Integration Erneuerbarer Energien

Transkript

1 Zukunftsprojekt Erde: Herausforderungen der Energiewende Integration Erneuerbarer Energien Dr. Frank-Detlef Drake, RWE AG Düsseldorf, den RWE 11/26/212 PAGE 1

2 Ausgangslage Energiewende Die Energiewende sieht einen Anteil von 8% EE am verbleibenden Strombedarf in 25 vor Energiekonzept der Bundesregierung 17% Verbrauchsrückgang 25% - 45% Import 2% Erneuerbare Energien (ca. 8% der Erzeugung) 58% 45% 25% Kernenergie Konventionelle Erzeugung 1% Quelle: EWI/Prognos/GWS Studie PAGE 2

3 Ausgangslage Energiewende MW Radiation (SW) (W/m 2 ) Fluktuierende Stromerzeugung auf Basis von Sonne und Wind wird weiter stark zunehmen Beitrag der erneuerbaren Energien zur Bruttostromerzeugung Deutschland (2 bis 21) in [TWh] Anteil PV Wind Wasserkraft Biomasse in [%] e Tagesgang der solaren Einstrahlung : 6: 6: Quelle: Alfred Wegener Institut Windstromeinspeisung Jan Feb Mrz Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez Jan Quelle: BMU, Juli 211; Fraunhofer ISE, Juli 212; eigene Berechnungen PAGE 3

4 Ausgangslage Energiewende Die volatile Einspeisung aus Wind und Sonne führt zu einer Reihe von Herausforderungen Auswahl Netzsystem Konv. Erzeugung Leitungskapazität Netzstabilität technisch wirtschaftlich Hohe Einspeisung an neuen Standorten Einspeisung auf unteren Spannungsebenen (bidirektional) Kapazität nicht ausr. Herausforderung für: Frequenzstabilität Spannungsstabilität Winkelstabilität Zus. Maßnahmen erf. Steile Gradienten Viel auf und ab Erhöhte Instandhalt. Schlechtere Effizienz Umrüstung/Neubau Übergreifend für Gesamtsystem: Ausgleich von - Überschüssiger Produktion in Zeiten hoher Einspeisung - Unterdeckung in Zeiten geringer Einspeisung (im Tages- und Jahresverlauf!) Geringere Auslastung Niedrigere Großhandelspreise Wirtschaftlichkeit gefährdet in Zeiten ohne Sonne und Wind ausreich. KW-Kapazität erforderlich! PAGE 4

5 Ausgangslage Energiewende Die PV-Einspeisung senkt schon heute den Preis für Peak- Power, erhöht aber (über EEG) die Gesamtkosten Back-Up Relative Spotmarktpreise (Jahresmittelwerte) [%] Relative Preise im Zeitfenster. h 1. h Stunde des Tages > Die hohe Einspeisung aus PV hat zunehmend Einfluss auf die Erlöse der konventionellen Stromerzeugung Quelle: EEX, RWE Analysen PAGE 5

6 Integration Erneuerbarer Energien Prinzipiell stehen vier technische Maßnahmen zur Integration volatiler Erneuerbarer Energien zur Verfügung Stromerzeugung Stromverbrauch 23 V 5 Hz mögliche technische Maßnahmen Flexibler Kraftwerksbetrieb 1 2 Ausbau der Stromnetze Smart -Technologien 3 4 Speicherung von Energie RWE AG - Dr. Frank-Detlef Drake, Friedrich Schulte 11/26/212 Seite 6

7 Lösung 1/2: Netzausbau und flexible Stromerzeugung Kombination aus flexibler Erzeugung und europäischem Netzausbau am kosteneffektivsten Zeiten mit Überschuss Zeiten ohne Sonne/Wind > 1 GW 5 1 GW 1 5 GW < 1 GW Bedarf in GW Mit Supergrid 15 Ohne Supergrid Ca. 4 Konv. Kapaz. heute 4 Anforderung Vorteile Herausford. Etwa Verdopplung der HS-Netzkapazität > Kosteneffektiv: Aufbau Supergrid kostet weniger als 1% des EE-Ausbaus > Erhöhung der gesicherten Leistung aus EE durch interregionale Verknüpfung > Öffentliche Akzeptanz > Komplexe politische Lage und zeitintensive Genehmigungsverfahren Flexibilisierung des Kraftwerksparks > Reserve-Kraftwerke sind i.d.r. deutlich günstiger als Speicher oder DSM* > Bestehende Kraftwerke tw. flexibilisierbar > Geringe Auslastung (-> neue Marktmodelle) > Akzeptanz konventioneller Kraftwerke (bestehend und Neubau) Umsetzung unsicher/langwierig *: DSM: Demand Side Management Quelle: ECF Szenarien PAGE 7

