Einsatz zur längerfristigen Energiespeicherung äußerst unwahrscheinlich. Durch die höhere Energiedichte gelten Wasserstoffsysteme als die derzeit einzige Technologie mit Potenzial zur Langzeitspeicherung. Für die Nutzung von Wasserstoff als Langzeitspeicher besteht aber noch erheblicher Forschungs- und Entwicklungsbedarf. Dezentrale und zentral Speicher (siehe auch 6.3.4). In diesem Kapitel wurden verschiedene Technologien zur zentralen und dezentralen Energiespeicherung diskutiert. Wichtige Aspekte sind: Auf Grund der unterschiedlichen Auslegung sind weder zentrale Speichertechnologien im dezentralen Einsatzbereich noch dezentrale Speichertechnologien im zentralen Einsatzbereich wirtschaftlich konkurrenzfähig. Die unterschiedlichen Technologieauslegungen und Einsatzbedingungen (hauptsächlich Speicherzyklenanzahl, Leistung, Speichergröße, Netzebenenanschluss, Standortbedingungen) führen weiterhin dazu, dass mit den bestehenden Technologieoptionen zentrale und dezentrale Anwendungen nur in sehr kleinem Rahmen gegeneinander austauschbar sind. Auf Grund des Anschlusses an unterschiedliche Netzebenen variiert auch die Systemqualität (Möglichkeit der Nutzung zur Optimierung des Stromsystems). Mit der Verbreitung von Speicheralternativen wie Lastmanagement, Speichereinsatz von Batteriespeichern in Elektrofahrzeugen und anderen Speichern wie Wärmespeicher steigt in Zukunft die Anzahl zur Verfügung stehenden Speichertechnologien. Auf Grund vieler Einschränkungen des theoretisch nutzbaren Potenzials (Entwicklungsbedarf, Nutzerverhalten, Rentabilität, fehlende Infrastruktur zur Hebung der Potentiale, Koordination der dezentralen Speicherschwärme etc.) ist es derzeit nicht absehbar, dass diese neuen Speicheralternativen allein den stark ansteigenden Speicherbedarf decken, bzw. system- und kostenoptimal decken können. Zur system- und kostenoptimalen Deckung des steigenden Speicherbedarfs sind daher der Ausbau und Einsatz von Speichertechnologien auf zentraler und dezentraler Ebene erforderlich. PSW im Vergleich zu CAES (siehe auch 6.1.1, 6.1.2, 6.1.6). Vor dem Hintergrund der öffentlichen Diskussion werden hier die wichtigsten Unterschiede von PSW und Druckluftspeicherkraftwerken (CAES, AA-CAES) zusammenfassend aufgezählt: PSW benötigen im Gegensatz zu CAES-Kraftwerken keinen zusätzlichen Brennstoff. Der Wirkungsgrad von PSW ist (auch deshalb) mit bis zu 80 % wesentlich besser als der von CAES- Kraftwerken. Diese Nachteile werden von adiabaten CAES-Kraftwerken umgangen: Durch die Wärmespeicherung entfällt die Zusatzbefeuerung und der Wirkungsgrad wird gesteigert. Allerdings Seite 89 von 174

91 existiert weltweit noch kein derartiges Kraftwerk. In Deutschland ist die Errichtung einer Demonstrationsanlage in Planung. Pumpspeicherwerke sind schneller einsatzbereit als Druckluftspeicherkraftwerke und eignen sich deshalb im Gegensatz zu Druckluftspeichern auch für die Bereitstellung von Primär- und Sekundärregelenergie. Nachteile der PSW sind ihr im Vergleich zu Druckluftspeicherkraftwerken großer Eingriff in die Natur und die beschränkten Ausbaupotenziale in Deutschland. Das zunächst gute Ausbaupotenzial für Druckluftspeicher wird durch die Nutzungsrivalität verschiedener Technologien um geeignete Salzkavernen eingeschränkt. Salzkavernen könnten in Zukunft auch zur Speicherung von Wasserstoff (Wasserstoffspeichersysteme) und CO 2 (CCS für den Betrieb konventioneller Kraftwerke und Industrieprozesse) benötigt werden. Die geographischen Gegebenheiten ermöglichen PSW in Mittel- und Süddeutschland. 115 Geeignete Salzkavernen für CAES stehen dagegen im norddeutschen Raum zur Verfügung. Die aufgezählten Unterschiede von PSW und CAES verdeutlichen, dass CAES-Kraftwerke keine Alternative zu PSW darstellen. Vielmehr werden schon heute und in Zukunft verstärkt sowohl PSW als auch Druckluftspeicherwerke benötigt. Dabei bleiben PSW die erprobtere, nach wie vor etwas wirtschaftlichere und im Systemdienstleistungsbereich vielfältiger einsetzbare Technologie. 115 Das Ausbaupotenzial von PSW ist auf Grund der gesetzlichen Vorschriften zum Schutz von Natur und Landschaft auch in Süd- und Mitteldeutschland begrenzt. Seite 90 von 174

92 7 Funktion und Rolle von PSW im heutigen und zukünftigen Kraftwerkspark Dieses Kapitel erläutert, welche Rolle PSW im deutschen Energiesystem einnehmen. Dazu werden in Kapitel 7.1 die Funktionsweise von PSW und deren Wirkungsgrad erklärt. Kapitel 7.2 gibt eine Übersicht der Systemdienstleistungen, die PSW für den sicheren Betrieb der Übertragungsnetze bzw. die Stromversorgung bereitstellen. In diesem Zusammenhang wird insbesondere die Regelenergiebereitstellung ausführlich diskutiert. In Kapitel 7.3 wird die Bedeutung von PSW im Krisenfall anhand der UCTE Großstörung vom analysiert. Abschließend folgt in Kapitel 7.4 eine Bewertung der zukünftigen Bedeutung von PSW für das deutsche Energiesystem und das Zusammenwachsen des europäischen Strommarktes. 7.1 Aufbau und Anlagenbestand von PSW im deutschen Kraftwerkspark PSW sind großtechnische Anlagen zur Speicherung von elektrischer Energie. Neben der reinen Speichermöglichkeit zeichnen sie sich durch ihre hohe Flexibilität in der Betriebsweise aus. Im Folgenden werden die prinzipielle Funktionsweise von PSW und deren Anlagenbestand in Deutschland diskutiert Funktionsweise Pumpspeicherwerke bestehen im Wesentlichen aus zwei mit Rohrleitungen verbundenen Speicherbecken und einer Pumpturbine mit Generator (bzw. einer Turbine, einer Pumpe und einem Generator). Je nach Bauweise können auch mehrere solcher Maschinen zum Einsatz kommen. Die Speicherbecken liegen auf einem unterschiedlichen Höhenniveau. Auf Grund dieser Höhendifferenz kann durch Pumpen von Wasser aus dem unteren Speicherbecken in das obere Speicherbecken elektrische Energie in potentielle Energie umgewandelt und als solche gespeichert werden. Bei der Ausspeicherung fließt das Wasser vom oberen Becken zurück in das untere Becken. Dabei wird mit Hilfe der Turbine und dem Generator die potentielle Lageenergie des Wassers in elektrische zurückgewandelt (zur Funktionsweise von PSW siehe auch Abbildung 7-1). Abbildung 7-1: Funktionsprinzip von PSW Jerin Pumpspeicherkraftwerke Seite 91 von 174

93 Die tatsächliche Ausführung der bestehenden PSW in Deutschland weicht häufig von der obigen vereinfachten Darstellung ab. Beispiele möglicher Abweichungen sind: Ein zusätzlicher natürlicher Zufluss des oberen Beckens. In diesem Fall handelt es sich um ein Pumpspeicherkraftwerk, das die zufließende Wassermenge wie in einem herkömmlichen Wasserkraftwerk in Elektrizität umwandelt. Ein Unterbecken, das durch einen natürlichen See oder Fluss gebildet wird. Hier ist die zur Pumpspeicherung zur Verfügung stehende Wassermenge durch Naturschutzbelange beschränkt. Wie alle technischen Energieumwandlungsprozesse in der Stromerzeugung sind auch die Speicherung und die Stromerzeugung eines PSW nicht verlustfrei. Abbildung 7-2 nennt beispielsweise die Verlustquellen eines PSW. 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 7-2: Beilspielhafte Aufteilung der Wirkungsgradverluste von PSW 117 Der Wirkungsgrad in Deutschland betriebener PSW liegt in der Regel zwischen 60 % und 80 %. Bei PSW neueren Datums beträgt er > 70 %. Der Wirkungsgrad des geplanten Pumpspeicherwerks Atdorf liegt bei ca. 75 %. Zum Vergleich: Der Gesamtspeicherwirkungsgrad eines Wasserstoffspeichers liegt bei rund 40 % und existierende Druckluftspeicher weisen einen Gesamtspeicherwirkungsgrad von 50 % auf, wobei letzterer auf bis zu 70 % gesteigert werden soll (vgl. Kapitel 6) Anlagenbestand in Deutschland und im benachbarten Ausland Wie oben beschrieben wird zur Energiespeicherung in einem PSW elektrische Energie in potentielle Energie umgewandelt. Um dies in einem wirtschaftlichen Rahmen realisieren zu können ist eine ausreichende Höhendifferenz zwischen oberen und unterm Becken und ein entsprechendes Volumen der Speicherbecken notwendig. PSW werden daher nur an ausgewählten Standorten errichtet. Ein weiterer wichtiger Faktor der Standortwahl ist eine geeignete Geologie der Becken und Kraftwerksanlagen. Tabelle 12-1 im Anhang stellt eine Übersicht der in Deutschland vorhandenen PSW und eine Auswahl von 117 Hassa, Bogenrieder Goldisthal Seite 92 von 174

94 PSW im benachbarten Ausland und deren Kenngrößen dar. Nach einer Auftragsstudie des BMWi 118 stellen PSW 95 % der in Deutschland verfügbaren Leistung netzgekoppelter Elektrospeicher zur Verfügung. Abbildung 7-3 zeigt die geographische Verteilung der PSW in Deutschland. Es wird deutlich, dass sich der überwiegende Teil der PSW in Süd- und Mitteldeutschland befindet. Dies ist insbesondere auf Grund nicht vorhandener topographisch geeigneter Standorte in Norddeutschland geschuldet. Der Großteil der PSW befindet sich in Mittelgebirgen. Diese weisen in der Regel die eingangs genannten Eignungskriterien auf. Der weitere Zubau von PSW ist auf Grund fehlender geeigneter Standorte und gesetzlicher Vorschriften zum Naturschutz, aber auch mangelnder Akzeptanz in der Bevölkerung für Großprojekte begrenzt. In den vergangenen 10 Jahren gab es mit dem PSW Goldisthal lediglich einen Neubau. Neben dem geplanten PSW Atdorf sind die PSW Blautal und Einöden in Planung. Für das PSW Blautal wurde im Mai 2009 das Raumordnungsverfahren abgeschlossen. Abbildung 7-3: Geographische Verteilung von PSW in Deutschland BMWi Speichertechniken 2009, S. 13. Seite 93 von 174

