Optimierte Netz- und Marktintegration von Windenergie und Photovoltaik durch Einsatz von Energiespeichern

Transkript

1 Optimierte Netz- und Marktintegration von Windenergie und Photovoltaik durch Einsatz von Energiespeichern 7. Internationale Energiewirtschaftstagung, Wien, Februar 2011 Dipl.-Ing. Annedore Kanngießer Folie 1

2 Hintergrundinformationen Erste Ergebnisse aus dem Projekt Netzintegrierte Stromspeicher * Abschlussbericht: Sommer 2011 Projekt-Konsortium: * Das diesem Bericht zugrunde liegende Vorhaben wurde mit Mitteln des Bundesministeriums für Wirtschaft und Technologie aufgrund eines Beschlusses des Deutschen Bundestages unter den Förderkennzeichen A, B und C gefördert. Die Verantwortung für den Inhalt dieser Veröffentlichung liegt beim Autor. Fraunhofer

3 Folie 3 Motivation & Zielstellung

4 Herausforderung Netz- und Marktintegration Windenergie Photovoltaik Stark fluktuierendes Einspeiseverhalten erschwert Netzintegration Rückspeisungen in das übergelagerte Netz geschehen immer häufiger Probleme bei Einhaltung des zulässigen Spannungsbandes im NS-Netz EEG-Prinzipien Einspeisevorrang und fixe Vergütung setzen keinen Anreiz für bedarfsgerechte Einspeisung (keine echte Marktteilnahme) EEG-Prinzipien Einspeisevorrang und fixe Vergütung setzen keinen Anreiz für bedarfsgerechte Einspeisung (keine echte Marktteilnahme) Direktvermarktung von Windstrom nach 17 (und 37) EEG 2009 Eigenverbrauchsregelung von PV- Strom nach 33 EEG 2009 Unterstützender Einsatz von Energiespeichern Folie 4

5 Zielstellung Zielstellung: Bewertung der möglichen Energiespeicherdienstleistungen Fallstudie 1: Direktvermarktung von Strom aus Windenergie am Spotmarkt Großtechnischer Stromspeicher am Standort des Windparks zur Verstetigung und Verlagerung des Windstroms Geeignete Technologien: (Pumpspeicherkraftwerk), Druckluftspeicherkraftwerk, Natrium-Schwefel-Batterie, Redox-Flow-Batterie Folie 5

6 Zielstellung Fallstudie 2: Nutzung Eigenverbrauchsregelung PV-Strom Zwischenspeicherung von PV-Strom durch Stromspeicher: Lithium- Ionen-Batterie, Blei-Säure-Batterie Verschiebung der Strombezugszeitpunkte durch thermischen Speicher an Wärmepumpe bzw. verschiebbare Haushaltslasten siehe schriftliche Langfassung Folie 6

7 Folie 7 Methodik: Vorstellung von GOMES

8 Generic Optimization Model for Energy Storage GOMES dient zur Einsatzoptimierung von Energiespeichern Analyse und Bewertung unterschiedlicher Speicheranwendungen Formuliert als gemischt-ganzzahliges, lineares Optimierungsproblem Modellierungsumgebung: GAMS, Solver: CPLEX Zielfunktion: Maximierung der Direktvermarktungserlöse Folie 8

9 Module von GOMES Folie 9

10 Ein- und Ausgangswerte von GOMES Dimensionierung: Energiespeicher -Installierte Einspeicherleistung -Installierte Ausspeicherleistung -Installierte Speicherkapazität Technische Parameter: Energiespeicher (Beispiele) -Teillast-Bereich -Laständerungsrate -Wirkungsgrade (Umwandlung und Speicherung) -Jahresarbeitszahl (z.b. Wärmepumpe) -Temperaturbereich (z.b. Kühlschrank) -Dauer von einem Anwendungsvorgang sowie Energieverbrauch pro Zeitabschnitt (z.b. Waschmaschine) -Spezifischer Energieverbrauch beim Fahren (z.b. Elektromobil) Dimensionierung: Erneuerbarer Stromproduzent -Installierte Leistung Szenarien-spezifische Zeitreihen: ¼-std. Auflösung (Beispiele) -Preise vom Spot- und Regelenergiemarkt -Einspeisung von Windpark und PV-Anlage -Gestufter Strombezugstarif für private Endkunden -Wärmebedarf eines Privathaushaltes -Kopplungs-Zeiten des Elektromobils mit dem Stromnetz -Abrufzeiten für Regelenergie G O M E S Ökonomische Ergebnisse -Jährliche Gesamterlöse bzw. -kosten -Teilerlöse bzw. kosten für die einzelnen Speicherdienstleistungen Speicher-Fahrplan -Ein- und Ausspeicherleistung pro ¼-std. -Füllstand pro ¼-std. Betriebskennzahlen (Beispiele) -Betriebsstunden -Energieumsätze -Vollzyklen Abgeleitete Ergebnisse (Beispiele) -Zielinvestitionskosten für eine Speichertechnologie bei spez. Speicherdienstleistung -Optimale Speicherdimensionierung -Informationen über das Betriebs-Regime - Empfehlungen für Konzepte bzgl. Markt- und Netzintegration von erneuerbaren Energieträgern Folie 10