8 Lösung 1: Flexible Stromerzeugung Einsatz konventioneller Kraftwerke erfordert zunehmend häufig schnelle Änderungen der Erzeugungsleistung Zunehmende Volatilität der EE erfordert sehr schnelle Regelung der übrigen Erzeugung MW 1) Stromverbrauch MW 1 8 Fähigkeit zur Laständerung konventioneller Kraftwerke Kohle Neubau Maximum ~8 MW Minimum Gradient ~32 MW +/- 26 MW/min übrige Stromerzeugung -33 MW/min 67 MW/min 6 4 GuD Bestand Maximum ~585 MW Minimum ~345 MW Gradient +/- 12 MW/min Kohle Bestand Maximum ~6 MW Minimum ~42 MW Gradient +/- 8 MW/min Wind und PV Maximum ~875 MW Minimum ~26 MW Gradient +/- 38 MW/min GuD Neubau min PAGE 8

9 Lösung 2: Netzausbau Investitionskosten Die letzten 1,5 % Windenergie verursachen 45 % zusätzliche Ausbaukosten in den Stromnetzen Windleistungseinspeisung 1) Investitionskosten in das 11-kV-Netz Mio. rel. Windleistung P/P max 1 % 9 % 8 % 7 % 6 % 5 % 4 % 3 % 2 % 1,5 % der erzeugten Windenergie % 1 % % Kumulierte Einspeisedauer in h/a 75 % 5 % 25 % % Drosselung der installierten Windleistung > Netze müssen als Teil des Systems für die optimale Last nicht auf maximale Einspeisung ausgelegt sein. 1 Beispielrechnung Verteilnetz für Rheinland-Pfalz (RWE) PAGE 9

10 Lösung 3: Smart-Technologien Smarte Laststeuerung leistet einen Beitrag, kann die Herausforderungen aber nicht grundsätzlich lösen Smart metering / smart grid Smart-Meter machen den Stromverbrauch in Echtzeit transparent und erzeugen Anreize zum Energiesparen DSM / Smart home Produkte zur intelligenten Steuerung von Verbrauchern und Einbindung lokaler Stromerzeugung In Haushalt, GHD und Industrie Elektro-Autos Flächendeckendes Netzwerk von Ladestationen Intelligente Einbindung in die Netze ist möglich Wärmepumpen Umweltfreundliche Heizungstechnik Gut steuerbar, hohe Lasten PAGE 1

11 Lösung 4: Energiespeicherung Gesamtspeicherkosten pro Ladezyklus [ct/kwh] Pumpspeicher und Druckluftspeicher sind als Tagesspeicher heute eine Größenordnung günstiger als Alternativen Gesamtspeicherkosten (tägliche Be-/Entladung) Standortabhängig (Schätzung) 218 (Schätzung) 218 (Schätzung) PSP AA-CAES Wasserstoff Batterien Quelle: VDE Studie Energiespeicher in Stromversorgungssystemen mit hohem Anteil erneuerbarer Energieträger PAGE 11

12 Lösung 4: Energiespeicherung Eine 1-tägige Flaute im Winter benötigt jedoch das etwa 3-fache des heute verfügbaren Pumpspeichervolumens TWh Einspeisung aus Wind+PV Deutschland (25) p. a. 1 Tage Windflaute (im Winter) Pumpspeicherkapazität in Deutschland Die derzeit installierte Leistung entspricht ca. 7. MW. PSP können eine Dauer von nur 6 h überbrücken 4 45, x ,5 > ,5 25 Ein entsprechender Ausbau der Pumpspeicherleistung ist in Deutschland und den Nachbarstaaten weder geographisch möglich noch gesellschaftlich durchsetzbar.,4 212 PAGE 12

13 Lösung 4: Energiespeicherung Power-to-Gas als Saisonalspeicher ist technisch möglich, aber sehr teuer und mit hohen Verlusten verbunden CO 2 BW 72 % BW 77 % HW 6 % + - G Fluktuierende Erzeugung el. H 2 CH 4 CH 4 Elektrolyse Methanerzeugung bestehendes Gasnetz GuD-Anlage Elektrolyse und Production von CH 4 η=55%; CH 4 Kosten 5 ct / kwh Elektrolyse, CH 4 and GuD-KW η=32 %; Stromkosten 1 / kwh > - Pfad von Wind zu H 2 zu CH 4 1-2x über den heutigen Strom- und Gaskosten Hinweis anlegbarer Preis für Überschusserzeugung ist heute nicht bestimmbar. Annahme: 1 ct/kwh PAGE 13

14 Lösung 4: Energiespeicherung kw Steigerung des Eigenverbrauchs aus PV-Stromerzeugung über Batterien könnte für Verbraucher attraktiv werden Der Zeitpunkt von PV-Stromerzeugung und verbrauch werden entkoppelt. Bei einem Einfamilienhaus steigert eine Batterie den Eigenverbrauch um ca. 2% Energieverbrauch des Haushalts PV Stromerzeugung Batterie laden 1% 9% 8% 7% 6% Ohne Batterie 1 kwh 2 kwh 3 kwh 4 kwh 5 kwh 5% +18% 4% Batterie entladen 3% 2% 1% Typische PV- Anlage: 5kWp Stunde des Tages % 5 kwp Größe der PV-Anlage 1 kwp > - Wirtschaftlichkeit (aus Sicht Verbraucher und Gesamtsystem) diskussionswürdig - Nutzung von PV-Überschussstrom für Brauchwassererwärmung könnte ebenfalls attraktiv werden PAGE 14

15 Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit! Für mehr Infos: > Innovation PAGE 15