Geode LINKING THE GAS, ELECTRICITY AND HEATING GRIDS: CHP. Dr. Götz Brühl. Br

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1 Geode LINKING THE GAS, ELECTRICITY AND HEATING GRIDS: CHP Dr. Götz Brühl 1

2 Overview 1 Energy Concept Rosenheim 2 Entrepreneurial Risks 3 Conclusion

3 EEG Kernkraft Steinkohle Braunkohle Gas Sonstige Müll-Kessel Dampfkessel Gasmotoren RSHW Holzvergasung Veränderung der Stromerzeugung in D durch Produktion in RO ermitteln Einsatzweise nach Wärmebedarf und Strompreisen berechnen Gas Warmwasser Strombedarf nach Herkunft aufteilen 1 ENERGIEKONZEPT DER STADTWERKE ROSENHEIM FÜR DIE STADT ROSENHEIM Entwicklung und Fortschreibung mit dem Ziel, im Jahr 2025 für Rosenheim eine CO2-Null-Bilanz zu erreichen Energy Concept Rosenheim: CO 2 -neutral until 2025 Strombedarf FW vorgeben, Rest aufteilen Abnahme berechnen Wärmebedarf Strombezug gemäß dt. Strommix Strom- und FW- Erzeugung in Rosenheim Fernwärme Heizöl Heizung CO 2-Mengen 3

4 Energy Flow Chart

5 Gas Engine GE J620 5

6 Gas Engine GE J920 6

7 Heatstorage 7

8 Wood Gasification 50 kw el, 100 kw th (Mai 2014) 8

9 Heat demand in Rosenheim 9

10 Generation Stadtwerke Generation within Stadtwerke (without Hydropower) Holzvergasung Stromerzeugung in GWh/a GT 3* J 620 J 624 J 920 3* J 620 J 624 2* J 920 3* J ohne Stw Stromerzeugung Müll Stromerzeugung Dampfkessel Stromerzeugung Gasmotoren 1 Stromerzeugung Gasmotoren 2 Stromerzeugung Gasmotoren 3 Stromerzeugung Holzvergasung 10

11 Sankey Diagr. RO 2009 vs Strom aus dt. Netz EEG-Strom aus RO Stromnetz Strom Strombedarf Strom aus dt. Netz EEG-Strom aus RO Stromnetz Strom Strombedarf Müll MHKW Gas-/Öl- Kessel Gasmotoren Fernwärmenetz Wärme Müll Holz MHKW Gas-/Öl- Kessel Gasmotoren Holzgas Fernwärmenetz Wärme Gas Gasnetz Wärmebedarf Gaskessel Wärme Gas Gasnetz Wärmebedarf Gaskessel Wärme Öl Öl-Kessel Wärme Öl Öl-Kessel Wärme

12 Power Grid Exchange Stadtwerke Power exchange with the Grid in GWh/a o.stw EEG-Strom Nuclear Hard Coal Lignite Combined Cycle other 14-03

13 CO 2 -Balance Rosenheim Assumption: CHP a. Histrict Heating completed in 2025; BMU Leitstudie 2011 (A); NEP 2014 (B) % Is Simulation 120 % % 104 % 105 % 106 % 94 % 96 % 100 % Netto CO2-Emissions in to/a % 10 % 34 % 44 % 66 % 80 % 60 % 40 % 20 % CO2-Reduction 0-0 % % o.stw CO2 (w/o traffic) CO2 Reduction to

14 2 Entrepreneurial Risks

15 Marginal Return of CHP Example calculation of specific marginal return of CHP relative to the thermal output (reference price of heat production in boiler) DB1 in /MWh-th , ,8 0,7 0,6 0,5 15 Gesamter Brennstoff- Nutzungsgrad 0 0,2 0,4 Elektrischer Wirkungsgrad Parameter: Boiler eff. 0,88 El.price 40 /MWh Gasprice 25 /MWh

16 Efficiency 100 % 90 % 80 % 70 % 60 % 50 % 40 % 30 % 100 % 90 % 80 % 70 % 60 % 50 % 40 % 30 % Heatoptimisation 20 % 10 % -0 % 100 % 90 % 80 % 70 % 60 % 20 % J 620 (Avarage of 3 Engines) J 624 eta-el GM1-3 eta-th GM1-3 eta-ges GM1-3 Januar 13 Februar 13 März 13 April 13 Mai 13 Juni 13 Juli 13 August 13 September 13 Oktober 13 November 13 Dezember 13 Januar 14 Februar 14 März 14 April 14 Mai 14 Juni 14 Juli 14 August 14 September 14 Oktober % 0 % eta-el GM4 eta-th GM4 eta-ges GM4 Januar 13 Februar 13 März 13 April 13 Mai 13 Juni 13 Juli 13 August 13 September 13 Oktober 13 November 13 Dezember 13 Januar 14 Februar 14 März 14 April 14 Mai 14 Juni 14 Juli 14 August 14 September 14 Oktober 14 Potential due to Heatoptimisation: (in progress) 50 % 40 % continuous approvements 30 % 20 % 10 % 0 % J 920 eta-el GM5 eta-th GM5 eta-ges GM5 16 Januar 13 Februar 13 März 13 April 13 Mai 13 Juni 13 Juli 13 August 13 September 13 Oktober 13 November 13 Dezember 13 Januar 14 Februar 14 März 14 April 14 Mai 14 Juni 14 Juli 14 August 14 September 14 Oktober 14