95 7.2 Elektrizitätswirtschaftliche Funktionen von PSW PSW sind wichtiger Bestandteil des deutschen Stromerzeugungssystems. Sie sind in der Lage verschiedene Systemdienstleistungen zur Verfügung zu stellen. Durch die Bereitstellung von Regelenergie und Blindleistung tragen sie wesentlich zur Stabilität der deutschen Übertragungsnetze bei. Neben diesen Systemdienstleistungen zeichnen sie sich durch ihre Schwarzstartfähigkeit und die Möglichkeit, durch Speicherung Verbrauch und Erzeugung von Strom zu entkoppeln, aus. PSW sind damit wichtige Systemkomponenten der deutschen Energieversorgung, die zur Versorgungssicherheit und Stabilität beitragen Betriebsweise PSW können im Rahmen des normalen Netzbetriebs in verschiedenen Betriebsweisen gefahren werden. Sie können Systemdienstleistungen wie Regelenergiebereitstellung und Blindleistungskompensation erbringen aber auch zur Last- oder Einspeiseglättung (insbesondere Glättung der Einspeisung erneuerbarer Energien) genutzt werden. Dabei zeichnet sie insbesondere aus, dass die genannten Betriebsweisen parallel gefahren werden können. So kann ein PSW mit einem Teil seiner Leistung Lastglättung betreiben und gleichzeitig ein Regelenergieband zur Verfügung stellen sowie Blindleistungskompensation betreiben. Die maximal durch das PSW erzeugbare Leistung begrenzt dabei die Bereitstellung von Wirk- und Blindleistung (vgl. Kapitel 7.2.3). Neben den oben genannten Betriebsweisen werden PSW insbesondere zur Stabilisierung kritischer Netzsituationen eingesetzt. Sollte z.b. das Gesamtsystem in Teilnetze bzw. Inselnetze zerfallen, eignen sich PSW aufgrund ihrer sehr guten Regeleigenschaften besonders für die Sicherung des Netzbetriebs. Kommt es gar zum Netzzusammenbruch, so sind PSW wichtiger Bestandteil der Netzwiederaufbaustrategien der deutschen Übertragungsnetzbetreiber (vgl. hierzu auch die Ausführungen in 7.2.7) Frequenzhaltung - Regelenergiebereitstellung Für den sicheren Betrieb des Übertragungsnetzes und zur Vermeidung von Schäden für Verbraucher ist eine gleichbleibende Netzfrequenz notwendig. Hohe Abweichungen von der Sollfrequenz können beispielweise zu einer Schutzabschaltung verschiedener Erzeugungseinheiten führen, die im Extremfall den Zusammenbruch des gesamten Übertragungsnetzes nach sich ziehen können. Daher ist die Frequenzhaltung eine der wichtigsten Aufgaben der ÜNB im Rahmen der Gewährleitung der Versorgungssicherheit. Verursacht werden die Abweichungen von der Sollfrequenz durch Ungleichgewichte von Last und Erzeugung. Der Ausgleich wird durch den Einsatz von Regelenergie erreicht. Im Folgenden wird ausgeführt wie Abweichungen von der Sollfrequenz entstehen und wie diese ausgeregelt werden. Stimmen Stromerzeugung und Last nicht exakt überein, weicht die Frequenz vom definierten Sollwert ab. Solche Ungleichgewichte werden durch unvorhergesehene Änderungen sowohl auf der Last- als auch auf der Erzeugungsseite hervorgerufen. So ist das Verbraucherverhalten auf der Lastseite nicht zu 100 % prognostizierbar und schwankt ständig um den Planwert. Auch kann es durch den Ausfall großer Verbraucher (Abschaltung eines Teilnetzes oder eines großen Industriebbetriebs) zu Abweichungen vom Planwert kommen. Auf Erzeugungsseite stellen insbesondere die fluktuierende Einspeisung aus EE, der 119 PSW ab 20 MW Turbinenleistung, eigene Darstellung Seite 94 von 174

96 mögliche Ausfall von Kraftwerken und beispielsweise ein Redispatch von Kraftwerksleistung mögliche Ursachen für Regelungsbedarf dar. Insbesondere die nicht vollständig prognostizierbaren Schwankungen bei Verbrauch und EE-Einspeisung führen dazu, dass die Regelung der Frequenz ein ständig andauernder Prozess des Netzbetriebs ist. Übersteigt die Stromnachfrage das Stromangebot (Last > Erzeugung) sinkt die Netzfrequenz unter den Sollwert von 50 Hz. Im gegenteiligen Fall steigt sie entsprechend an. Zum Ausgleich der Abweichungen zwischen Last und Erzeugung wird positive und negative Regelenergie vorgehalten, die im Bedarfsfall abgerufen und ins Übertragungsnetz eingespeist wird. 120 Ausschließlich die ÜNB sind für die Regelung der Netzfrequenz verantwortlich. 121 Das Energiewirtschaftsgesetz verpflichtet die ÜNB die Versorgungssicherheit zu gewährleisten und damit zur Vorhaltung ausreichender Kapazität an positiver und negativer Regelenergie zur Frequenzhaltung. 122 Die benötigten Regelenergiekapazitäten können die ÜNB bei Anbietern von Regelenergie, wie Betreibern von PSW, Gasund Wasserkraftwerken sowie Industriebetrieben beziehen. Die Beschaffung erfolgt dabei über ein gesetzlich vorgeschriebenes Auktionsverfahren. Man unterscheidet drei verschiedene Regelenergiearten, die sich durch den zeitlichen Rahmen ihres Einsatzes, ihren Abruf, aber auch ihre Erzeugung unterscheiden. Diese drei Regelenergiearten werden auf der Internetseite für die Ausschreibung von Regelenergie wie folgt definiert: 123 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: energetischer Ausgleich der Regelzone und Frequenzregelung unmittelbare automatische Aktivierung durch den betroffenen ÜNB vollständige Erbringung innerhalb von maximal 5 min abzudeckender Zeitraum pro Störung: 30 s < t < 60 min Minutenreserve (Tertiärregelung): Abruf durch den ÜNB 120 Positive Regelenergie beinhaltet zusätzliche Erzeugungskapazität oder abschaltbare Lasten. Umgekehrt beinhaltet negative Regelenergie das Abschalten von Erzeugungskapazität oder das Hinzuschalten von Lasten (z.b. Pumpbetrieb des PSW). Auf die Bereitstellung von Regelenergie durch PSW wird auf der nächsten Seite eingegangen. 121 Konstantin Praxisbuch Energiewirtschaft 2006, S , 13 EnWG Stand: Seite 95 von 174

97 vollständige Aktivierung binnen 15 Minuten ab Abruf abzudeckender Zeitraum pro Störung t > 15 min bis 4 Viertelstunden bzw. bis zu mehreren Stunden bei mehreren Störungen Zur Erbringung wählt der Anbieter von Regelenergie als Arbeitspunkt seines Kraftwerkes einen Leistungswert, der geringer ist als die maximal mögliche Leistung, und übermittelt dem Übertragungsnetzbetreiber ein Regelungsband, innerhalb dessen er ausgehend vom Arbeitspunkt die Leistung des Kraftwerks erhöhen oder drosseln kann. Er stellt durch dieses Vorgehen sowohl positive als auch negative Regelenergie zur Verfügung. PSW können alle drei Regelenergiearten bereitstellen. Abbildung 7-4 zeigt den zeitlich Ablauf des Einsatzes der verschiedenen Regelenergiearten. Deutlich wird, dass die drei Regelenergiearten nacheinander abgerufen werden, bzw. sich gegenseitig ablösen. Abbildung 7-4: Zeitlicher Ablauf des Einsatzes der verschiedenen Regelenergiearten 124 Der Handel von Regelenergie unterliegt gesetzlichen Regelungen. Seit dem muss der gesamte Bedarf für alle drei Regelenergiearten gemäß EnWG und Stromnetzzugangsverordnung (StromNZV) ausgeschrieben werden (für den Bedarf an Minutenreserveleistung gilt diese bereits seit dem ). Die Ausschreibung erfolgt über ein gemeinsames Portal der Übertragungsnetzbetreiber. Den Zuschlag für die Bereitstellung von Regelenergie erhält der Anbieter mit dem geringsten Preis. Um als Anbieter von Regelenergie an dem Ausschreibungsverfahren teilnehmen zu dürfen muss ein Präqualifikationsverfahren durchlaufen werden. 124 CONSENTEC Gutachten Regelenergiebedarf 2008, S. 28. Seite 96 von 174

