Pumpspeicher als Netzdienstleister 2050

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1 Internationale Konferenz: Pumpspeicherkraftwerke Pumpspeicher als Netzdienstleister 2050 Wirtschaftlichkeit und Chancen Günther, TU Wien

2 Elektrische Energieversorgung 2050 Erneuerbare Energie wächst stark Keine Ökostromförderung Europa hat unterschiedliche Geschwindigkeit Weiterhin nukleare Traditionen Weiterhin fossile Kohle- und Gaskraftwerke Ausbau von Windenergie und Photovoltaik Flexible Residuallasterzeugung Hohe Gradienten Häufiges An- und Abfahren Niedrige Mindestlast Primär- und Sekundärregelung Thermische und hydraulische Kraftwerke Windenergie und Photovoltaik (-Batterien) Gemischte Regelungskonzepte Engpass der Zukunft: Netz und Langzeit-Speicher 2

3 Stilllegung aller KKW bis 2022 in Betrieb 2014: 7 Druckwasserreaktoren 2 Siedewasserreaktoren Stillgelegt bis 2014: 26 Reaktoren Nettoleistungen der Reaktoren Jahr Druckwasser Siedewasser 2010 MW MW (2011) Neck.wh gesamt ab Flexible KW

4 Installierte Erzeugungsleistung für gleiche Jahresenergie installierte Leistung für gleiche Jahresenergie Installierte Leistung für gleiche Jahresenergie 4,00 2,29 1,78 1,00 1,23 8,00 Netzkapazität Flexible KW

5 Nutzungsdauer des Leistungsbereichs über 70% der installierten Leistung Einsatzdauer in h/a Nutzungsdauer über 70% der installierten Leistung in h/a Flexible KW

6 Gesamtheitliche Betrachtung der Energiewende Volkswirtschaftliche Gesamtkosten als Ziel Erzeugung Speicherung Netzausbau Umwelteinfluss und Ressourcenverbrauch Erneuerbare Energiequellen müssen sich an die vorhandenen Netze anpassen und nicht die Netze an die erneuerbaren Energiequellen -> höhere Volllaststunden bei kleinerer Leistung 6

7 Photovoltaik der Zukunft PV-Forschungszentrum Zwentendorf (EVN+TU Wien) Photovoltaik mit Batterien ausstatten und lokal Nutzen Die Photovoltaik der Zukunft ist keine zentrale Erzeugungstechnologie sondern eine dezentrale Lastminderungstechnologie! -3% -4% Verluste durch Abregelung bei >70% Verlust -2% Tracker: 1300 Volllaststunden (1.300 kwh/kw) Freifeld: Volllaststunden (1.050 kwh/kw) SO-Fassade: 670 Volllaststunden (670 kwh/kw) Quelle Jahresdauerlinien: Groiß: PV-Forschungszentrum Zwentendorf. EVN/TU Wien. Flexible KW

8 P / Pn 1,2 1,0 0,8 0,6 Windenergie der Zukunft: große Rotoren - kleine Generatoren Volllaststunden im Binnenland Onshore Offshore Onshore Pg / Pr < 0,7 0,4 0,2 0, Stunden 8

9 Österreich voll regenerativ 2050 Differenz Erzeugung Last Jahresdauerlinie 2050 S4MG GWh/a = 7% der Jahreserzeugung Hierfür wäre die 100-fache derzeitige Speicherkapazität erforderlich: Langzeitspeicher nicht wirtschaftlich. Pumpspeicher alle Speicher Langzeitspeicherung: Power-to-Gas-to-Power? Flexible KW

10 Kraftwerkseinsatz 2009 und 2020 (Simulation) (Beispielwochen im Januar und Juli für die Jahre 2009 & 2020) 2009 Hoher Anteil an Grundlast 2020 Grundlast wird verdrängt, dafür flexible Kraftwerke Nicht verwendete Überschussenergie: zu geringe Speicherkapazitäten im Netz! Ab 2020 wird in Deutschland Grundlast durch flexible Residuallast ersetzt! Flexible KW

11 Erzeugungsszenarien EU bis 2050 Europa ohne NO, SE, Fi, GB, Cy Erzeugung 2013 in GW 2050 in GW rel. zur Spitzenleistung 2050 nuklear % fossil % hydraulisch % Wind % PV % andere % Gesamtleistung Erz % Spitzenleistung Netz % 2050: im Mittel nur 25% der Erzeuger mit Schwungasse aktiv 11