11 Fallstudie: Unterstützung der Direktvermarktung von Windstrom durch einen Stromspeicher Folie 11

12 Rahmenbedingungen (1) Einspeisezeitreihen für die Jahre 2007, 2008 und 2009 eines Windparks in Süd-Deutschland (15-minütige Auflösung) Installierte Leistung: 20 MW Grundannahme: keine Prognosefehler Grundlegende Einflussfaktoren auf Direktvermarktung Güte des Windjahrs: determiniert Referenzerlös Niveau und Verteilung des Day-Ahead-Spotpreises: Einfluss auf Direktvermarktungserlös Direktvermarktungserlös Referenzerlös = Deckungsbeitrag für Berechnung der Ziel-Investitionskosten Folie 12

13 Rahmenbedingungen (2) Untersuchte Szenarien: Direktvermarktung nach 17 Direktvermarktung nach 17 zzgl. Verlagerungsbonus nach [ETG08] Wirkprinzip der Anreizvariante nach Studie Smart Distribution 2020 [ETG08] Folie 13

14 Vorgehensweise der Analyse Ziel der idealisierten Betrachtung: Einsatzoptimierung in Schritt 1a) errechnet maximal möglichen, jährlichen Betriebserlös In Schritt 1b) wird der Einfluss der Dimensionierung auf Betriebserlös und Ziel-Investitionskosten berechnet Ziel der nicht-idealen Betrachtung: Einfluss einzelner nicht-idealer Speichereigenschaften auf Betriebserlös sowie optimale Dimensionierung Unterstützt Technologieauswahl, Hinweis für Technologieweiterentwicklung Folie 14

15 Schritt 1a) Maximal möglicher, jährlicher Betriebserlös Betriebserlös [ /a] Referenzerlöse für Anlagen jünger 5 Jahre (EEG-Satz = 9,2 ct/kwh) Referenzerlöse für Anlagen älter 5 Jahre (EEG-Satz = 5,02 ct/kwh) 17 ohne Verlagerungsbonus 17 zzgl. Verlagerungsbonus (2 ct/kwh) Verlagerungsbonus erhöht jährlichen Betriebserlös Windparks älter 5 Jahre übertreffen Referenzerlös in allen drei Jahren Direktvermarktung ist für Windparks jünger 5 Jahre i. A. nicht rentabel (Ausnahme: Jahr 2008 zzgl. Verlagerungsbonus) Folie 15

16 Schritt 1b) Einfluss der Dimensionierung auf den Betriebserlös Maximum bei größter Leistung und größter Kapazität Kapazität Leistung [ MWh] [ MW ] 8 h 8 Volllaststunden sind ausreichend, da der Betriebserlös darüber nicht mehr wesentlich erhöht wird! Szenario: 17 EEG ohne Bonus Folie 16

17 Schritt 1b) Einfluss der Dimensionierung auf Ziel-Investitionskosten 20 MW, 40 MWh 10 MW, 300 MWh Je nach Bezug der Ziel-Investitionskosten (links: arbeitsspezifisch, rechts: leistungsspezifisch) unterscheidet sich optimale Dimensionierung Folie 17