98 7.2.3 Blindleistungsregelung Die Netzspannung ist auch innerhalb einer Spannungsebene nicht über das ganze Netz konstant. Sie hängt vielmehr von der Topologie des Netzes (Vermaschung, Impedanzen, Netzelemente) sowie der Höhe der Leistungseinspeisung und entnahme an den verschiedenen Netzknoten ab. Da sich Last (variables Verbraucherverhalten), Stromeinspeisung (marktgesteuert, variable Erzeugung aus EE) und auch Netztopologie (Querregelung, Netzschaltungen) kontinuierlich verändern, schwankt auch die Netzspannung und weicht von ihrem Sollwert ab. Die Netzspannung muss innerhalb eines definierten Toleranzbands um diesen Sollwert liegen, damit der sichere Netzbetrieb gewährleistet ist. Der Spannungswert kann dabei über die Höhe der lokalen Einspeisebzw. Netzentnahmeleistung innerhalb gewisser Grenzen geregelt werden. Wichtig ist, dass nicht allein die Wirkleistung als veränderbarer Parameter die Spannungshöhe beeinflusst, sondern auch die Höhe der Blindleistungseinspeisung bzw. entnahme an den verschiedenen Knotenpunkten. Der Übertragungsnetzbetreiber muss für einen ausgeglichen Haushalt zwischen Blindleistungsbedarf und Blindleistungserzeugung sorgen, damit an allen Netzknoten die Spannung, d.h. für alle Netzbenutzer der Spannungswert im definierten Toleranzband liegt. Um garantieren zu können, dass genügend regelbare Blindleistung zur Verfügung steht, muss gemäß dem Transmission Code 2007 jede Erzeugungsanlage bestimmten Mindestanforderungen bzgl. der Spanne der Blindleistungsregelung genügen. 125 Jede Erzeugungsanlage muss etwa ausgehend vom momentanen Arbeitspunkt innerhalb eines vorgegebenen Zeitintervalls einen definierten Blindleistungsbereich durchfahren können. Grundsätzlich gilt, dass die Erhöhung der Blindleistungseinspeisung die Netzspannung erhöht, die Reduktion bzw. der Bezug von Blindleistung zum Absinken der Netzspannung führt. Die Gesamtleistung, die ein Erzeuger ins Netz einspeisen kann, wird Scheinleistung genannt. Sie setzt sich aus der Wirk- und Blindleistung zusammen. Die jeweiligen Leistungsanteile werden mittels des Leistungsfaktors cos-φ beschrieben: 126 Ein Leistungsfaktor 1 bedeutet, dass der Erzeuger nur Wirkleistung ins Netz einspeist, ein Leistungsfaktor 0 bedeutet, dass die eingespeiste Leistung zu 100 % Blindleistung ist. Prinzipiell wäre es wünschenswert, dass das Netz und die Verbraucherlasten keine kapazitiven oder induktiven Widerstände aufweisen und allein Wirkleistung für den Betrieb benötigen. Da aber die meisten Verbraucher (d.h. auch die Übertragungsleitungen oder Kabel) Blindleistung verbrauchen, müssen die meisten Generatoren so betrieben werden, dass der Leistungsfaktor ungleich 1 ist, d.h. Blindleistungsanteile ins Netz gespeist bzw. aus dem Netz bezogen werden. Nur so kann wie oben erklärt, die Abweichung vom Spannungssollwert minimiert und die Leistungsübertragung optimiert werden. 125 VDN TransmissionCode Definition des Leistungsfaktors W S. Seite 97 von 174

99 Blindleistungsregelung mit Pumpspeicherwerken Die Stromerzeugung fast aller PSW ist über einen Synchrongenerator ans Netz gekoppelt. Daher lässt sich die Blindleistungseinspeisung d.h. der Leistungsfaktor cos-φ bei PSW besonders flexibel regeln. Beim Synchrongenerator erfolgt dies über die Einstellung des Erregerstroms. Dabei unterscheidet man zwischen zwei Betriebsweisen: Untererregter Betrieb: Blindleistung wird aus dem Netz bezogen. Der Generator wirkt wie ein induktiver Verbraucher Übererregter Betrieb: Blindleistung wird ins Netz eingespeist Der Generator wirkt wie ein kapazitiver Verbraucher. Die Synchronmaschinen der PSW können aus dem Generatorbetrieb gleitend in den Pumpbetrieb übergehen und in jedem Arbeitspunkt die Blindleistung vollumfänglich im Rahmen der physikalischen Grenzen regeln. Wirkleistung P Pmax Betriebsbereich Pmin Blindleistungsbezug Phasenschieberbetrieb (P=0) Blindleistungslieferung Q Max. Blindleistungsaufnahme Abbildung 7-5: Betriebskennlinie eines Synchrongenerators Rehtanz Energietechnik 2007, S Seite 98 von 174

100 In Abbildung 7-5 ist das Leistungsdiagramm eines allgemeinen Synchrongenerators dargestellt. Die gesamte Leistungsabgabe d.h. die Scheinleistung setzt sich physikalisch wie oben erläutert aus der Blindleistung (Q) und Wirkleistung (P) wie folgt zusammen S 2 =Q 2 + P 2 (Halbkreis in Abbildung 7-5). Technisch ist die Wirkleistungsabgabe eines Generators auf den Bereich zwischen der maximalen (P max ) und minimalen (P min ) Wirkleistung beschränkt. Beim PSW ist die minimale Wirkleistungsabgabe gleich Null. Dies bedeutet, dass das PSW auch bei äußerst geringer Wirkleistungsabgabe vollumfänglich als Blindleistungsregler eingesetzt werden kann. Bei thermischen Kraftwerken ist die Mindestwirkleistungseinspeisung durch den sog. Mindestdampfstrom bestimmt. Im Gegensatz zu PSW ist daher die Blindleistungsreglung bei geringer Wirkleistungseinspeisung nicht möglich. Weiterhin ist es möglich, das PSW im Leerlauf bzw. dem sog. Phasenschiebebetrieb zu betreiben. Der Generator wird dann ohne "Brennstoffzufuhr" (d.h. ohne Wasserverbrauch) zur Regelung der Blindleistung eingesetzt. Je nach Phasenlage wird der Synchrongenerator als verstellbare Spule oder Kondensator eingesetzt. Die Höhe der Blindleistungsaufnahme ist technisch durch die sog. Stabilitätsgrenze beschränkt, welche auch die max. Blindleistungsaufnahme im Phasenschieberbertrieb definiert. Der Transport von Blindleistung belastet die Stromleitungen zusätzlich, reduziert die noch verfügbare Leitungskapazität und hat einen Spannungsabfall zur Folge. Es ist daher sinnvoll Blindleistung regional verteilt bzw. nahe den Blindleistungsverbrauchern bereitzustellen anstatt Blindleistung zentral zu erzeugen und anschließend zu verteilen. Insbesondere bedeutet das auch, dass der lokale Blindleistungsausfall z.b. bei Kraftwerksausfall oder Kraftwerksrevision nur bedingt an einem andern Netzknoten ausgeglichen werden kann. Grundsätzlich gilt, dass ein gutes Blindleistungsmanagement die Stromübertragungsverluste minimiert bzw. die maximale Wirkleistungsübertragung durchs Netz erhöht, ohne das vorgegebene Spannungsband zu verletzten. Dies wiederum setzt voraus, dass ausreichend regelbare Blindleistung im Netzbetrieb verfügbar ist und diese günstig (gemäß dem Blindleistungsbedarf) im Netz verteilt ist Lastglättung und resultierende Kosteneffekte Unter Lastglättung versteht man den Ausgleich der im Tages- und Jahresverlauf variierenden Last. Ziel ist es, Situationen mit maximaler und minimaler Last im Tagesverlauf oder ggf. auch über Jahreszeiten hinweg zu reduzieren. Dieser Ausgleich soll insbesondere die erforderliche Bereitstellung einer ausreichenden gesicherten Leistung des Kraftwerksparks (regenerative und konventionelle Stromerzeugungsanlagen) zur Deckung der Jahreshöchstlast reduzieren. Die gesicherte Leistung muss derzeit aufgrund des geringen Beitrags der erneuerbaren Energieerzeugungsanlagen vorrangig durch konventionelle Kraftwerksleistung bereitgestellt werden. Zudem ermöglicht dieser Ausgleich mehr kostengünstige Grundlastkraftwerke einzusetzen bzw. diese besser auszulasten und damit den Einsatz teurer Spitzenlastkraftwerke zu reduzieren bzw. zu vermeiden. Sowohl die Reduzierung der vorzuhaltenden Erzeugungskapazität als auch der Einsatz kostengünstigerer Grundlastkraftwerke senkt die volkswirtschaftlichen Gesamtkosten für die Stromerzeugung. Die Glättung der Last kann u.a. durch Speicherung von Strom zu Schwachlastzeiten und Ausspeicherung zu Starklastzeiten und durch ein intelligentes Nachfragemanagement (zeitliche Verschiebung und Kontrolle der Last) erreicht werden. Als residuale Last wird der Betrag aus gesamter Last abzüglich der Stromeinspeisung aus erneuerbaren Energien bezeichnet. Die residuale Last bezeichnet somit den Teil der Last, der durch konventionelle Seite 99 von 174

101 Kraftwerke gedeckt werden muss. Die oben beschriebenen Vorteile einer Lastglättung beziehen sich auf eine möglichst gleichmäßige Residuallast. Durch variierende Last und Erzeugung im Tagesverlauf verändern sich Angebot und Nachfrage von Erzeugungskapazitäten. Daraus resultiert auch ein wesentlicher Einfluss auf die Strompreisbildung an der Strombörse im Tagesverlauf. Beim marktgesteuerten Einsatz von PSW wird dieser Preisunterschied des Stroms zu verschiedenen Zeitpunkten genutzt. Strom wird in Zeiten geringer Nachfrage eingespeichert und in Zeiten hoher Strompreise wieder ausgespeichert. Über die Preisdifferenz kann mit einem PSW trotz Wirkungsgradverluste ein positives betriebswirtschaftliches Ergebnis erwirtschaftet werden. Da der Verlauf der residualen Last mit dem der Strompreise in der Regel korreliert, führt der marktgesteuerte Einsatz von PSW in der Praxis zu einer ähnlichen Fahrweise und damit auch Kosteneffekten wie bei einem Einsatz zur Lastglättung. Im Folgenden wird daher der Begriff Lastglättung synonym für den marktgesteuerten Einsatz von PSW verwendet. Die beschriebenen Effekte sind theoretisch auch mit anderen großtechnischen Stromspeichern zu erzielen. Jedoch existieren außer dem Druckluftspeicher in Huntorf derzeit keine entsprechenden Anlagen in Deutschland. In Kapitel 10 erfolgt die Berechnung des Kosteneffektes durch den Bau des PSW Atdorf. Unter Vernachlässigung möglicher Betriebskosten (Personal, Netznutzungsentgelte, Verbrauchsgegenstände etc.) ist der Lastglättungseinsatz von PSW immer dann rentabel, wenn die Strompreisdifferenz zum Ein- und Ausspeicherzeitpunkt größer als die Wirkungsgradverluste des PSW ist. Dieser Zusammenhang spiegelt sich formal in folgender Formel 128 : mit: η Speichernutzungsgrad k Ausspeicherung Stromkosten während der Ausspeicherung Stromkosten während der Einspeicherung k Einspeicherung Abbildung 7-6 zeigt schematisch, welchen Einfluss die Lastglättung der in Deutschland betriebenen PSW oder auch Druckluftspeicher auf die Entwicklung des Strompreises in Abhängigkeit der abgerufenen Leistung haben kann: Durch die Ausspeicherung der in den PSW bevorrateten Energie kann der Strompreis zu Spitzenlastzeiten signifikant gesenkt werden. Die Erhöhung des Strompreises durch die Einspeicherung dagegen fällt deutlich geringer aus. Entscheidend für den erzielten Kosteneffekt ist die unterschiedliche Steigung der Kostenkurve. Auf Grund der deutlich höheren Steigung in Zeiten hoher Stromnachfrage ergibt sich eine deutlich größere Senkung der Kosten durch Energieausspeicherung in diesen Zeiträumen, als die durch Einspeicherung verursachte Steigerung der Kosten in Zeiten geringer Stromnachfrage. 128 Vollmüller Kraftwerkseinsatzoptimierung 2001, S. 38. Seite 100 von 174

