Technische Herausforderungen für die Stromversorgung 2050

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1 Technische Herausforderungen für die Stromversorgung 25 Dirk Uwe Sauer, RWTH Aachen , Bonn Nationale Akademie der Wissenschaften Leopoldina acatech Deutsche Akademie der Technikwissenschaften Union der deutschen Akademien der Wissenschaften 1 Energiesysteme der Zukunft Dirk Uwe Sauer -Bonn 2 2

2 Kuratorium Vorsitz Prof. Dr. Reinhard F. Hüttl Präsident acatech Prof. Dr. Jürgen Gausemeier Universität Paderborn, acatech Präsidium Prof. Dr. Jörg Hacker Präsident Leopoldina Prof. Dr. Bärbel Friedrich Altpräsidialmitglied Leopoldina Prof. Dr. Dr. Hanns Hatt Präsident Akademienunion Prof. Dr. Dr. Martin Grötschel Präsident Berlin-Brandenburgische Akademie der Wissenschaften Prof. Dr. Andreas Löschel Universität Münster, Vorsitzender der Expertenkommission zum Monitoring-Prozess Energie der Zukunft Prof. Dr. Klaus Töpfer ehem. Exekutivdirektor des Umweltprogramms der Vereinten Nationen Gast Dr. Georg Schütte Staatssekretär Bundesministerium für Bildung und Forschung Gast Rainer Baake Staatssekretär Bundesministerium für Wirtschaft und Energie Dirk Uwe Sauer -Bonn 3 3 Direktorium (seit März 216) Prof. Dr. Robert Schlögl (Vorsitz) Max-Planck-Gesellschaft Prof. Dr. Christoph M. Schmidt Rheinisch-Westfälisches Institut für Wirtschaftsforschung Prof. Dr. Eberhard Umbach acatech Präsidium Prof. Dr. Dirk Uwe Sauer RWTH Aachen Prof. Dr. Dr. Carl Friedrich Gethmann Universität Siegen Dirk Uwe Sauer -Bonn 4 4

3 Ad-hoc Working group Flexibility Concepts Organisation: Sauer, Elsner 11 expert groups, more than 1 experts Power Generation and Flexibility Technologies Photovoltaics Lead Rech Wind Lead Reuter Bio mass Lead Weidner Geothermal power generation Lead Clauser Solarthermal power generation Lead Pitz-Paal Conventional power plants Lead Görner, Sauer Storage Technologies Lead Elsner, Sauer Demand Side Management (power) Lead Styczynski, Sauer Demand Side Management (heat) Lead Henning, Sauer Grids Lead Weinhold, Sauer Energy scenarios scenarios Lead Fischedick Dirk Uwe Sauer -Bonn 5 Grundprinzip der elektrischen Energieversorgung: Erzeugung muss gleich Verbrauch sein 2 15 Leistung in GW Anteil fluktuierender Stromerzeugung an Gesamterzeugung: 83% Stunde des Jahres Grafik: Wuppertal Institut Laufwasser Wind onshore Wind offshore PV Last Residuallast PV: 151 GW, Wind onshore: 82 GW, Wind offshore: 2 GW, Stromverbrauch: 62 TWh, FEE-Anteil: 83 % 6

4 Concentrated Solar Power mit Speicher Thecrygroup / Wikimedia Commons Flexible konventionelle Kraftwerke Imaginis / Fotolia Stromgeführte KWK-Anlagen Visual Concepts / Fotolia Geothermie mit Speicher visdia/ Fotolia Bedarfsgesteuerte Biogasanlagen Flexible Erzeugungstechnologien (Nettostromerzeuger) 7 Demand Side Management (Haushalte) exclusive design / Fotolia Andrei Merkulov / Fotolia Demand Side Management (Industrie) Doppelnutzenspeicher Petair / Fotolia Power-to-Gas (Chemicals) Hanno Böck / Netzausbau Markus Gössing / Fotolia Power-to-Heat coppiright / Fotolia Speicher Vladislav Kochelaevs / Fotolia Gert Skriver / Wikimedia Commons Intelligente Netze Abschaltung von EE-Anlagen vege / Fotolia Flexibilitätstechnologien zur zeitlichen oder räumlichen Verschiebung 8

