Bewertung von Pumpspeicherwerken unter Berücksichtigung erneuerbarer Energien - Studie im Auftrag der Voith Hydro -

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1 Bewertung von Pumpspeicherwerken unter Berücksichtigung erneuerbarer Energien - Studie im Auftrag der Voith Hydro - Einleitung Methodik Szenario Ergebnisse Fazit Denis vom Stein Essen,

2 Einleitung Installierte Kapazität 2 Hintergrund Strukturwandel in der Energiewirtschaft durch Zubau von Erzeugungsleistung auf Basis von Windund Solarenergie (EE) Dargebotsabhängigkeit und Unsicherheiten führen zu höherem Bedarf an Flexibilität Bereitstellung gesicherter Leistung durch thermische Kraftwerke aufgrund geringer Wirtschaftlichkeit fraglich Pumpspeicherkraftwerke können sowohl Flexibilität als auch gesicherte Leistung zu Spitzenlastzeiten bereitstellen Ziel der Studie Erwartete Entwicklung des deutschen Erzeugungssystems (NEP) 300 GW B 2034 B Therm. Kraftwerke Wind Laufwasser Pumpspeicher Photovoltaik Bewertung des gesamtwirtschaftlichen Nutzens zusätzlicher Pumpspeicher unter expliziter Berücksichtigung des Ausgleichs von EE-Prognoseabweichungen Sonstige Quelle: NEP 2014

3 Einleitung Turbine Pumpe 3 Flexibilität durch Speicher bei volatiler EE-Einspeisung Vergleichmäßigung der Residuallast Einsatz des Speichers auf Basis der vortägigen EE- Prognose (Day-Ahead-Handel) Ausgleich von Prognoseabweichung Untertäglicher Dispatch auf Basis von Prognoseupdates & -fehlern (Intraday-Handel) Regelleistung Vorhaltung und Erbringung von Regelleistung (Regelleistungsmarkt) Last PV h 22 Zeit (Tag) Prognose Einspeisung h 22 Zeit (Tag) MW Negativer Abruf Positiver Abruf Dez Adäquate Bestimmung des gesamtwirtschaftlichen Mehrwertes von Speichern erfordert: Rollierende Simulation mit aktualisierten Prognosen Detaillierte Abbildung von Regelleistung

4 METHODISCHES VORGEHEN 4

5 Methodik 5 Methodisches Vorgehen Überblick PSKW-Zubauvariante 2 PSKW-Zubauvariante 1 Basis Ermittlung der gesicherten Leistung durch PSKW Anpassung des thermischen Kraftwerksparks Regelleistungsdimensionierung Deterministische Marktsimulation Rollierende Marktsimulation Auswertungen

6 Methodik Prognose (Wind) 6 Rollierende Marktsimulation Optimierung des Kraftwerkseinsatz anhand von Einspeiseprognosen (Update alle 6 Stunden) Ausgleich der Differenz zwischen 2 Prognosen durch kurzfristig flexible Einheiten (z.b. Pumpspeicher oder Gaskraftwerke) Auch grenzüberschreitender Ausgleich möglich Prognose 1 Historisch Prognose 2 Historisch GW Beginn Schritt 2 Ausgleich durch flexible Einheiten Stunde h

7 Methodik Prognoseabweichung Wind (RMSE) 7 Anpassung Prognosedaten an Szenario 2033 Aufbereitung der Eingangsdaten zur Verwendung in Simulationen durch Zeitreihen für rollierende Marktsimulation Prognosefehler mit Horizont von 1 Stunde zur RL-Dimensionierung Prognosefehlerentwicklung nach BMU Leitstudie GW Verwendete Prognosefehler für Szenario 2033 am Beispiel von Wind Skalierung historischer Prognosen anhand installierter Erzeugungskapazität Berücksichtigung in Rollierung Interpolation fehlender Prognosewerte Berücksichtigung im Rahmen der Rollierung Abschätzung des 1h-Prognosefehlers nach BMU Leitstudie 2011 Berücksichtigung im Rahmen der Regelleistungsdimensionierung h 24 Prognosehorizont

8 SZENARIOBESCHREIBUNG 8

9 Szenario 9 Szenarioüberblick Erzeugungsleistung Szenario nach Agora-Studie Stromspeicher in der Energiewende für das Jahr 2033 Aufbauend auf Netzentwicklungsplan und SO&AF der ENTSO-E EE-Anteil von 61% in Deutschland und 39% in Europa GW Installierte Leistung nach Primärenergieträgern in Europa 2033 Basisszenario DE NL BE FR CH AT CZ PL DK SE NO FI UK ES PT IT HU SK SI Kernenergie Braunkohle Steinkohle Erdgas Öl Hydraulisch Sonstige Wind onshore Wind offshore Photovoltaik Biomasse

10 Szenario 10 Betrachtungsbereich und Sensitivitäten Simulationsbereich Fokusbereich Simulation von EE-Prognosefehler Technische Daten Einheit PSKW PSKW Variante 1 Variante 2 Umwälzwirkungsgrad % FI Technische Lebensdauer a IE UK FR BE NL NO CH DK DE SE CZ AT SI PL SK HU EE LV LT Anlagenleistung (Erzeugung) MW Anlagenleistung (Verbrauch) MW Max. Vollastbetrieb (Erzeugung) h 9,0 9,0 Max. Vollastbetrieb (Verbrauch) h Ca. 11 Ca. 11 Spez. Investitionskosten Leistung /kw PT ES IT Spez. Investitionskosten Kapazität /kwh Jährliche spez. Betriebskosten /kw/a Bewertung von zwei Ausbaustufen an PSKW mit einem Energy-to-Power Verhältnis von 9 MWh/MW