12 Netzdienstleistung Frequenzhaltung Primärregelung Sekundärregelung Tertiärregelung Spannungshaltung Wiederversorgung therm. & hydraul. Kraftwerke Pumpspeicher thermische Kraftwerke Pumpspeicher Thermische Kraftwerke Speicherkraftwerke HöS-/HS-/MS-Transformatoren Kraftwerke therm. & hydr. Kraftwerke Pumpspeicher zusätzlich Windenergieanlagen PV-Batterien Windenergieanlagen PV-Batterien Pumpspeicher NS-Transformatoren Windenergieanlagen PV-Umrichter Batteriespeicher PV-Batterien Elektrofahrzeuge (C2G) Windenergieanlagen 12

13 Anforderungen an die Primärregelung Primäre Regelreserve entso-e: MW in EU Anteil Österreichs 2,3 %: 70 MW Anteil Deutschland 23 %: 700 MW Leistungsbereitstellung 50 % in 15 s 100% in 30 sec Primärregelung mit 200 GW Windenergie in DE 2050 ca. 10% P n von Wind hat höchste Wahrscheinlichkeit. Entspricht 20 GW Wind bei 80 GW Gesamterzeugung: d.h. anteiliges Regelband +1% von P n Wind. Alle aktiven Erzeugungsanlagen sollten sich beteiligen, da Erzeugung insgesamt fluktuierend. 13

14 Zeitbereiche der Frequenzregelung 50 Zeit Gradient ~1/T A Sekundärregelung 49 Kinetik der Schwungmassen Primärregelung 14

15 Vergleich: Primärregelung mit thermischen, hydraulischen und Windenergieanlagen Erzeugung und Last 80 GW, Inselbetrieb, Defizit 2x350 MW, (2 Kraftwerke) a) 100% thermische Kraftwerke: Ausregelzeit 10 s b) 25% th. KW ohne Regelung, 80% Wind mit Regelung, Ausregelzeit 2 s c) 100% Laufkraftwerke, Ausregelzeit 3 s sec 0 0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4 4,5 5 5,5 6 6,5 7 7,5 8 8,5 9 9, , ,5 12-0,05 Hz -0,1 100% Laufkraftwerke, volle Regelgeschwindigkeit -0,15-0,2 Regelung durch Wind allein: ΔP = 3,5% P n 100% thermische Kraftwerke -0,25 15

16 Einfluss der Ausregelzeit heutiges Regelungskonzept nicht geeignet Defizit Anteil Schwungmassen Anlaufzeitkonstante Ausregelzeit Dynamisches Frequenzminimum 700 MW 10 s 100 % 10 s -0,21 Hz 700 MW 7 s 20 % 10 s -1,56 Hz (48,44 Hz) 700 MW 7 s 20 % 3 s -0,47 Hz Altes Regelungsprinzip 700 MW 7 s 20 % 2 s -0,31 Hz 700 MW 7 s 20 % 0,5 s -0,08 Hz 16

17 Zukünftige Regelstrategien Erhöhen der Regelgradienten (Ausregelzeit) bei thermischen Kraftwerken beschränkt bei hydraulischen Kraftwerken möglich Erhöhen der Regelleistung Höhere Kosten Durch zu geringe Kraftwerksleistung beschränkt Erhöhen der Schwungmassenanteile Wasserkraft als Phasenschieber Beteiligung der regenerativen Energiequellen Windenergieanlage mit Pitchregelung PV-Anlagen mit Batteriespeichern und Regelelektronik 17

18 Netzregelung der Zukunft PV 1-3 kw je Haushalt Windkonverter mit P/f-Regler (und Q/U-Regler) DC Batterielader mit MPP Controller Solarbatterie Laufwasser-Kraftwerk RENEXPOhselric hter mit P/f-Regler (und Q/U-Regler) Netz thermisches Kraftwerk 18

19 Frequenzregelung mit Windenergieanlagen 1,2 1 Teillastbereich Volllastbereich Regelreserve 0,8 0,6 0,4 V-Wind P-WEA Regelreserve 0,2 0 v Wind Windgeschwindigkeit in m/s 19

20 Regelreserve von Windenergieanlagen Teillastbereich Teillast stellt den überwiegenden Betriebszustand dar. Windenergieanlagen müssen Regelband einhalten. Minderung der Jahresenergie in der Größenordnung des Regelbandes. Volllastbereich Volllast stellt Betriebszustand mit geringer Wahrscheinlichkeit dar. Große Regelreserve vorhanden, da Windenergie durch Pitch- Control auf Nennleistung abgeregelt sind. Kurzzeitige Generatorüberlast für Mehrleistung von wenigen Prozent zur Regelung möglich. 20