5 Residuallast ganzes Jahr: exemplarische Bandzerlegung 5 Residuallast (GW) Zeit (h) Szenario WKA & PV 76% 9 Herausforderung 1: Bedarfsspitzen und schnelle Leistungsänderungen 1

6 Residuallast [GW] Schnelle Leistungsänderungen Bedarfsspitzen ca. 6 Wochen Zusätzlicher Bedarf Überschuss Stunde des Jahres PV: 151 GW, Wind onshore: 82 GW, Wind offshore: 2 GW, Stromverbrauch: 62 TWh, FEE-Anteil: 83 % 11 Kurzzeitige Flexibilität Option 1 Flexible Erzeuger wie Gasturbinen (Erdgas, Biogas, Wasserstoff) Weitere Erhöhung der Flexibilität bis 25 erwartet Option 2 Batteriespeicher Wichtige Technologie für die Transformationsphase des Stromsystems Option 3 Demand-Side-Management in Haushalten (inkl. Elektrofahrzeuge, PV-Speichersysteme, Haushaltsverbrauch & Wärmebedarf) und in der Industrie Sehr hohe Potenziale für 25 erwartet. Kostengünstig, da wenig zusätzlicher Invest. 12 User:LSDSL / Wikimedia Commons Vladislav Kochelaevs / Fotolia Petair / Fotolia

7 Herausforderung 2: Mehrwöchige Perioden mit geringer solarer Einstrahlung und geringem Windaufkommen ( Dunkelflauten ) 13 Residuallast [GW] Dunkelflaute (ca. 14 Tage): wenig Wind und Sonne ca. 6 Wochen Zusätzlicher Bedarf Überschuss Stunde des Jahres PV: 151 GW, Wind onshore: 82 GW, Wind offshore: 2 GW, Stromverbrauch: 62 TWh, FEE-Anteil: 83 % 14

8 Überbrückung Dunkelflauten Option 1 Flexible konventionelle Kraftwerke Wenn es das CO 2 -Ziel des Stromsektors zulässt Imaginis / Fotolia Option 2 Flexible Biogaskraftwerke Biomassepotenzial kritisch (Flächenkonkurrenz, Akzeptanz) Option 3 Langzeitspeicher, d.h. Rückverstromung von Wasserstoff Wenn genügend Überschüsse vorhanden sind, um den Speicher aufzufüllen Hanno Böck / Alle Optionen haben im Kern Gasturbinen, Gesamtkapazität 4 bis 6 GW 15 Installed power of needed flexibility technologies [GW] % 9% 9% mit Braunkohle (67 % FEE) CO 2 reduction compared with 199 (Germany) mit Bioenergie, Referenzszenario (67 % FEE) mit Braunkohle CCS (67 % FEE) 9% 1% FEE und Speicher (95 % FEE) FEE, Bioenergie und Speicher (95 % FEE) Dirk Uwe Sauer -Bonn 1% Überinstallation FEE (136 % FEE) DSM Industrie Industry DSM Haushalt Households Wasserstoffspeicher Hydrogen storage Industrielle Industrial CHP KWK Gasturbinen turbines - Biogas biogas GuD Gas and -Biogas steam biogas Gasturbinen turbines - Erdgas natural gas GuD Gas &- Erdgas steam natural gas Steinkohle Coal Braunkohle Lignite with CCS Braunkohle Lignte 16

9 Herausforderung 3: Zeitweise hohe Überschüsse aus fluktuierender Erzeugung 17 Residuallast [GW] Verwendung von Überschüssen Stunde des Jahres PV: 151 GW, Wind onshore: 82 GW, Wind offshore: 2 GW, Stromverbrauch: 62 TWh, FEE-Anteil: 83 % Zusätzlicher Bedarf Überschuss 18