18 Schritt 1b) Einfluss der Dimensionierung auf Ziel-Investitionskosten Empfohlene Dimensionierung Ziel- Investitionskosten Derzeitige Investitionskosten Arbeitsspezifische Betrachtung Leistung: MW Kapazität: 1-4 Volllaststd. Max. 60 /kwh Technologieabhängig: /kwh Leistungsspezifische Betrachtung Leistung: 7,5-12,5 MW Kapazität: 6-8 Volllaststd. Max. 120 /kw Technologieabhängig: /kw Ziel-Investitionskosten noch deutlich entfernt von derzeitigen, realen Investitionskosten Förderkonzept! Betriebskonzept! Folie 18

19 Schritt 2) Einfluss nicht-idealer Speichereigenschaften auf Dimensionierung und Betriebserlös Untersuchte nicht-ideale Eigenschaften Eigenschaft Wirkungsgrad (AC-AC) Teillastbereich Selbstentladerate Betriebskosten Anfahrkosten Idealisierter Speicher 100% 0-100% 0 %/d 0 /MWh 0 /MW Nicht-ideale Variationen 90%, 80%, 70%, 50% %, %, % 1 %/d, 10 %/d 0,5 /MWh, 2 /MWh 1 /MW, 2 /MW, 15 /MW Dimensionierung: Leistung wurde variiert Kapazität wurde konstant gehalten Folie 19

20 Schritt 2) Einfluss nicht-idealer Speichereigenschaften auf Dimensionierung der Speicherleistung Für Maximierung des Betriebserlöses*: Ausspeicherleistung: möglichst groß wählen Einspeicherleistung: hohe Verkaufserlöse bei eingeschränktem Teillastbereich muss Einspeicherleistung auf installierte Windparkleistung (bzw. Bereich mit häufigsten Einspeiseleistungen) abgestimmt werden Bsp. Druckluftspeicher, 20 MW, Teillastbereich von %: Windleistungen <10 MW könnten nicht eingespeichert werden, bei anderen nicht-idealen Eigenschaften: möglichst groß wählen * Um Aussagen zur Maximierung der Ziel-Investitionskosten treffen zu können, müssen weitere Optimierungsdurchläufe erfolgen Folie 20

21 Schritt 2) Einfluss nicht-idealer Speichereigenschaften auf erzielten Betriebserlös ideal Wirkungsgrad Untere Teillastgrenze Betriebskosten Selbstentladerate Anfahrkosten (aufgetragen ist die jeweils optimale Dimensionierung) Wirkungsgrad (η PGes ) hat den größten Einfluss, gefolgt von unterer Teillastgrenze (TL u ) und Anfahrkosten (c A ) Selbstentladerate (η Kap ) ist nachrangig, ebenso wie Betriebskosten (c B ) Folie 21

22 Zusammenfassung Energiespeicherdienstleistung: Unterstützung der Direktvermarktung von Windstrom am Spotmarkt (Verstetigen und Verlagern) Methodik: Einsatzoptimierung für Speicherbetrieb mit GOMES Ergebnisse für idealisierten Speicher: Bei Windparks jünger als 5 Jahre wird der Referenzerlös i.a. nicht übertroffen Empfohlene Speicher-Dimensionierung (für 20 MW-Windpark älter 5 Jahre): Basierend auf /kwh Leistung: MW Kapazität: 1-4 Volllaststd. Basierend auf /kw Leistung: 7,5-12,5 MW Kapazität: 6-8 Volllaststd. Ziel-Investitionskosten für Wirtschaftlichkeit der Direktvermarktung liegen noch deutlich unter derzeitigen, realen Investitionskosten Ergebnisse für nicht-idealen Speicher: Besonders wichtig ist hoher Wirkungsgrad und großer Teillastbereich Bei eingeschränktem Teillastbereich gilt: Einspeicherleistung auf installierte Windparkleistung abstimmen Folie 22

23 Ausblick Viele weitere Durchläufe mit GOMES um für nicht-ideale Speicher Ziel-Investitionskosten und optimale Dimensionierung zu berechnen weitere, alternative Betriebs- und Förderkonzepte zu analysieren für Verallgemeinerung der Aussagen auch Windparks an anderen Standorten (Bsp. guter Binnenstandort / Küste / Offshore) zu untersuchen Folie 23

24 Fraunhofer UMSICHT Osterfelder-Straße Oberhausen Dipl.-Ing. Annedore Kanngießer Tel.: annedore.kanngiesser@umsicht.fraunhofer.de Folie 24