102 Abbildung 7-6: Strompreissenkung durch den Einsatz von P PSW 129 Zukünftig sind zwei entgegengesetzte Entwicklungen der durch die marktgesteuerte Fahrweise erzielbaren Effekte zu erwarten: Durch den weiteren Ausbau der Windenergienutzung (insbesondere der Offshore-Windenergie) wird es vermehrt zu einem Stromüberangebot in Starkwind-Sc chwachlastzeiten kommen. Die Einspeicherung von Strom kann dannn bei sehr geringen Preisen erfolgen. Andererseits ist zu erwarten, dass steigende CO 2 Zertifikatprei ise den Preis für die Stromerzeugungg aus Kohlekraftwerken erhöhen. Es ist dann für PSW weniger rentabel Strom einzuspeichern, um ihn zu Hochlastzeiten wieder auszuspeisen Preisentwicklung an der Strombörse Der Preis an der Strombörse EEX bildet sich auf Grundlage von Angebot und Nachfrage. Das steigende Angebot fluktuierender Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien beeinflusst damit auch den Strompreis an der Strombörse in zunehmender Weise. In Starkwind-Sc chwachlastzeiten sinkt der Strompreis aufgrund des großen Angebots auf der Erzeuger- und des geringen Bedarfs auf der Lastseite. In 2008 und 2009 sind Situationen aufgetreten, in denen das Stromangebot fluktuierender Erzeugung aus erneuerbaren Energien und der sich noch am Netz befindlichen konventionellen Kraftwerke die Nachfrage überstiegen haben und sich an der Börse ein negativer Strompreis gebildet hat. Abbildung 7-7 veranschaulicht, dasss die Anzahl der Stunden mit negativen Preisen bereits von 2008 nach 2009 sowohl 129 dena NNE-Pumpspeicher 2008, S. 25. Seite 101 von 174

103 am Intraday-Markt als auch am Day-Ahead-Markt deutlich angestiegen und deren Durchschnitt weiter gesunken ist. 90 Strompreise am Day-Ahead-Markt day ahead Strompreise am Intraday-Markt (Durchschnittspreis pro Stunde) intraday average 90 Anzahl Stunden negativer Preise Durchschnitt negativer Strompreise [ /MWh] Anzahl Stunden negativer Preise Durchschnitt negativer Strompreise Abbildung 7-7: Anzahl und Durchschnitt negativer Strompreise in 2008 und 2009 Seite 102 von 174

104 Windeinspeisung Strompreis (day ahead single hours) Last Strompreis (Intraday average single hours) 0 Last, Wind [MW] Strompreise [ /MWh] Abbildung 7-8: Abgleich von Strompreis, Windeinspeisung und Last Ein negativer Preis bedeutet, dass der Stromerzeuger dem Stromabnehmer (Nachfrager) die Abnahme vergüten muss. Entsprechende Situationen traten in 2009 mehrfach auf. Am trat am Strommarkt der bis zum Zeitpunkt der Studienerstellung negativste Strompreis auf. Abbildung 7-8 zeigt beispielhaft den Verlauf der Windenergieeinspeisung sowie die Verläufe der Last und des Strompreises im Zeitraum vom bis Deutlich wird, dass insbesondere in Zeiträumen, in denen hohe Windenergieeinspeisung und parallel eine niedrige Last zu beobachten sind, der Strompreis negativ werden kann. PSW tragen über die Lastglättung zur Dämpfung dieser Effekte und damit zur Senkung der volkswirtschaftlichen Kosten der Strombereitstellung bei (vgl. Kapitel 7.2.4) Schwarzstartfähigkeit Kommt es in Folge von Störungen zu einem Zusammenbruch des Energieversorgungsnetzes, werden Erzeugungseinheiten benötigt, mit deren Hilfe das Stromversorgungsnetz wieder aufgebaut werden kann. In der beschriebenen Situation sind die Kraftwerke vom Netz getrennt und erhalten keine externe Energieversorgung für den Eigenbedarf. 130 Ausgewählte Kraftwerke zeichnen sich durch die Eigenschaft aus, ohne jegliche externe Energieversorgung aus abgeschaltetem Zustand heraus hochfahren zu können. Diese Eigenschaft wird als Schwarzstartfähigkeit bezeichnet. Ausgehend von diesen schwarzstartfähigen Kraftwerken kann die Stromversorgung wieder aufgebaut werden. Die Systemdienstleistung Schwarzstartfähigkeit wird nur von wenigen Erzeugungseinheiten zur Verfügung gestellt. Die ÜNB sind verpflichtet, die Systemdienstleistung Schwarzstartfähigkeit vorzuhalten. Ebenso wie andere Systemdienstleistungen wird auch diese von den ÜNB eingekauft. 130 Der Eigenbedarf ergibt sich z.b. durch die vorhandene Steuer- und Regelungstechnik der Kraftwerke. Seite 103 von 174

105 Insbesondere Wasser-, Gas- und Druckluftkraftwerke eigenen sich für einen Schwarzstart. Grund hierfür ist der geringe Eigenbedarf an Energie dieser Kraftwerksarten. Bei entsprechend ausgerüsteten Wasserund Druckluftkraftwerken kann der Eigenenergiebedarf durch einen mechanisch zu startenden Maschinensatz, bei Gaskraftwerken durch kleine mit Kraftstoff betriebene Generatoren oder Akkumulatoren einfach zu Verfügung gestellt werden. Wärmekraftwerke, wie Kohle- und Atomkraftwerke, sind auf Grund des hohen Eigenenergiebedarfs für einen Schwarzstart ungeeignet. Wasserkraftwerke und damit auch PSW weisen gegenüber Gaskraftwerken als Erzeugungseinheiten für den Schwarzstart eine höhere Sicherheit auf, da sie nicht auf die externe Versorgung durch einen Generator oder Akkumulator angewiesen sind. Da in Deutschland nur ein Druckluftkraftwerk existiert, spielen Druckluftkraftwerke in Deutschland für den Schwarzstart keine wichtige Rolle. Sehr wichtig für den Netzwiederaufbau ist neben der reinen Schwarzstartfähigkeit auch die flexible Regelbarkeit der genutzten Kraftwerke nach dem Schwarzstart. Gerade in der Anfangsphase des Zuschaltens erster Teilnetze ist die Vorhersage der Last äußert schwierig. Die Lastschwankungen gleichen sich erst mit zunehmender Größe des wiederaufgebauten Netzes statistisch aus. Daher sollte ein schwarzstartfähiges Kraftwerk auch in der Lage sein, auf diese Lastschwankungen flexibel reagieren zu können Wiederaufbau von Übertragungsnetzen nach Großstörungen Der Betrieb der Stromübertragungsnetze in Europa verläuft nicht völlig störungsfrei. Verschiedene Störungen wie beispielsweise die in Kapitel 7.3 beschriebene Großstörung im Jahr 2006 machen Aktionspläne für den Notfall nötig. Der vollständige Ausfall der Stromversorgung stellt den schwerwiegendsten Fall einer Störung dar. Die Auswirkungen eines solchen Ereignisses behindern das öffentliche Leben massiv und haben hohe volkswirtschaftliche Kosten zur Folge. Im Rahmen seiner Systemverantwortung ist es im Fall des Totalausfalls der Stromversorgung die Aufgabe des betroffenen ÜNBs den Wiederaufbau des Netzes unter Einbeziehung der benachbarten ÜNB, der nachgelagerten VNB und der Kraftwerksbetreiber zu koordinieren. 131 Für entsprechende Situationen muss der ÜNB Maßnahmenkataloge und Notfallpläne in Abstimmung mit den benachbarten ÜNB und nachgelagerten VNB erarbeiten, sowie Kapazitäten schwarzstartfähiger Kraftwerke wie beispielsweise PSW vorhalten. 132 Teil der Maßnahmenkataloge sind verschiedene Netzwiederaufbaustrategien. Im Störungsfall muss durch den ÜNB eine der Ausfallsituation angemessene Netzwiederaufbauvariante gewählt werden. Grundsätzlichen lassen sich zwei verschiedene Ausgangssituationen beim Wiederaufbau der Netze unterscheiden: 1. Nicht alle Kuppelstellen zu benachbarten Regelzonen sind spannungslos. In diesem Fall wird der Netzwiederaufbau ausgehend von einer Kuppelstelle mit Spannungsvorgabe durchgeführt. 2. Alle benachbarten Regelzonen sind von der Großstörung betroffen und es ist nicht absehbar zu welchem Zeitpunkt an einer Kuppelstelle zu einer benachbarten Regelzone Spannung anliegen wird. 131 EnWG, 13; VDN TransmissionCode 2007, 7.3.3, S VDN TransmissionCode 2007, 5.2.4, S. 54. Seite 104 von 174

106 Im ersten Fall, d.h. den Wiederaufbau ausgehend von Kuppelstellen zum Nachbarnetz sollte das Nachbarnetz möglichst leistungsstark und gut regelbar sein. 133 Diese Eigenschaften gewährleisten, dass in Folge der Zuschaltung von Netzteilen und Erzeugungseinheiten auftretende Sprünge bei Last und Erzeugung kompensiert werden können. Insbesondere sind die in der Regel bei der Last auftretenden Sprünge schwer genau zu prognostizieren. Werden die Fluktuationen bei Last und Erzeugung nicht ausgeglichen, kommt es zu teils deutlichen Abweichungen des Sollwerts von Frequenz und Spannung. Werden die Abweichungen zu groß, ist die automatische Abschaltung von Betriebsmitteln im Netz die Folge, was den Netzwiederaufbau behindert bzw. verögert. Ein weiterer wichtiger Schritt beim Wiederaufbau des Netzes ist das Wiederanfahren der Erzeugungseinheiten. Um einen sicheren Betriebszustand zu gewährleisten, sollten die Kraftwerke dabei möglichst schnell auf ihre technische Mindestlast heraufgefahren werden, Der Netzwiederaufbau ohne eine externe Spannungsvorgabe ist deutlich komplexer. Ausgehend von schwarzstartfähigen oder im Eigenbedarf gefangenen Kraftwerken wird das Netz schrittweise wieder aufgebaut. Die das Netz aufbauende Einheiten müssen sehr gut regelbar sein, da gerade in der Anfangssituation die Änderungen die Lastzuschaltungen verursachen im Extremfall von nur einem Kraftwerk ausgeglichen werden müssen. Im Gegensatz zum Aufbau ausgehend von einer Grenzkuppelstelle fehlt die große Schwungmasse des benachbarten Netzes, durch die Sprünge bei Last und Erzeugung deutlich einfacher auszugleichen sind. Eine Variante des Netzaufbaus mit schwarzstartfähigen Kraftwerken ist parallel verschiedene Kraftwerke zu starten und die entstehenden einzelnen Inselnetze in einem zweiten Schritt zu verbinden und zu synchronisieren Netzwiederaufbauplan in der Regelzone von EnBW Im Folgenden soll kurz das Vorgehen in der Regelzone von EnBW Transportnetz AG zum Netzwiederaufbau im Fall des Totalausfalls beschrieben werden. Erster Schritt nach Zusammenbruch des Netzes sind Schaltungen, die das EnBW Netz von den Nachbarübertragungsnetzen und den nachgelagerten Verteilnetzen weitgehend trennen und außerdem das Netz in Teilnetze für den Aufbau unterteilen. Die zu den Nachbarnetzen erhaltenen Verbindungen und die gewählte Unterteilung in Teilnetze sind dabei abhängig von der gewählten Variante des Netzwiederaufbaus. Abbildung 7-9 stellt die Wiederaufbauvarianten für das EnBW Netz vereinfacht dar. 133 Netzregelung und Systemführung 2008, vgl. S. 101 ff. Seite 105 von 174