10 Wie können Überschüsse verwendet werden? Option 1 Speicherung Wenn Speichereinsatz ökonomisch sinnvoll Option 2 Elektrische Wärmeerzeugung (Power-to-heat in Hybridheizsystemen) Sehr hohes Potenzial, geringe Investitionskosten Option 3 Erzeugung von Stoffen und Gasen zur Verwendung außerhalb des Stromsektors (Power-to-X) Hohe Stundenzahl mit Überschüssen für wirtschaftlichen Betrieb notwendig (frühestens bei >8% Stromerzeugung aus PV und Wind) Option 4 Abregelung Wirtschaftlich, wenn Investkosten für Alternativnutzung zu hoch vege / Fotolia Hanno Böck / coppiright / Fotolia Vladislav Kochelaevs / Fotolia 19 Warum ist die Nutzung der Überschüsse so gering? 5 12 Stunden mit Überschüssen Überschussenergie [TWh] % 2% 4% 6% 8% 1% Anteil fluktuierender Erneuerbarer % 2% 4% 6% 8% 1% Anteil fluktuierender Erneuerbarer Dirk Uwe Sauer -Bonn 2

11 6 CO 2 -Minderung ggü. 199 installierte Entladeleistung [GW] % -9% -1% DSM Industrie DSM-Haushalt inkl. Elektrofahrzeugbatterien und PV-Speicher Wasserstoffspeicher S2-45 % S3-67 % S7-68 % S1-57 % S3-67 % S4-95 % S5-91 % S6-83 % S7-68 % S3-67 % S4-95 % S5-91 % S6-83 % S7-68 % Szenarionummer und Anteil Fluktuierender Erneuerbarer Dirk Uwe Sauer -Bonn 21 Power to gas später direkt, heute durch Power to heat Wasserstofferzeugung Methanisierung Methan / Erdgas Invest. > 1 /kw Wirkungsgrad ~ 6% fluktuierende Stromerzeugung (Wind od. PV) Invest. < 5 /kw Wirkungsgrad ~ 93% Stromnetz Dirk Uwe Sauer -Bonn Hybride Heizsysteme mit Erdgas & Strom 22

12 Herausforderung 4: Wirtschaftlichkeit 23 Mehrkosten pro MWh im Vergleich zum frozen-szenario in Frozen Scenario: ca. 6,7 ct/kwh ohne CO 2 -Kosten ca. 9,2 ct/kwh mit CO 2 -Kosten -3 5% 6% 7% 8% 9% 1% CO 2 -Einsparung im Vergleich zu 199 ohne CO2- Zertifikatskosten mit CO2- Zertifikatskosten (76 pro Tonne) mit CO2- Zertifikatskosten (76 pro Tonne) und FEE- Überinstallation 24

13 Herausforderung 5: Marktliberalisierung und Aussicht auf neue, kostengünstige Stromerzeuger sind Treiber für eine Dezentralisierung der Energieversorgung 25 Dezentrale Stromversorgungssysteme Übertragung Von zentraler Stromversorgung und unidirektionalem Netz Verteilung und Verbrauch zu dezentralen Stromversorgungssystemen mit bidirektionalem Ausgleich Siemens AG 215

14 Zentral Dezentral Imaginis / Fotolia vege / Fotolia User:LSDSL / Wikimedia Commons SteKrueBe / Wikimedia Commons Thecrygroup / Wikimedia Commons Terry Hughes / Wikimedia Commons Markus Gössing / Fotolia vege / Fotolia visdia/ Fotolia Petair / Fotolia Visual Concepts / Fotolia 27 Mehrkosten durch Dezentralität Kostenvergleich bei Verwendung überwiegend dezentraler Technologien 14% 13% 12% 11% 1% 4% 6% 8% 1% Anteil Wind und PV Gutschrift durch Vermeidung von Übertragungsnetzausbau: zwischen 6 und 8 Prozentpunkte 28

15 Zusammenfassung Hohe Anteile Wind und PV führen zu hohem Flexibilitätsbedarf Technologien für Flexibilität werden ausreichend und wirtschaftlich zur Verfügung stehen Gasturbinen werden eine zentrale Rolle für die gesicherte Stromversorgung spielen (mit Erdgas, Biogas, EE-Wasserstoff oder Methan) Stromerzeugung auf Basis erneuerbarer Energien wird 25 günstiger sein als bei Weiternutzung fossiler Energieträger Energieversorgung könnte stark dezentral werden Dirk Uwe Sauer -Bonn 3

16 Technische Herausforderungen für die Stromversorgung 25 Dirk Uwe Sauer, RWTH Aachen , Bonn Nationale Akademie der Wissenschaften Leopoldina acatech Deutsche Akademie der Technikwissenschaften Union der deutschen Akademien der Wissenschaften 31