Flexibilitätskonzepte für die Stromversorgung 2050: Technologien Szenarien Systemzusammenhänge Dirk Uwe Sauer & > 100 Expertinnen und Experten aller Fachdisziplinen aus Forschung u. Industrie RWTH Aachen University JARA Energy (Jülich Aachen Research Alliance) Contact: sr@isea.rwth-aachen.de Jägerstrasse (ISEA) Mathieustrasse (E.ON ERC) Hüttenstrasse (Test center)
General principle of electrical power supply systems: Power generation and power consumption must be equal in any point in in time 200 150 100 Power in GW 50 0 2424 2448 2472 2496 2520 2544 2568 50 100 150 Share of fluctuating power generation on the total power generation: 83% hour of the year PV: 151 GW, Wind onshore: 82 GW, Wind offshore: 20 GW, Power consumption: 602 TWh/year, FEE share: 83 % Laufwasser Running water Wind onshore Wind offshore PV Last Load Residuallast load Grafik: Wuppertal Institut 21.04.2016 Arbeitskreis Energie (AKE) in der Deutschen Physikalischen Gesellschaft 3
Ad hoc Working group Flexibility Concepts Organisation: Sauer, Elsner 11 expert groups, more than 100 experts Power Generation and Flexibility Technologies Photovoltaics Lead Rech Fluctuating Renewables (FEE) Wind Lead Reuter Bio mass Lead Weidner Geothermal power generation Flexible Lead Clauser Power Generation Technologies Solarthermal power generation Lead Pitz Paal (net power generators) Conventional power plants Lead Görner, Sauer Storage Technologies Lead Elsner, Sauer Demand Side Management (power) Flexibility Lead Styczynski, technologies Sauerfor shift in time Demand Side Management (heat) Lead Henning, Sauer Grids Lead Weinhold, Sauer Flexibility technologies for regional shift Energy scenarios scenarios Lead Fischedick 21.04.2016 Arbeitskreis Energie (AKE) in der Deutschen Physikalischen Gesellschaft 4
Charakterisierung der Szenarien 21.04.2016 Arbeitskreis Energie (AKE) in der Deutschen Physikalischen Gesellschaft 5
[TWh] Auswahl illustrativer Szenarien für mögliche Stromsysteme im Jahr 2050 800 700 600 500 400 300 200 100 0 S1 S2 S3 S4 S5 S6 S7 S8 Residualbedarf PV Wind, offshore Wind, onshore Überschuss, netto 528 TWh / 57%FEE 635 TWh / 45%FEE 458 TWh / 67%FEE 502 TWh / 95%FEE 509 TWh /91%FEE 602 TWh / 83%FEE 749 TWh / 68%FEE 582 TWh / 79%FEE Trendszenario (BMWi 2014) KSP B CCS (WI 2014) Zielszenario (BMWI 2014) Regionenverbund (UBA 2010) Szenario 2.1.a (SRU 2011) Referenzszenario (Fh ISE 2013) SZEN 100 (BEE 2014) KS 90 (BMUB 2014) 21.04.2016 Arbeitskreis Energie (AKE) in der Deutschen Physikalischen Gesellschaft 6
General principle of electrical power supply systems: Power generation and power consumption must be equal in any point in in time 200 150 100 Power in GW 50 0 2424 2448 2472 2496 2520 2544 2568 50 100 150 Share of fluctuating power generation on the total power generation: 83% hour of the year PV: 151 GW, Wind onshore: 82 GW, Wind offshore: 20 GW, Power consumption: 602 TWh/year, FEE share: 83 % Laufwasser Running water Wind onshore Wind offshore PV Last Load Residuallast load Grafik: Wuppertal Institut 21.04.2016 Arbeitskreis Energie (AKE) in der Deutschen Physikalischen Gesellschaft 7
Geordnete Residuallast 150 Leistung [GW] 100 50 0 50 100 Ist 2013 S2 45 % FEE S1 57 % FEE S3 67 % FEE S7 68 % FEE S8 79 % FEE S6 83 % FEE S5 91 % FEE 150 0 2000 4000 6000 8000 Stunden S4 95 % FEE 21.04.2016 Arbeitskreis Energie (AKE) in der Deutschen Physikalischen Gesellschaft 8
Flexibilitätstechnologien 21.04.2016 Arbeitskreis Energie (AKE) in der Deutschen Physikalischen Gesellschaft 9
