Die Rolle von Speichern im zukünftigen Elektrizitätssystem eine ökonomische Gleichgewichtsbetrachtung

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1 Die Rolle von Speichern im zukünftigen Elektrizitätssystem eine ökonomische Gleichgewichtsbetrachtung Prof. Dr. Christoph Weber, Bjarne Steffen Dresden, 28. Mai 2013 LEHRSTUHL FÜR

2 Erneuerbare sind eine leistungsfähige Energiequelle... 2

3 ... aber nicht immer 3

4 Integration fluktuierender Erneuerbarer wesentlicher Treiber für Neubewertung von Speichertechnologien Anteil Erneuerbarer an der Stromerzeugung stark steigend 35 % im Jahr 2020 und 80% im Jahr 2050 (EEG 2012, 1 Abs. 2) 38 % im Jahr 2020 (KOM / 2011 / 0031) Integration fluktuierender Erneuerbarer ist Herausforderung Wind und PV haben niedrigen Kapazitätskredit Flexibilität und Verfügbarkeit konventioneller Erzeugung nicht unbedingt gegeben Überschussproduktion in einzelnen Stunden Stromspeicher als ideale Ergänzung? Ausbau der Speicherkapazitäten von Politikern gewünscht Verschiedene neue Pumpspeicherprojekte in Deutschland Studien ermitteln Speicherbedarf zwischen 1 TWh und 40 TWh Alternativ jedoch auch Nutzung thermischer Back up Kapazitäten möglich 4

5 [MW] LEHRSTUHL FÜR Beispiel Einspeisung und Last im Jahr 2050 für Szenario entsprechend BMU Leitstudie 2011 Solar Wind Onshore Wind offshore Geothermie Wasser Last 5 Quelle: Eigene Berechnung : : : : : : : : : : : : : :00

6 Dauerlinie der Last und der Residuallast 2050 für Szenario entsprechend BMU Leitstudie 2011 LEHRSTUHL FÜR nach Abzug fluktuierender Erneuerbarer 6 Quelle: Eigene Berechnung 6

7 Überblick 1. Einleitung 2. Welche Speicher sind möglich? Technologieüberblick 3. Wieviel Speicher ist optimal? Analytisches Modell 4. Wieviel Speicher ist in Deutschland optimal? Modellanwendung 5. Was sind weiterführende Fragen? Schlussbetrachtung 7

8 Klassifikation Speicher nach der gespeicherten Energieform Elektrische Energie Doppelschichtkondensatoren Supraleitende Spulen Kinetische bzw. potentielle Energie Schwungmassespeicher Pumpspeicherkraftwerke Druckluftspeicherkraftwerke Chemische Energie Elektrochemische Speicher mit internem Speicher Niedertemperatur: Blei Säure, NiCd, NiMH, Li Ionen, Hochtemperatur: NaS, NaNiCl Elektrochemische Speicher mit externem Speicher Redox Flow: ZiBr, Vanadium, Zi Luft Power to Gas: Wasserstoff, Synthetisches Methan Thermische Energie 8

9 Kriterien zur differenzierten Bewertung von Speichertechnologien LEHRSTUHL FÜR Kapazität / Leistung Zykluswirkungsgrad Energiedichte (volumetrisch und massebezogen) Zugriffszeit Akzeptanz Wirtschaftlichkeit Marktreife 9

10 Speichertechnologien nach Leistung und Entwicklungsstand Quelle: Eigene Darstellung in Anlehnung an BMWi 2009 Großtechnisch kurz- und mittelfristig nur Pumpspeicher verfügbar 10

11 Abhängig von: Betrachtungsjahr Nutzungsfall Kosten der eingespeicherten Energie Lokalen Gegebenheiten 5 0 Speicherkosten Quellen: Bünger et al. (2009), Droste-Franke et al. (2011), Müller-Syring (2011), Hartmann et al. (2012), dena (2012) Lastfall: Tägliche oder untertägliche Ladezyklen Systemorientierte Betrachtung erforderlich Pumpspeicher kurz und mittelfristig günstigste Speichertechnologie 11