21 Regelgeschwindigkeit von WEA Pitch-Control erfolgt durch unabhängige Antriebe je Rotorblatt Für +5% Leistungsänderung ist nur Stellgröße von +3 Pitch-Winkel erforderlich Stellzeit ca. 2 sec., zukünftig 1 sec möglich, ausreichend für Primärregelung Stellgeschwindigkeit des Pitch-Winkels von WEA A.K. Sethi 21

22 Netzregelung mit Windenergieanlagen Windenergieanlagen sind sehr gut zur Netzregelung geeignet Variable Einspeiseleistungen erfordern eine größere Beteiligung von WEA Regelband sollte auf wenige Prozent der Nennleistung beschränkt werden Netzdienstleistung zukünftig als Voraussetzung für Netzzutritt? 22

23 Regelung durch PV-Batterien Bereich PV- Batterien Erzeugung und Last 80 GW, Inselbetrieb, Defizit 2x350 MW, (2 Kraftwerke) a) 100% thermische Kraftwerke: Ausregelzeit 10 s b) 25% th. KW ohne Regelung, 80% Wind mit Regelung, Ausregelzeit 2 s c) 100% Laufkraftwerke, Ausregelzeit 3 s sec 0-0,05 Hz -0,1 0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4 4,5 5 5,5 6 6,5 7 7,5 8 8,5 9 9, , , % Laufkraftwerke, volle Regelgeschwindigkeit -0,15-0,2 Regelung durch Wind allein: ΔP = 3,5% P n 100% thermische Kraftwerke -0,25 23

24 Primärregelung durchpv-batterie Defizit 700 MW a) Ausregelung durch thermische Kraftwerke in 10s (kein Wind, PV, Batterie) b) Ausregelung durch Windenergie in 2 s, 25% hydro-thermische KW ungeregelt c) Ausregelung durch PV-Batterien in 0,3 s, 25% hydro-thermische KW ungeregelt 0-0,01 0 0,05 0,1 0,15 0,2 0,25 0,3 0,35 0,4 0,45 0,5 0,55 Frequenzabweichung in Hz -0,02-0,03-0,04-0,05-0,06-0,07 100% Therm KW 25% thermo-hydr. KW & 80% Wind 25% thermo-hydr. KW & 80% Batt. PV -0,08-0,09 24

25 Primärregelung mit PV und Speicherbatterien in DE PV-Gesamtleistung 100 GW (ca. 2 kw PV je Haushalt, Beteiligung von 10 20% der Haushalte) PV-Speicherbatterien: GWh Primärregelenergiebedarf: 6 MWh (30 sec) Sekundärregelbedarf: 350 MWh (30 min) Sekundärregel-Energie 0,02% - 0,035 % der Batteriekapazität Stellgeschwindigkeit von Batterieumrichtern hoch: 100% in 0,3 s. Für koordinierte Regelung verlangsamen entsprechend der Stellgeschwindigkeit von Windenergie und hydraulischen Kraftwerken. 25

26 Marktvorteile der Pumpspeicher Perioden mit hohen Erzeugungsüberschüssen, d.h. preisgünstiger Pumpenergie hohe Regelfähigkeit (Gradienten in beide Richtungen) hohe Umwandlungswirkungsgrade große Speichervolumina große Schwungmassen Eignung zur Spannungs- und Frequenzregelung kleinere Erzeugungspreise als Batterien niedrigere Preise als Wasserstoff oder Ökomethan 26

27 Spezifische Investitionskosten Li-Ion-Batteriespeicher-Anlagen 2015: 700 /kwh; 2050: 100 /kwh Pumpspeicher Pumpspeicher Investitionskosten Leistung Speicherzeitkonstante Investitionskosten Speicher-Energie /kw Stunden /kwh Erweiterung ,0-100 Neubau ,

28 Erzeugungskosten Pumpspeicher-Neubau Zinssatz = 3%, Abschreibung = 30a, Energiebezug und Netztarif 1-3 ct/kwh Neubau von Pumpspeichern Erzeugungskosten in ct/kwh Variationsbereich Turbinen-Volllaststunden pro Jahr 28

29 Erzeugungskosten Pumpspeicher-Erweiterung Zinssatz = 3%, Abschreibung = 30a, Energiebezug und Netztarif 1-3 ct/kwh 25 Erweiterung bestehender Pumpspeicher Erzeugungskosten in ct/kwh Turbinen Volllaststunden pro Jahr 29

30 Danke für Ihre Aufmerksamkeit! em. Univ.-Prof. Dr. Günther TU Wien, Institut für Energiesysteme und Elektrische Antriebe Gusshausstrasse 25/370-1, 1040 Wien Tel.: , Fax: guenther.brauner@tuwien.ac.at 30