107 Abbildung 7-9: Vereinfachte Darstellung der Wiederaufbauvarianten des EnBW-Netzes 134 Wie Abbildung 7-9 zeigt, ist das benachbarte Netz, sofern es nicht von der Störung betroffen ist, die erste Wahl als Ausgangspunkt für den Netzwiederaufbau. Dies ist dadurch begründet, dass die Sprünge durch Zuschaltung von Last und Erzeugung durch ein intaktes Nachbarnetz am besten ausgeglichen werden können. Ist keine Spannungsvorgabe aus einem intakten Nachbarnetz innerhalb von 30 Minuten zu erwarten, soll das EnBW Netz ausgehend vom PSW Wehr (1. Priorität) oder vom PSW Kopswerk aus wiederaufgebaut werden. Der Netzaufbau ausgehend von lokalen Inselnetzen ist als letzte Möglichkeit vorgesehen. Die Reihenfolge der Netzwiederaufbaustrategien belegt den hohen Nutzen von PSW für den Netzwiederaufbau. Auf Grund der variablen und schnellen Reglungsfähigkeit sowie des sicheren Betriebs werden PSW gegenüber anderenn schwarzstartfähigen Kraftwerken in jedem Fall vorgezogen Netzentlastung durch die Stromspeicherung auf Verteilnetzebene Das historisch gewachsene Stromübertragungsnetz in Deutschland ist für einen Stromfluss von der Höchstspannungsebene aus in die niedrigeren Spannungsnetzebenenn bis hin zum Verbraucher ausgelegt. Im Fall einer Umkehrung dieser Flussrichtung, also der Einspeisung von dem Verteil- in das Höchstspannungsnetz, spricht man von einer Lastflussumkehrung oder auch Rückspeisung. Entsprechende Netzsituationen sind in den letzten Jahren vermehrt aufgetreten. Grund hierfür ist die geographische und zeitliche Abweichung von EE-Erzeugung und Last, insbesondere in Nordost- deutschland. 135 Im Fall einer Starkwind-Schwachlast-Situation (hohe Windenergieeinspeisung und geringe Last) kann die Windenergie die Last lokal übersteigen, so dasss der dezentral eingespeiste Strom in die Hoch- und Höchstspannungsebene rückgespeist wird. Die Netzinfrastruktur ist für einen solchen Betrieb nicht ausgelegt (u.a. fehlender Ausbauu an Umspannstationen) und damit nur bedingt für die Aufnahme und Weitergabe großer Windenergiemengen geeignet. Kann die erzeugte Leistung nicht übertragen werden so ist letztlich Einspeisemanagement notwendig, was in diesem Fall die Abschaltung von Windenergieanlagen bedeutet. Mit dem weiteren Ausbau der Windenergiekapazitäten auf der 134 Störungsmanagement in der EnBW Regelzone 2009, vgl. S Vgl. Universität Rostock Netzintegration M.-V. 2009, S. 18. Seite 106 von 174

108 Hochspannungsebene, PV-Anlagen auf der Niederspannungsebene und dem Aufbau dezentraler KWK Anlagen ist in Zukunft damit zu rechnen, dass sich die Häufigkeit von Lastflussumkehrungen weiter erhöht. Abbildung 7-10 zeigt das Prinzip der Rückspeisung. Abbildung 7-10: Vergleich von Regionen mit und ohne hoher dezentraler Einspeisung 136 Um zukünftig die gesetzlich vorgesehene vollständige Einspeisung des in Deutschland regenerativ erzeugten Stroms zu gewährleiten, ist eine Vermeidung oder Beherrschung von Rückspeisung notwendig. Dies kann zum einen durch weiteren Netzausbau, aber auch durch den Ausbau von Speicherkapazitäten auf der 110-kV Ebenen oder darunter erreicht werden. Im Fall der oben beschriebenen Starkwind-Schwachlast-Situation kann der nicht benötigte und nicht übertragbare Strom eingespeichert und zu einem späteren Zeitpunkt dem Verbraucher zugeführt werden. PSW sind in Deutschland auch an die 110-kV-Netzebene angeschlossen. Solche PSW können grundsätzlich zur Reduktion von Rückspeisung ins 380-kV-Netz beitragen. 7.3 UCTE Großstörung am Die Großstörung am , von der das gesamte Übertragungsnetz der UCTE betroffen war, führte zu einem Zerfall des UCTE-Netzes in drei Teilbereiche. Die jeweiligen Teilnetze wiesen in der Folge eine deutliche Über- oder Unterversorgung an elektrischer Leistung auf, so dass massiver Einsatz von Regelungsmaßnahmen notwendig war, um den Zusammenbruch der Stromversorgung zu verhindern. Im Folgenden wird in Kapitel der Ablauf der Ereignisse geschildert, die zur Großstörung führten. Kapitel diskutiert die Maßnahmen, die zur Wiederherstellung des normalen Betriebszustandes ergriffen wurden, und die Rolle, die Pumpspeicherwerke in diesem Rahmen spielten. Beide Abschnitte 136 Eigene Darstellung. Seite 107 von 174

109 orientieren sich am der UCTE. 137 Dabei wird insbesondere das Teilnetz betrachtet, in dem das geplante PSW Atdorf liegt Entstehung und Verlauf der Großstörung am Der Zustand des Hochspannungsübertragungsnetzes im direkten Zeitraum vor der Großstörung war durchweg stabil. Die Frequenz lag gleichbleibend nahe der Sollfrequenz von 50 Hz. Auf Grund relativ hoher Windeinspeisung in Ostdeutschland orientierte sich der Leistungsfluss im deutschen Höchstspannungsübertragungsnetz von Ost nach West. Dieser Fluss wurde durch den internationalen Stromhandel in gleicher Richtung noch verstärkt. Die Übertragungsnetzkapazitäten insgesamt waren auf Grund planmäßiger Wartungsarbeiten, die am Wochenende (der war ein Samstag) durchgeführt wurden, und durch die Abschaltung verschiedener Netzkomponenten reduziert. Ursprünglich hatte die Meyerwerft am für den um 01:00 Uhr die Abschaltung des doppelten 380 kv Stromkreises der Trasse Conneforde-Diele beantragt, um ein Kreuzfahrtschiff auf der Ems zu überführen, welches der abzuschaltenden Freileitung gefährlich nahe gekommen wäre. Die Auswirkungen einer möglichen Abschaltung waren vom zuständigen ÜNB E.ON Netz überprüft worden. Die Überprüfung hatte keine Verletzung des (n-1)-kriteriums ergeben. 138 Der beantragten Abschaltung wurde statt gegeben und die benachbarten ÜNB RWE TSO und TenneT informiert. Deren Überprüfungen ergaben zwar ebenfalls die Nichtverletzung des (n-1)-kriteriums, aber eine hohe Belastung des Netzes. In Folge dessen wurde die zugelassene Übertragungskapazität vom deutschen in das holländische Hochspannungsübertragungsnetz für den Zeitraum der Abschaltung reduziert. Nach erneuter Prüfung der Einhaltung des (n-1)-kriteriums stimmte die E.ON Netz GmbH am der Vorverlegung der Abschaltung um 4 Stunden zu. Auch TenneT und RWE TSO willigten der Vorverlegung auf den ein. Eine Reduzierung der Übertragungskapazität zwischen dem deutschen und dem holländischen Netz war für den neuen Zeitraum auf Grund der kurzfristigen Verlegung nicht mehr möglich. Um Uhr und 21:39 Uhr schaltete E.ON Netz jeweils einen der beiden Stromkreise der Trasse Conneforde-Diele ab und verzeichnete in Folge verschiedene Warnmeldungen über hohe Stromflüsse auf verschiedenen Trassen u.a. auf die Kuppelleitung zwischen den Regelzonen von E.ON Netz und RWE TSO Landesbergen-Wehrendorf. Um 22:07 Uhr überstieg der übertragene Strom im Umspannwerk Wehrendorf den Grenzwert von A und löste eine Warnmeldung aus. Die von E.ON Netz kurzfristig eingeleiteten Gegenmaßnahmen führten unplanmäßig zu einer weiteren Erhöhung des Stroms auf dieser Trasse. Dies hatte die Notabschaltung des Umspannwerks Wehrendorf und die kaskadenartige Abschaltung weiterer Trassen in Mitteleuropa und damit den Zerfall des UCTE Netzes in drei Teilnetze zur Folge. Zusammenfassend kann festgehalten werden, dass die Großstörung durch ineffiziente Koordination der ÜNB (insbesondere durch die kurzfristige Verschiebung der Trassenabschaltung Conneforde-Diele), die hohe Vorbelastung des Netzes hervorgerufen durch internationalen Stromhandel und hohe 137 UCTE Final report System Disturbance Erfüllt ein Übertragungsnetz das (n-1)-kriterium bedeutet dies, dass bei Ausfall eines beliebigen Betriebsmittels des Übertragungsnetzes die Versorgungssicherheit weiterhin für alle Verbraucher gewährleistet ist. Seite 108 von 174