12 Pumpspeicher Projekte im deutschen Stromsystem bis 2019 PSW Turbinenkapazität (MW) Stadtwerke Großunternehmen % +51% Vorhand. Anlagen Vianden M11 Haldenkraftwerk e Ruhr Blautal Waldeck 2 plus Fertigstellung bis 2016 möglich Schweich Riedl Atdorf HeimbachSimmerath Nethe Forbach neu Mögliche Kapazität Quelle: Steffens 2012 Fertigstellung bis 2019 möglich Erhebliches Erweiterungspotenzial mittelfristig Verdopplung des Speichervolumens auf rund 80 GWh möglich Langfristig Speicherpotenzial nicht ausreichend 12

13 Überblick 1. Einleitung 2. Welche Speicher sind möglich? Technologieüberblick 3. Wieviel Speicher ist optimal? Analytisches Modell 4. Wieviel Speicher ist in Deutschland optimal? Modellanwendung 5. Was sind weiterführende Fragen? Schlussbetrachtung 13

14 Ausgangspunkt: Optimale Kapazitätsplanung Peak load Pricing Ziel: Analytische Ermittlung der optimalen Speicherkapazität Wohlfahrtsoptimum Fokusauf Ein /Ausspeicherleistung Existierende theoretische Analysen Zwei Perioden Modelle mit Peak Load Pricing: Jackson (1973), Gravelle (1976) Einzelwirtschaftliche Speicheroptimierung: z. B. Horsley and Wrobel (2002) Optimaler Speicherbetrieb: Crampes und Moreaux (2010) Eigener Beitrag Analytisches Verständnis im Hinblick auf Erneuerbare + konventionelle Erzeugung Betrachtung eines ganzen Jahres statt Zwei Perioden Setup 14

15 Grundmodell: Lastdeckung durch zwei thermische Kraftwerke, dargebotsabhängige Erneuerbare & Speicher Grundlast KW c inv,1, c op,1 K 1 Spitzenlast KW c inv,2, c op,2 K 2 y 1 (t) y 2 (t) Elektrisches Netz s + (t) D(t) Speicher KW c inv,s, α K S s (t) Erneuerbare Nachfrage Gegebene Parameter Optimierungsvariable 15

16 Wohlfahrtsoptimum als Ergebnis der Minimierung der Gesamtkosten 16

17 Schritt 0: Kein Speicher, keine Erneuerbare K 2 Q 2 K 1 Q 1 D(t) Übergang zwischen Technologie 1 und Technologie 2 erfolgt bei t 1*, wenn Investitionskostennachteil von Technologie 1 durch Betriebskostenvorteil kompensiert wird C C 2 t c inv,1 c inv,2 t 1 * C 1 T 17

18 Schritt 1: Speicher als Spitzenlast KW ( ), ohne Erneuerbare K s Q s K 2 Q 2 K 1 Q 1 C D(t) C s C 2 Q s α t Übergang zwischen Speicher und Technologie 2 erfolgt bei t 2*, wenn Investitionskostennachteil von Technologie 2 durch Betriebskostenvorteil kompensiert wird c inv,1 C 1 c inv,2 c inv,s t 2 * t 1 * T s + s Realität: Speicher i. d. R. teurer als Gasturbine Speicher nicht Spitzenlast-KW im Modell 18

19 Schritt 2: Speicher als Mittellast KW ( ) Notwendige Bedingungen A. Speicherbetrieb wirtschaftlich Wälzwirkungsgrad 1/ B. Maximale Produktionszeit Annahme Pump & Turbinenleistung identisch Investitionskostennachteil c inv,s A c inv,1 Kein Speicher B Speicher 1/α 1 19