17 Spot Prices since Strom Spot Peak vs Datum Strom Spot Base vs Datum Strom Spot OffPeak vs Datum Strom Peak next Year vs Datum Strom Base next Year vs Datum Strom OffPeak next Year vs Datum 100 Strom Preise in /MWh Br

18 Sparkspread GE Forwards Spark-Spread-GM Sommer/Peak/ohne Wärme vs Datum Spark-Spread-GM Winter/Peak/mit Wärme vs Datum Spark-Spread-GM Winter/Offpeak/mit Wärme vs Datum 60 Spark-Spread next Season in /MWh

19 Sparkspread GE Spot Spot Preise in /MWh Spark-Spread-GM Spot/Peak/mit Wärme vs Datum Spark-Spread-GM Spot/Peak/ohne Wärme vs Datum Spark-Spread-GM Spot/OffPeak/mit Wärme vs Datum Br

20 Intraday Price Source: EPEX 20

21 Wind- and Solar-Power The share of Wind and Solar power is limited to about 50 % of electricity demand and about 25 % of total energy demand 0,6 Rate of Wind and Solar Power in Germany 0,5 0,4 0,3 0,2 0,

22 Cut-off-rate of Wind and Solar Cut-off-rate of latest build Wind or Solar Power Plant Marginal cutt-off share of renewable power generation 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 Solar Onshore Wind Offshore Wind

23 Cut-off-rate of Wind and Solar Cut-off-rate of latest build Wind or Solar Power Plant Marginal cutt-off share of renewable power generation 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 Solar Onshore Wind Offshore Wind 0 0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 Share of Wind- and Solar Power 23

24 Total Cost of Powergeneration CO 2 : 25 /to, Hard Coal: 10 /MWh, Natural Gas: 30 /MWh Total costs in /MWh Lignite Hard Coal Combined Cycle Full load operation in hours per Year 24

25 Residualload (2030) Total Cost Optimized Residualload Generation with new Powerplants 2030 (with necessary Pumpstorages) Residuallast 2030 in MW Gas uncertain due to Prices Coal Stunden pro Jahr (geordnet) 25

26 Residualload 2030 Rest-Residualload 2030 with CHP-Expansion (with lesser Pumpstorages necessary) Ohne zusätzliche KWK Mit 10 GW zusätzlicher KWK Mit 20 GW zusätzlicher KWK Hard Coal- Generation 260 TWh 43% 230 TWh 38% 200 TWh 33% Residuallastleistung in MW Combined Cycle Gen. 18 TWh 3% Stunden pro Jahr (geordnet)

27 Price-Scenarios Assumption: BMU Leitstudie 2011, NEP 2014, IEA WEO Jahresdurchschnittspreise in /MWh improbable, because new PP would be constructed improbable, because Wind and Solar Cut-off would solve that

28 Heat Production BMU Leitstudie 2011 Szenario 2011 A, without Nuclear, PP: 90 GW, with 500 MWh Heat Storage 28

29 Heat Production in Variations 29

30 Full Operation Time BMU Leitstudie 2011 Szenario 2011 A, without Nuclear, PP: 90 GW, with 500 MWh Heat Storage 30

31 Full Operation Time in Scen. 31

32 Marginal Return Scenarios DB1 der Strom- u. Wärmeerzeugung unwahrscheinlich, da hohe Preise Kraftwerksneubau anregen würden 2000 unwahrscheinlich, da viele Kraftwerke vorher abgeschaltet würden

33 3 Conclusion 33

34 CHP-Effects Solar and biomass heat integration Heat compound with industry Renewable Heat Waste heat utilisation CO 2 -Reduction Saving of primary energy Reduction of locale emmissions Effectiveness, Efficiency, at a reasonable price No domestic fuel Different heat sources Full-service Heat storage Security of supply Comfortable heating Utilisation of Power to Heat CHP + District Heating + Heat Storage Grid stability Electricity price reduction Power market stability Frequency stability Fast power generation control Additional generation when prices are high Additional generation in power shortages Lesser control power necessary Controlling of load gradients Lesser inefficient part load operation Security of supply Local as well as regional 34

35 Prices & CHP-Expansion Example for 2035, effect grows as renewables increase Base Peak OffPeak Residuallast 70 Ø Prices in /MWh CHP extension in GW-el 35

36 The End Thank You for Your Attention! 36