110 Windeinspeisung und die Missachtung durch E.ON Netz, dass im Umspannwerk Wehrendorf eine zum Umspannwerk Landesbergen abweichende Grenzbelastung vorgegeben war, ausgelöst wurde. Abbildung 7-11 zeigt den Verlauf der übertragenen Leistung der Trasse Conneforde-Diele und Landesbergen-Wehrendorf. Deutlich zu sehen ist der sprunghafte Anstieg der übertragenen Leistung der Trasse Landesbergen-Wehrendorf nach Abschaltung der Trasse Conneforde-Diele und der kontinuierliche Anstieg ab ca. 22:00 Uhr, der letztendlich zu der Notabschaltung um ca. 22:10 Uhr führte. Abbildung 7-12 zeigt die entstandenen drei Teilnetz in der UCTE-Zone. In den drei Bereichen herrschte auf Grund des unterbrochenen Stromhandels Über- bzw. Unterversorgung an Strom. In der Abbildung wird das Ungleichgewicht zwischen Stromerzeugung und Stromverbrauch in Form eines Erzeugungsüberschusses (positive Werte) oder defizits (negative Werte) dargestellt. In allen drei Teilbereichen mussten daher Regelmaßnahmen zur Frequenzstabilisierung eingeleitet werden. PSW waren dabei in allen drei Teilnetzen an den Regelungsmaßnahmen beteiligt. Im Folgenden wird die Rolle der PSW im westlichen Teilnetz, in das auch das geplante Neubauprojekt Atdorf fällt, im Detail beschrieben. Abbildung 7-11: Übertragene Leistung der Trassen Conneforde-Diele und Landesbergen- Wehrendorf UCTE Final Report System Disturbance 2006, S. 20. Seite 109 von 174

111 MW MW MW Abbildung 7-12: Über- bzw. Unterversorgung der drei Teilnetze im Rahmen der UCTE Großstörung direkt nach der Trennung in die drei Teilnetze und daraus resultierende Frequenzabweichungen Frequenzhaltung und Netzsynchronisation im westlichen Teilnetz Innerhalb von 8 Sekunden nach Zerfall des UCTE-Gesamtnetzes fiel die Frequenz im westlichen Teilnetz auf knapp unter 49 Hz ab. Ursache für diesen Frequenzverlust war eine Reihe von Ereignissen. Auf Grund der ausbleibenden Stromimporte aus Osten sank die Netzfrequenz ab. In Folge dieser Frequenzabsenkung trennten sich 60 % der Windkraftanlagen, 30 % der KWK-Anlagen und weitere kleine im Verteilnetz angeschlossener Erzeugungseinheiten automatisch vom Netz. Insgesamt gingen MW Generatorleistung auf Grund des Frequenzabfalls vom Netz. Gemäß dem UCTE-Regelwerk muss im Fall einer Frequenzabsenkung auf unter 49,5 Hz die gesamte am Netz befindliche Pumpleistung abgestellt und ab 49 Hz als letzte Maßnahme schrittweise weiterer Lastabwurf (einzelne Verbraucher, Teilnetze) vorgenommen werden, um die Netzfrequenz zu stützen. Entsprechend dieser Regelungen wurden im Verlauf der Störung MW Pumpleistung und MW weitere Last im westlichen Teilnetz abgeworfen. Im deutschen Teil des westlichen Teilnetzes wurden MW Last abgeworfen. 20 % dieser abgeworfenen Last bestand aus abgeschalteten Pumpen der PSW. Zur Stabilisierung der Netzfrequenz wurde von den Übertragungsnetzbetreibern neben dem Lastabwurf die vorgehaltene Regelenergie aktiviert. Durch die Stabilisierung der Netzfrequenz schalteten sich die vorher automatisch vom Netz getrennten Erzeugungskapazitäten wieder zu. Rückblickend bleibt festzustellen, dass fehlende Informationen und fehlende Kontrolle der ÜNB über die im Verteilnetz angeschlossenen und automatisch gesteuerten Kapazitäten als kritisch einzustufen sind, da hierdurch die Handlungsmöglichkeiten der ÜNB begrenzt werden. Die Netzsynchronisation der drei Teilnetze wurde in zwei Schritten durchgeführt. Zuerst erfolgte die Synchronisation von Bereich I und II, in Deutschland unter der Beteiligung von E.ON Netz und RWE Netz. Dabei wurden mehrere erfolglose Versuche zur Verbindung der beiden Netze unternommen, bis gegen 140 UCTE Final Report System Disturbance 2006, S. 21. Seite 110 von 174

112 23 Uhr in mehreren Schritten, die erfolgreiche Vereinigung der beiden Teilnetze stattfand. Zuletzt wurde die Netzsynchronisation der Bereiche I+II mit dem Bereich III abgeschlossen. Abbildung 7-13 zeigt den zeitlichen Verlauf der Frequenz in den drei Regelzonen. Der massive Frequenzabfall im westlichen Teilnetz wird durch den gelben Graphen dargestellt. Abbildung 7-13: Frequenzverlauf der Teilnetze während der UCTE-Großstörung am Situation im östlichen Teilnetz währende der UCTE Großstörung In Folge des Zerfalls des UCTE Gesamtnetzes in drei Teilnetze entstand im östlichen Teilnetz eine massive Überversorgung von MW, die den Anstieg der Netzfrequenz auf 51,4 HZ nach sich zog. Die vorgehaltene Primärreserve von 700 MW war nicht ausreichend, um den Frequenzanstieg zu begrenzen. In Folge des Frequenzanstieges schalteten sich MW WEA automatisch ab. Daraufhin senkte sich die Frequenz auf 50,3 Hz ab, worauf eine Reaktivierung der WEA und ein erneuter Anstieg der Frequenz folgten. Zur weiteren Frequenzabsenkung wurde in der östlichen Regelzone Pumpleistung aktiviert und konventionelle Kraftwerke weiter gedrosselt bzw. abgeschaltet. Die spezielle Situation in der Regelzone von Vattenfall Europe Transmission GmbH stellte sich noch dramatischer dar. 142 Auf Grund der relativ hohen regionalen Windenergieeinspeisung waren die konventionellen Kraftwerke bereits gedrosselt und die Verringerung ihrer Leistung nur um 600 MW möglich. Eine weitere Einsenkung der überschüssigen Erzeugung war nur mit der Aktivierung von insgesamt MW Pumpleistung möglich. Der Zusammenbruch des östlichen Teilnetzes wäre ohne diese Pumpleistung wahrscheinlich gewesen UCTE Final Report System Disturbance 2006, S Seit umbenannt in 50Hertz Transmission GmbH. 143 dena NNE-Pumpspeicher 2008 Seite 111 von 174

113 7.4 Zukünftige Bedeutung von PSW und ihre Rolle im deutschen und europäischen Energiesystem Die Funktion des europäischen Hochspannungsübertragungsnetzes dient nicht mehr ausschließlich wie ursprünglich angedacht der gegenseitigen Stützung und damit der gegenseitigen Absicherung der Versorgungssicherheit. Vielmehr wird es mittlerweile für die immer weiter steigenden transnationalen Stromflüsse in Europa genutzt. Die weitere Entwicklung des gemeinsamen europäischen Strommarkts und die Einspeisung aus EE werden zukünftig zu einer weiteren Erhöhung der transnationalen Stromflüsse führen. 144 PSW bzw. Stromspeicher im Allgemeinen sind ein wichtiges Baustein eines flexiblen Stromsystems, die zur Stabilität des Netzbetriebs und zum Funktionieren des Marktes beitragen Netzintegration fluktuierender Stromeinspeisung aus Windenergie und Photovoltaik Der Anteil der EE an der europäischen Stromversorgung wird zukünftig deutlich zunehmen. Neben Deutschland haben auch verschiedene Regierungen der Nachbarländer feste Ausbauziele gesetzlich verankert. Die EU hat das Ziel, den Anteil EE bis 2020 auf 20 % am Gesamtenergieverbrauch zu steigern. Dabei kommt der Windenergie besondere Bedeutung zu. In der Studie TradeWind geht ein internationales Konsortium davon aus, dass die installierte Windenergiekapazität bis zum Jahr 2020 auf bis zu 250 GW ansteigt. Auch die Photovoltaik soll bis 2020 einen maßgeblichen Anteil an der europäischen Stromversorgung haben. Wie in Kapitel 1 dargestellt, soll allein in Deutschland der Anteil der EE auf bis zu 34 % an der Stromerzeugung gesteigert werden. 145 Damit wird insbesondere der wetterbedingt fluktuierende und nicht exakt prognostizierbare Anteil der Stromeinspeisung aus Windenergie und Photovoltaik-Anlagen steigen. Vor diesem Hintergrund wird erwartet, dass sich die zeitlichen Abweichungen zwischen Last und Erzeugung verstärken. Wie in Kapitel dargestellt, ist für einen sicheren Netzbetrieb ein Gleichgewicht von Last und Erzeugung von essentieller Bedeutung. Der Ausgleicht der Fluktuation kann durch verschiedene Mechanismen erfolgen: Konventionelle Kraftwerke können soweit möglich in ihrer Erzeugung geregelt werden. Durch nationalen und transnationalen Netzausbau kann ein Ausgleich zwischen verschiedenen Regionen erzielt werden. Der erzeugte Strom kann eingespeichert und zeitlich versetzt genutzt werden. Weiterhin wird es in Zukunft wiederholt zu Situationen kommen, in dem die gesamte Erzeugung aus erneuerbaren Energien die Netzlast übersteigt Netzintegration erneuerbarer Energien in Deutschland Die dena-netzstudie I untersuchte die Notwendigkeit des Energieexports oder der Energiespeicherung für Starkwind-Schwachlast-Situationen bis Diese Situationen sind dadurch gekennzeichnet, dass zu Zeitpunkten mit geringem Stromverbrauchs, wie nachts und am Wochenende, die in Deutschland 144 UCTE Final Report System Disturbance 2006, S BMU Leitszenario Vgl. auch Fußnote UnterBerücksichtigung der zum Zeitpunkt der Studienerstellung vorgegebenen EE-Ausbauzielen der Bundesregierung. Seite 112 von 174

114 installierten WEA auf Grund guter Windverhältnisse große Mengen Windenergie einspeisen. Abbildung 7-14 stellt die zukünftige Entwicklung von Last und Erzeugung in der beschriebenen Situation dar Leistung in GW Export, zusätzliche Speicher, Lastmanagement ,1 3,2 9,1 14 Netzverluste 0,8 0,8 1,4 2,1 Pumpspeicher Last Wind konv./steuerbare Erzeugung Abbildung 7-14: Entwicklung von Erzeugung und Last bei Starkwind-Schwachlast 147 Da konventionelle Kraftwerke nur um ein gewisses Maß gedrosselt werden können, ist ein gewisser Anteil Must-Run-Kapazität zur Sicherung des Netzbetriebs stets notwendig. In allen dargestellten Jahren übersteigt der Anteil der Summe aus Windenergie (grün dargestellt) und Must-Run-Kapazitäten (blau dargestellt) die Gesamtlast (violett dargestellt) in Schwachlast-Starkwind-Situationen. Unter Berücksichtigung von Netzverlusten und der bestehenden Speicherkapazitäten musste in 2007 ein Teil des Stroms exportiert werden. Der Anteil des notwendigen Exports bzw. der notwendigen Speicherung steigt bis zum Jahr 2020 auf bis zu 14 GW an. Stromexport ist aufgrund der starken zeitlichen Korrelation der wetterbedingten EE-Einspeisung nicht in jedem Fall möglich, so dass der Aufbau zusätzlicher Speicherkapazitäten unbedingt notwendig ist, wenn der klimaneutral erzeugte Strom nicht ungenutzt verworfen werden soll. 147 dena NNE Pumpspeicher 2008, S.53. Seite 113 von 174