Concentrated Solar Power mit Speicher Thecrygroup / Wikimedia Commons Imaginis / Fotolia Flexible konventionelle Kraftwerke Stromgeführte KWK Anlagen Visual Concepts / Fotolia Geothermie mit Speicher visdia/ Fotolia Bedarfsgesteuerte Biogasanlagen Flexible Erzeugungstechnologien (Nettostromerzeuger) 10
Markus Gössing / Fotolia Andrei Merkulov / Fotolia Hanno Böck / https://hboeck.de/ Demand Side Management (Industrie) Doppelnutzenspeicher Power to Gas (Chemicals) coppiright / Fotolia Vladislav Kochelaevs / Fotolia Gert Skriver / Wikimedia Commons vege / Fotolia exclusive design / Fotolia Petair / Fotolia Demand Side Management (Haushalte) Netzausbau Power to Heat Speicher Intelligente Netze Abschaltung von EE Anlagen Flexibilitätstechnologien zur zeitlichen oder räumlichen Verschiebung 11
Methodik der Bestimmung von Technologien zum Ausgleich der Residuallast 21.04.2016 Arbeitskreis Energie (AKE) in der Deutschen Physikalischen Gesellschaft 12
Methodik zur Technologiezuordnung Zerlegung der Residuallast in Leistungsbänder PV & Wind schon installiert Charakterisierung der verschiedenen Leistungsbänder Kostenbasierte Technologiezuordnung vom kleinsten positiven Band beginnend. Ziel: Residuallast muss Null werden. 21.04.2016 Arbeitskreis Energie (AKE) in der Deutschen Physikalischen Gesellschaft 13
Residuallast ganzes Jahr: exemplarische Bandzerlegung 50 Residuallast (GW) 0-50 -100 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 21.04.2016 Zeit (h) Szenario WKA & PV 76% 14
Anlageklasse Erzeuger Typ 2 CSP, Geothermie Brennstoffkosten CO 2 Intensität Brennstoffspeicher Zufeuerung CO 2 Zeitreihe Dargebotskurve Wärme η Stromabgabe Primäre EE Wärmequelle Energiewandler (Wärme zu Strom) Individuelle Eigenschaften jeder Komponente: Investitionskosten Lebensdauer Sonstige Betriebs und Wartungskosten η Lade η EntLade min SOC Thermischer Speicher Einheitliche Eigenschaften für alle Komponenten: Kapitalzins 15
/kwh 1,000 0,900 0,800 0,700 0,600 0,500 0,400 0,300 0,200 0,100 0,000 21.04.2016 "CSP Kosten als Funktion der Vollaststunden "KS_90_BMUB_2014!" Merit Order Vollkosten Bester 0 2000 4000 6000 8000 Volllaststunden / Jahr "SZEN_100_BEE_2014" "SZEN_100_BEE_2014" "Referenzszenario_ISE_2013" "Szenario_2_1_a_SRU_2011" "Regionenverbund_UBA_2010" "Zielszenario_BMWi_2014" "Trendszenario_BMWi_2014" "Best Price Trendszeanrio"+Trendszenario_BMWi_2014" "Best Price ISE 2013" Grenius Referenz "Best price KS_90_BMUB_2014" Datenquelle: Prof. Pitz Paal 16
Herausforderung 1: Bedarfsspitzen und schnelle Leistungsänderungen 17
Residuallast [GW] 100 50 0 50 100 Schnelle Leistungs än derungen Bedarfsspitzen ca. 6 Wochen Zusätzlicher Bedarf Überschuss 150 800 1000 1200 1400 1600 Stunde des Jahres PV: 151 GW, Wind onshore: 82 GW, Wind offshore: 20 GW, Stromverbrauch: 602 TWh, FEE Anteil: 83 % 18
Kurzzeitige Flexibilität Option 1 Flexible Erzeuger wie Gasturbinen (Erdgas, Biogas, Wasserstoff) Weitere Erhöhung der Flexibilität bis 2050 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 2050 erwartet. Kostengünstig, da wenig zusätzlicher Invest. 19 User:LSDSL / Wikimedia Commons Vladislav Kochelaevs / Fotolia Petair / Fotolia
Zusammenfassende Darstellung DSM Haushalte Energie Energie in GWh 160 140 120 100 80 60 40 20 0 Kosten: Investition: 50 EUR pro Haushalt Laufende Kosten: 30 EUR pro Haushalt und Jahr 21.04.2016 Haushaltsgeräte PV Speicher Arbeitskreis Energie (AKE) in der Deutschen Physikalischen Gesellschaft Elektrofahrzeugbatterien 80% der Haushalte nehmen mit 2 kw / 4kWh teil 130 GWh 20