11 Einfluss von PSKW Zubau auf Erzeugungssystem ERGEBNISSE 11

12 Ergebnisse Gesicherte Leistung Gesicherte Leistung 12 Reduktion der thermischen Kapazität durch Zubau von PSKW 90 GW Zubau Zusätzl. Gasturbine PV Wind Turbine Laufwasser KWK flexibel KWK Oelkraftwerk Ölkraftwerk Gasturbine (oel-gefeuert) (öl-gefeuert) GuD (oel-gefeuert) (öl-gefeuert) Gaskraftwerk Gasturbine (gas-gefeuert) GuD (gas-gefeuert) Steinkohlekraftwerk Braunkohlekraftwerk Annahme: 85 GW gesicherte Leistung erforderlich PSKW mit Beitrag zur gesicherten Leistung Reduktion der thermischen Kapazitäten nach Grenzkosten und Flexibilität 1. Öl-gefeuerte Anlagen 2. Gaskraftwerke 3. Gas-gefeuerte Gasturbinen Vollständiger Rückbau von Erzeugungsanlagen auf Basis des Primärenergieträgers Öl 0 Basis 6 GW - 9h 3 GW - 9h Last 2033

13 Ergebnisse Einsatz der Flexibilitätsoptionen Einspeisung / Vorhaltung Residuallast 13 Einsatzweise der zusätzlichen Pumpspeicherkraftwerke Beispielhafter Fahrplan vom PSKW aus Variante 1 für eine Woche 8 GW Residuallast (DE) 60 GW Turbine Pumpe Bsp.woche Sekundärregelleistung (positiv) Minutenreserve (positiv) Sekundärregelleistung (negativ) Minutenreserve (negativ) Einsatzweise von PSKW-Zubauvarianten Teilnahme am Fahrplanenergiemarkt Volllaststunden in Variante 1 (+6 GW): 945 h/a Volllaststunden in Variante 2 (+3 GW): 1066 h/a Vorhaltung von Regelleistung verschiedener Qualitäten (auch aus Stillstand)

14 Einfluss von PSKW Zubau auf Kosten ERGEBNISSE 14

15 Ergebnisse Mehrwert durch PSKW Zubau Kosten(-)/Einsparungen(+) 15 Variante 1 Kosteneinsparungen und Investitionskosten Investitionskosten von Speichern im Vergleich zu Kosteneinsparungen Eingesparte Fixkosten thermischer Kraftwerke aufgrund des Beitrags zur gesicherten Leistung der zusätzlichen Pumpspeicher Geringere variable Kosten durch verbesserten Dispatch und Ausgleich von Prognoseabweichungen Bandbreite für Bewertung der Mehrintegration von Einspeisung aus EE 400 Mio. 300 a /MWh 0 /MWh Investitions- und Betriebskosten Speicher Eingesparte Fixkosten therm. Kraftwerke Eingesparte variable Systemkosten Eingesparte Emissionskosten Bandbreite der Kostenreduktion durch EE-Integration Resultierender gesamtwirtschaftlicher Mehrwert Zubau von 6 GW an Speichern mit leicht positivem Nutzen aus Systemsicht 2-20 Mio. /a* * Bei einer EE-Vergütung von 61 /MWh gem. Agora

16 Ergebnisse Mehrwert durch PSKW Zubau Kosten(-)/Einsparungen(+) 16 Variante 2 Kosteneinsparungen und Investitionskosten 250 Mio. 200 a Variante 2 mit 3 GW/9h Investitions- und Betriebskosten Speicher Eingesparte Fixkosten therm. Kraftwerke Eingesparte variable Systemkosten Eingesparte Emissionskosten Bandbreite der Kostenreduktion durch EE-Integration Resultierender gesamtwirtschaftlicher Mehrwert PSKW-Zubau von 3 GW führt zu gesamtwirtschaftlichem Mehrwert i.h.v Mio. /a* * Bei einer EE-Vergütung von 61 /MWh gem. Agora

17 Fazit 17 Schlussfolgerungen Speicher können signifikanten Beitrag zur gesicherten Leistung sowie zum kurzfristigen Ausgleich von EE-Prognosefehlern bieten Detailliertere Modellierung des Einflusses von Prognoseabweichungen ermöglicht verbesserte Bewertung von Flexibilitätsoptionen Abbildung von gesicherter Leistung und EE-Prognosefehlern notwendig zur Evaluierung des zukünftigen Mehrwertes von Flexibilitätsoptionen wie Speichern Variante +3 GW Pumpspeicher ergibt ökonomischen Nutzen von bis zu 92,4 Mio. /a Variante +6 GW Pumpspeicher führt zu nahezu Break-Even Situation in ökonomischer Kosten-Nutzen-Betrachtung (bis zu 20,4 Mio. /a) Eingesparte Fixkosten thermischer Kraftwerke machen Großteil der für 2033 simulierten Kosteneinsparungen aus Mehrintegration EE durch PSKW von bis zu 261 GWh/a (183 GWh/a in Variante +3 GW) insbesondere durch den Einsatz der Pumpen

18 Weitere Fragen? Auftraggeber Voith Hydro Holding GmbH & Co. KG Vortragender Denis vom Stein, M.Sc. Institut für Elektrische Anlagen und Energiewirtschaft (IAEW), RWTH Aachen University Institutsleiter Univ.-Prof. Dr.-Ing. Albert Moser