115 7.4.3 Europaweiter Ausgleich fluktuierender Einspeisung der Windenergieerzeugung. Grundsätzlich gilt, dass eine höhere räumliche Verteilung von Windenergieanlagen eine ausgeglichenere Windenergieeinspeisung zur Folge hat, da die Fluktuation der WE-Einspeisung eines einzigen Standortes größer ist als die aggregierte Windenergieeinspeisung verteilter Anlagen. Anders ausgedrückt: Gebiete mit momentan hoher Windstärke können die geringe Windeinspeisung in momentan windschwachen Regionen kompensieren. Die Ausgleichseffekte wachsen dabei mit der Größe der betrachteten Region, insbesondere wenn diese sich über die Größe von Wettersystemen (Hochdruckund Tiefdruckgebiet) ausdehnt. So kann bei Betrachtung der aggregierten Windenergieeinspeisung in Europa mit einer erheblichen Einspeiseglättung gerechnet werden. 14% Kapazitätskredit, relativ in % 12% 10% 8% 6% 4% 2% 0% Ausgleichseffekte Durchschnitt des Leistungskredits der EU 25 unter Vernachlässigung von Ausgleicheffekten Durchschnitt des Leistungskredits der EU 25 mit Windaustausch zur Vergleichmäßigung dena, TradeWind 2008 Individual Individuell Clusterd Vergleichmäßigung Abbildung 7-15: Steigerung des Leistungskredits durch Ausnutzung von Ausgleichseffekten 148 Die Fluktuation der Einspeisung kann anhand des Leistungskredits gemessen werden. Der Leistungskredit der Windenergie beschreibt den Anteil der konventionellen Erzeugungsleistung der durch den Kapazitätsausbau der Windenergie ersetzt werden könnte, ohne dass die Versorgungssicherheit nachlässt. In der Studie TradeWind wurde ein Leistungskredit der Windenergie von 14 % für das Jahr 2020 errechnet. Das heißt, dass mit den 41,9 GW installierter Windleistung 2,9 GW konventionellen Leistung substituiert werden können. Betrachtet man nun den Leistungskredit auf europäischer Ebene so errechnete die im Jahr 2008 veröffentlichte EU-Studie zur Windintegration TradeWind, dass für das Jahr 2020 der Leistungskredit der Windenergie der Einzelländer (ohne Ausgleichseffekte) bei durchschnittlich 7 % liegt. Werden nun Ausgleichseffekte berücksichtig so kann der Leistungskredit in Europa auf durchschnittlich 14 % gesteigert werden (vgl. Abbildung 7-15). 149 Dies setzt aber auch ausreichend nationale und transnationale Übertragungskapazität voraus. Der Leistungskredit der PV liegt bei deutlich tieferen Werten, da nachts ohne Speichereinsatz schlicht keine Einspeiseleistung zur Verfügung steht. 148 Eigene Darstellung.Vgl. TradeWind Stand Seite 114 von 174

116 Dieses Ergebnis zeigt, dass langfristig die europäischen Ausgleichseffekte zwar den Leistungskredit steigern können, dass aber immer noch nur ein Bruchteil der installierten Windleistung als gesichert betrachtet werden kann. Langfristig ist daher die Speicherung des Stroms auch auf europäischer Ebene die einzige Möglichkeit eine zeitliche Entkoppelung von Verbrauch und Erzeugung zu ermöglich. Dieser Aspekt wird mit Blick auf die zukünftige Entwicklung der EE-Kapazitäten immer wichtiger. Insbesondere der Einsatz von Speichern und damit die Lastglättung unter betriebswirtschaftlichen Gesichtspunkten werden immer attraktiver, da die Überdeckung der Last durch EE in diesen Zeiten auch die Strompreise erheblich dämpfen wird. Wie bereits derzeit immer häufiger vorkommend, ist sogar mit dem Auftreten negativer Strompreise über längere Perioden zu rechnen. Gleichzeitig ist zu Zeiten geringer EE-Einspeisung ein deutlich höherer Strompreis zu erwarten. Diese Differenz kann von den Speichern genutzt und gedämpft werden. Diese Speichereinsatzweise senkt schließlich die gesamten Systemkosten und so auch die Strompreise für den Endverbraucher Bedeutung der PSW im europäischen Kontext Wie zu Beginn dieses Kapitels beschrieben nehmen die transnationalen Stromflüsse in Europa zu. Der grenzübergreifende Stromhandel steigt in Folge der Liberalisierung des Marktes, sowie aus der Notwendigkeit, die fluktuierende Energieeinspeisung aus EE auszugleichen. Dies führt insgesamt zu einer zunehmenden Flexibilisierung des europäischen Stromsystems. Im Folgenden werden ausgewählte Forschungsprojekte, politische Initiativen, (geplante) Netzausbauprojekte und andere Entwicklungen, die das Zusammenwachsen eines europäischen Strommarkts unterstützen oder umsetzen, kurz dargestellt. Das in 2009 abgeschlossene EU-Projekt TradeWind untersuchte Hemmnisse und Nutzen einer europaweiten Integration fluktuierender Windenergieeinspeisung. 150 Eines der zentralen Ergebnisse der Studie ist die Erkenntnis, dass sich der Kapazitätskredit der installierten Windenergie bei einer europaweiten Integration durch Netzausbau etwa verdoppeln lässt (vgl. auch vorherigen Absatz). Im laufenden EU-Projekt OffshoreGrid werden die politischen, technischen, wirtschaftlichen und regulatorischen Rahmenbedingungen für den Aufbau eines Offshore-Netzes in der Nord- und Ostsee untersucht. 151 Die Modellierung eines Netzes bezieht sowohl den europäischen Energiemarkt als auch bestehende Planungen und Richtlinien ein. Dabei wird davon ausgegangen, dass ein Offshore-Netz nicht nur zur Anbindung der Offshore-Windparks dienen wird, sondern vielmehr auch zum grenzüberschreitenden Stromhandel und Austausch der fluktuierenden Energien. Ein Ansatz auf dem Weg zu einem integrierten europäischen Energiemarkt ist der Zwischenschritt über die Definition von sieben europäischer Regionen, in denen die beteiligten Länder Schritte zur Schaffung eines gemeinsamen Markts unternehmen. 152 Die Region Central-West (Belgien, Frankreich, Deutschland, Luxemburg und die Niederlanden) hat hierzu das Pentalaterale Energieforum gegründet, um die Bemühungen der Region zu einem integrierten Markt zu gelangen voranzutreiben Für weitere Informationen zum EU-Projekt TradeWind siehe Stand: Für weitere Informationen zum EU-Projekt OffshoreGrid siehe Stand: Für weitere Informationen zu den sieben Marktregionen siehe z.b. Stand: Für weitere Informationen zum pentalateralen Energieforum siehe z.b. Stand: Seite 115 von 174

117 Ein europäischer Energiemarkt verlangt auf verschiedenen Ebenen auch regulierende Europäische Institutionen. Diese Herausforderung wurde erkannt. So wurden z.b. die europäische Energieregulierungsbehörde ERGEG (European Energy Regulators) und die ENTSOE (European Transmission System Operators) gegründet. Die Netzplanung wird von den Übertragungsnetzbetreibern auch auf europäischer Ebene betrieben. 154 Die ENTSOE hat hierzu mit der Ausarbeitung eines 10-Jahresplans begonnen. 155 Länderübergreifende Systemdienstleistungen. Neben dem Stromhandel werden auch Systemdienstleistungen über Grenzen hinweg angeboten. So beziehen beispielsweise deutsche Übertragungsnetzbetreiber Systemdienstleistung aus dem luxemburgischen PSW Vianden. Beispiele realisierter transnationaler Stromtrassen. Der zunehmende europäische Handel wird auch durch die wirtschaftsgetriebene Realisierung transnationaler Stromtrassen wie z.b. des NorNed und der Planung des NorGer Kabels belegt. 156 Durch diese Kabel wird es möglich bedeutende Strommengen zwischen Skandinavien und dem europäischen Festland zu verschieben. Dabei ist auch denkbar, dass deutscher Überschussstrom aus Starkwind-Schwachlast-Situationen zukünftigin Teilen in skandinavischen Wasserkraftwerken eingespeichert wird. Europäische Speichernutzung/ Integration erneuerbarer Energien. Auch die Integration der fluktuierenden Einspeisung erneuerbarer Energien wird bereits heute auf transnationaler Ebene realisiert. So wird der in Deutschland zu Zeiten hoher Windeinspeisung sehr niedrige oder gar negative Strompreis zur Auffüllung österreichischer PSW genutzt. 7.5 Fazit PSW stellen mit über 90 % die dominierende großtechnische Speichertechnologie für elektrische Energie in Deutschland dar. Auf Grund ihres relativ hohen Wirkungsgrads und ihrer flexiblen Einsetzbarkeit können sie wirtschaftlich betrieben werden. Durch die Bereitstellung verschiedener Systemdienstleistungen sind PSW ein wichtiger Bestandteil der deutschen Stromversorgung. Als Bereitsteller von Regelenergie und Blindleistung tragen sie wesentlich zur Stabilität der Übertragungsnetze bei. Dabei ist hervorzuheben, dass PSW sich zur Erbringung aller drei verschiedenen Regelenergiearten eignen. 157 Laut TransmissionCode 2007 müssen alle Erzeugungseinheiten > 100 MW in der Lage sein, zur Primärregelung beizutragen. 158 Davon können auch PSW betroffen sein. Insbesondere eigenen sie sich jedoch auf Grund ihrer schnellen und hoch flexiblen Regelbarkeit zur Bereitstellung der Sekundär- und Minutenreserve. In Folge der marktgesteuerten Fahrweise und der daraus folgenden Glättung der Residuallast senken PSW die Systemkosten für die Strombereitstellung. Durch die Eigenschaft der Schwarzstartfähigkeit dienen sie im Krisenfall als Ausgangspunkt für den Netzwiederaufbau. Auch im Rahmen der 154 Für weitere Informationen zur ENTSOE siehe Stand: Für weitere Informationen zur ERGEG siehe Stand: Für weitere Informationen zum 10-year network development plan siehe Stand: Für weitere Informationen zur NordNet-Trasse siehe Stand: Für weitere Informationen zur NorGer-Trasse siehe Stand: Für die Erbringung von Primärregelenergie muss sich das PSW im Pump- oder Turbinenbetrieb befinden. 158 VDN TransmissionCode 2007, S. 18. Seite 116 von 174