20 Letzter Schritt: Einbeziehung von Erneuerbaren K 2 Q 2 R(t) Wesentlicher Unterschied: Überschussenergie Q F verfügbar K s Q s K 1 Q1 Q s α -Q F Q F t R t C C 2 C s c inv,1 C 1 c inv,s c inv,2 t s * t 1 * T s + s - 20

21 Letzter Schritt: Einbeziehung von Erneuerbaren K 2 K s Q s Q 2 R(t) Q s α -Q F K 1 Q1 Q F t R t Zwei Fälle: c inv,1 c inv,s C C 2 C s C 1 1. Speicherproduktion größer als Überschussmenge: und wie zuvor c inv,2 t s * t 1 * T 2. Speicherproduktion durch Überschussmenge begrenzt: s + und s - Einsatzgrenzen für den Speicher werden angepasst 21

22 Erweiterung: Kosten des Speichervolumens Bislang Speicherkosten nur Funktion der Turbinen & Pumpkapazität K s : In manchen Fällen auch Funktion des Speichervolumens L: Anzahlder (vollständigen) Ladezyklen pro Jahr: Investitionskosten pro Einheit Kapazität: Kosten des Speichervolumens haben Effekt analog zu variablen Kosten: 22 22

23 Überblick Einleitung 2. Welche Speicher sind möglich? Technologieüberblick 3. Wieviel Speicher ist optimal? Analytisches Modell 4. Wieviel Speicher ist in Deutschland optimal? Modellanwendung 5. Was sind weiterführende Fragen? Schlussbetrachtung 23

24 Hoher Anteil an Erneuerbaren führt zu steilen Dauerlinien der Residuallast 24

25 Fünf steuerbare Erzeugungstechnologien berücksichtigt Parameter Einheit Braunkohle Steinkohle GuD Gas turbine Pumpspeicher KW Wirkungsgrad MWh el /MWh th 0,43 0,46 0,56 0,34 Wälzwirkungsgrad MWh out /Mwh in 0,80 CO 2 Emissionskoeffizient t CO 2 / Mwh el 0,99 0,75 0,37 0,60 0 Technische Nutzungsdauer a Gesamte Investitionskosten /kw Fixe Betriebskosten /kw/a 43,26 36,06 13,97 9,69 9,61 Variable Betriebskosten /MWh 1,7 2,9 13,1 19,6 0 Brennstoff Preis [ /MWh th ] Braunkohle 4,28 Steinkohle 9,94 Erdgas 21,90 25

26 Ergebnis: Zunahme an Speicherkapazität mit steigendem Erneuerbaren Anteil sofern CO 2 Preise nicht zu hoch sind Effiziente Kapazität PSW (GW) CO 2 Kosten [ /t] % 40% 60% Anteil Erzeugung aus Erneuerbaren 26

27 Fazit Peak Load Pricing Ansatz liefert einheitlichen Rahmen für die Bewertung der wirtschaftlichen Vorteilhaftigkeit von Speichern Berücksichtigung von Lastdauerlinien, Erneuerbaren und konventionellen Kraftwerken Kritisches Kostenniveau identifizierbar damit Speicher Teil des Portfolios sind Einfluss der Erneuerbaren: Überschussproduktion und Veränderung der residualen Lastkurve Fallstudie für Deutschland verdeutlicht starke Abhängigkeit von CO 2 Kosten Effiziente Speicherkapazität steigt um 50 % an mit höherer Erneuerbaren Produktion, trotz niedrigerer Spitzenlast Bei CO 2 Kosten von 25 /t jedoch ineffizient, außer bei Erneuerbaren Anteilen über 40 % Kommen deutsche Pumpspeicherprojekte zu früh? Trade off zwischen größeren Turbinen und größeren Reservoirs noch näher zu analysieren Lastdauerlinie umfasst keine Informationen über Zyklen Optimale Speicherbeckengröße in einem nächsten Schritt zu untersuchen 27

28 Vielen Dank! Kontakt: Prof. Dr. Christoph Weber E Mail: christoph.weber@uni due.de Tel.: 0201/ LEHRSTUHL FÜR