118 zunehmenden Flexibilisierung der Übertragungsnetze können sie diese entlasten und damit einen Beitrag zur Versorgungssicherheit leisten. Der konkrete Krisenfall UCTE Großstörung 2006 mit starker Unterversorgung an Strom im westlichen Teilnetz verdeutlicht die Bedeutung von PSW für die Versorgungssicherheit auch im Krisenfall. An der Behebung der Störung waren PSW sowohl durch den Abwurf von Pumplast, als auch die Aktivierung von Regelenergie wesentlich beteiligt. Der letzte Abschnitt dieses Kapitels zeigt, dass die zukünftigen Herausforderungen der europäischen Stromversorgung im Ausgleich der fluktuierenden Windenergieeinspeisung und Flexibilisierung der Erzeugung und Verteilung liegen. Der Ausgleich der fluktuierenden Windeinspeisung ist zwingend notwendig, um zum einen auch zukünftig eine hohe Versorgungssicherheit für alle Verbraucher gewährleisten zu können, und zum anderen den CO 2 -arm produzierten fluktuierenden erneuerbaren Strom bestmöglich ausnützen zu können. In diesem Zusammenhang spielen PSW schon heute eine wichtige Rolle. Sie können als einzige weltweit angewandte großtechnische Stromspeichertechnologie Erzeugung und Verbrauch zeitlich entkoppeln. 159 Zukünftig wird diese Fähigkeit im europäischen Stromversorgungsnetz verstärkt nachgefragt werden, da mit zunehmendem Ausbau EE auch Erzeugungssituationen mit Stromüberfluss zunehmen werden. Die Flexibilisierung der Verteilung und Erzeugung verlangt ein europäisches Stromübertragungsnetz, das den hierdurch gesetzten Anforderungen gerecht wird. Die Verschiebung von Energiemengen über Ländergrenzen hinweg wird deutlich zunehmen. Dabei auftretende Schwankungen müssen durch flexible Erzeugungseinheiten ausgeglichen werden. PSW sind in der Lage, diese Systemdienstleistungen bereit zu stellen und tragen so zur Stabilität der Stromversorgung bei. Zusammenfassend ist festzuhalten, dass PSW heute die dominierende großtechnische Speichertechnologie für Strom in Deutschland sind (laut einer BMWi Auftragsstudie stellen PSW heute 95 % der in Deutschland verfügbaren netzgekoppelten Speicherleistung für elektrische Energie dar). 160 Aufgrund Ihrer vielseitigen Einsetzbarkeit sind sie elementarer Bestandteil des deutschen Stromversorgungssystems und ein wichtiger Garant für die Versorgungssicherheit. Zukünftig ist mit steigender fluktuierender Einspeisung aus EE und der europäischen Vernetzung mit einer steigenden Bedeutung großtechnischer Speicher und damit auch von PSW auszugehen. 159 Es existieren derzeit weltweit nur zwei Druckluftspeicher. Vgl. z.b. Kapitel BMWi Speichertechniken 2009, S. 13. Seite 117 von 174

119 8 Preisdämpfungseffekte an der Strombörse durch den Einsatzes des PSW Atdorf In Kapitel wird dargestellt, welche Effekte durch die marktgesteuerte Fahrweise des PSW erreicht werden können. Eine solche Fahrweise soll im Folgenden auf Basis realer Markt- und Erzeugungsdaten des Jahres 2008 sowie den Leistungsdaten des geplanten PSW Atdorf simuliert werden. Zum einen wird die preisgesteuerte Fahrweise des PSW Atdorf simuliert, d.h. der marktgesteuerte Einsatz des PSW unter Berücksichtigung der Strompreise am Day-Ahead-Markt, zum anderen der rein technisch-theoretische Einsatz des PSW Atdorf zur Residuallastglättung als Vergleichsergebnis. Die Ergebnisse der beiden Simulationen werden anschließend anhand der generierten Residuallastkurven verglichen. Die Simulation des vorliegenden Kapitels und die Modellierung in Kapitel 10 müssen klar voneinander unterschieden werden. Während die Simulationen des vorliegenden Kapitels auf realen Markt- und Erzeugungsdaten des Jahres 2008 beruhen und so Preiseffekte auf dem Day-Ahead-Markt analysiert werden können, untersucht die Modellierung in Kapitel 10 die Systemkosten der Stromerzeugung auf Grundlage der Grenzkosten und der resultierenden Merit-Order der Kraftwerksparkkapazitäten. Weiterhin wird die Simulation in Kapitel 10 für den Zeitraum 2020 bis 2030 durchgeführt. 8.1 Methodik Als Betrachtungszeitraum wurde exemplarisch das Jahr 2008 gewählt, da dieses zum Zeitpunkt der Studienerstellung das aktuellste Jahr war für das alle Daten vollständig vorlagen. Die Datengrundlage bilden zum einen die Stundenwerte der Spotmarktpreise (Phelix day ahead), Last und Windeinspeisung und zum Anderen die Leistungsdaten des geplanten PSW Atdorf. Die entsprechenden Stundendaten sind bei der Strombörse EEX, der UCTE und den ÜNB erhältlich. 161 Die voraussichtlichen Leistungsdaten des PSW Atdorf wurden von der Schluchseewerk AG zur Verfügung gestellt. Ein wichtiger Aspekt der Simulationen ist, dass reale Zeitreihen aus dem Jahr 2008 verwendet werden und auf diesen aufbauend der Einsatz des PSW Atdorf simuliert wird. Es wird also folgende Betrachtung durchgeführt: Welche Preiseffekte und Residuallastglättung würde sich ergeben, wenn das PSW Atdorf im Jahr 2008 auf dem Strommarkt eingesetzt worden wäre. Weiterhin ist zu beachten, dass der Speichereinsatz auf der Annahme vollständiger Information der zukünftigen Day-Ahead-Preise, Last und Windeinspeisung beruht. Unter marktgesteuerter Fahrweise wird ein Einsatz des PSW verstanden, bei dem die Preisdifferenz zwischen Ein- und Ausspeisezeitpunkt größer bzw. gleich dem Wirkungsgradverlust des PSW ist. Dieses Prinzip gewährleistet, dass durch den Betrieb des PSW dem Betreiber keine negativen variablen Kosten entstehen. Dabei berücksichtigt das Modell, dass die Ein- bzw. Ausspeicherung durch das PSW Atdorf zum jeweiligen Zeitpunkt durch Erhöhung der Stromnachfrage (Einspeicherung) bzw. Erhöhung des Stromangebots (Ausspeicherung) den aktuellen Strommarktpreis verändert. Diesem Umstand wird durch die Einbeziehung einer Preis-Residuallastfunktion in der Simulation Rechnung getragen. Als Grundlage der Ermittlung dieses Zusammenhangs dienen die Stundenwerte der Residuallast und der Strompreise (Phelix-Day-Ahead) des Jahres Um die Einflüsse jahreszeitlicher Veränderungen auszuschließen, Stand: Stand: Stand: Seite 118 von 174

120 wurde der Betrachtungszeitraum in Teilintervalle eingeteilt und für jedes Intervall der entsprechende Preis Residuallast-Zusammenhang ermittelt. Es zeigt sich der erwartete Zusammenhang: Mit steigender Residuallast steigt auch der Spotmarktpreis an. Abbildung 8-1 zeigt den Zusammenhang beispielhaft die Residuallast-Preisfunktion für ein Teilintervall des Jahres Es wird deutlich, dass der stärkste Zusammenhang zwischen Residuallast und Preis im unteren und oberen Residuallastbereich besteht. Der Zusammenhang spiegelt die Abbildung der Merit-Order des Kraftwerksparks in den realen Day-Ahead- Daten des Jahres 2008 wider Spotmarktpreis [ /MW] Residuallast [MW] Abbildung 8-1: Zusammenhang von Spotmarktpreis und Residuallast Neben der marktgesteuerten Fahrweise wird in einem weiteren Schritt die rein technisch-theoretische Glättung der Residuallast durch das Programm simuliert. Unter Glättung wird hier verstanden, dass die Maxima der Residuallastkurve durch Ausspeicherung des PSW verringert und die Minima durch Einspeicherung erhöht werden. Die beschriebene Glättung führt damit nicht nur zu einer Veränderung der Extremwerte im Jahresverlauf, sondern auch zu einer Glättung im Tagesverlauf. Dieser beschriebene theoretisch-technische Ansatz findet in der Praxis keine Anwendung, da er der ökonomischen Verfahrensweise bei der Steuerung von PSW teilweise widerspricht. Aus volkswirtschaftlicher Perspektive kann eine Residuallastglättung i.a. als positiv bewertet werden. Abschließend werden die Ergebnisse der beiden simulierten Fahrweisen anhand ihrer Größe geordneten Residuallastkurven verglichen. So kann abgeschätzt werden, inwiefern sich die Fahrweisen, die auf grundlegend anderen Steuerungsmechanismen beruhen, unterscheiden. Der oben dargestellte positive Zusammenhang der Residuallast und des Day-Ahead-Preises lässt erwarten, dass sich der Einsatz in beiden Simulationen ähnelt. Abbildung 8-2 zeigt schematisch die angewandte Methodik. Seite 119 von 174

121 Abbildung 8-2: Methodik zur Simulation der kostenoptimaler Fahrweise und des Einsatzes zur Residuallastglättung 8.2 Ergebnisse bei kostenoptimaler Fahrweise Als Ergebnis der marktgesteuerten Fahrweisee ergeben sich geändertee Zeitreihen des Preises und der Residuallast. Aus diesen lassen sich unter Einbeziehung der an der Strombörse gehandelten Volumina Kosteneffekte am Strommarkt errechnen. Tabelle 8-1: Ergebnisse des preisoptimalen Einsatz des PSW Atdorf im Jahr 2008 Ist-Daten 2008 Ergebnis Differenz Differenz Simulation absolut prozentual Arithmetisches 65,756 Mittel 65,731 0,025-0,04 % Preis [ /MWh] Gewichtetes 66,76 Mittel 66,62-0,14-0,22 % Max. 494,26 472,40-21,86 Min. -101,52-92,47 9,,05 Umsatz [Mio. /a] ,22 % Seite 120 von 174