Konsumausgaben von 4-Personenhaushalten in Deutschland Mobilfunkvertrag 4 Personen Tarife S bis M 10 /Monat Handymiete 33% Rabatt ab 2. Vertrag Mobilität 1 PKW mit 13500 km/jahr @ 30 ct/km bis mittlere Haushaltsausgaben für Mobilität pro Familie 2011 (Stat. Bundesamt 2013) Strom 4 Personen, 4000 kwh/jahr PV-Anlage mit Speicher, 70% Eigenversorgung & 30% Zukauf bis vollständiger Zukauf @ 30 ct/kwh 1440 2160 /Jahr 4050 5112 /Jahr 860 1200 /Jahr 21.04.2016 Arbeitskreis Energie (AKE) in der Deutschen Physikalischen Gesellschaft 21
Anticipated business models of Google, Apple & Co. power mobility heat Demand side potential - PV home storage system - Electric vehicle - Electric hot water and space heating - Applicances communications One contract fits it all Assumption - 2 kw / household - 4 kwh shiftable load / household - 40 Mill. households 80 GW, 160 GWh flexible power 21.04.2016 Arbeitskreis Energie (AKE) in der Deutschen Physikalischen Gesellschaft 22
Herausforderung 2: Mehrwöchige Perioden mit geringer solarer Einstrahlung und geringem Windaufkommen ( Dunkelflauten ) 23
Residuallast [GW] 100 50 0 50 100 Dunkelflaute (ca. 14 Tage): wenig Wind und Sonne ca. 6 Wochen Zusätzlicher Bedarf Überschuss 150 800 1000 1200 1400 1600 Stunde des Jahres PV: 151 GW, Wind onshore: 82 GW, Wind offshore: 20 GW, Stromverbrauch: 602 TWh, FEE Anteil: 83 % 24
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 / https://hboeck.de/ Alle Optionen haben im Kern Gasturbinen, Gesamtkapazität 40 bis 60 GW 25
Herausforderung 3: Zeitweise hohe Überschüsse aus fluktuierender Erzeugung 26
Residuallast [GW] 100 50 0 50 100 Verwendung von Überschüssen 150 1500 1700 1900 2100 2300 Stunde des Jahres PV: 151 GW, Wind onshore: 82 GW, Wind offshore: 20 GW, Stromverbrauch: 602 TWh, FEE Anteil: 83 % Zusätzlicher Bedarf Überschuss 27
Warum ist die Nutzung der Überschüsse so gering? 5000 120 Stunden mit Überschüssen 4000 3000 2000 1000 Überschussenergie [TWh] 100 80 60 40 20 0 0 0% 20% 40% 60% 80% 100% 0% 20% 40% 60% 80% 100% Anteil fluktuierender Erneuerbarer Anteil fluktuierender Erneuerbarer 28
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 >80% Stromerzeugung aus PV und Wind) Option 4 Abregelung Wirtschaftlich, wenn Investkosten für Alternativnutzung zu hoch 29 vege / Fotolia Hanno Böck / https://hboeck.de/ coppiright / Fotolia Vladislav Kochelaevs / Fotolia
60 50 40 30 20 10 0 CO 2 Minderung ggü. 1990 80 % 90 % 100 % DSM Industrie DSM Haushalt inkl. Elektrofahrzeugbatterien und PV Speicher Wasserstoffspeicher 30 installierte Entladeleistung [GW] 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
Geordnete Residuallast 150 Leistung [GW] 100 50 0 50 100 Ist 2013 S2 45 % FEE S1 57 % FEE S3 67 % FEE S7 68 % FEE S8 79 % FEE S6 83 % FEE S5 91 % FEE 150 0 2000 4000 6000 8000 Stunden S4 95 % FEE 21.04.2016 Arbeitskreis Energie (AKE) in der Deutschen Physikalischen Gesellschaft 31
Wann gibt es wie viele Überschüsse? 5000 120 Stunden mit Überschüssen 4000 3000 2000 1000 Überschussenergie [TWh] 100 80 60 40 20 0 0 0% 20% 40% 60% 80% 100% 0% 20% 40% 60% 80% 100% Anteil fluktuierender Erneuerbarer Anteil fluktuierender Erneuerbarer 21.04.2016 Arbeitskreis Energie (AKE) in der Deutschen Physikalischen Gesellschaft 32
Power to gas yes, but through power to heat Hydrogen generation Methanisation Methane / natural gas Investment > 1000 /kw Efficiency ~ 60% fluctuating power generation (Wind or PV) investment < 50 /kw Efficiency ~ 93% Power grid 10.12.2015 Energieagentur NRW AG 3 Speicher Hybride heating system natural gas & electrical power 33
Herausforderung 4: Wirtschaftlichkeit 34
Mehrkosten pro MWh im Vergleich zum frozen Szenario in 40 30 20 10 0 10 20 Frozen Scenario: ca. 6,7 ct/kwh ohne CO 2 Kosten ca. 9,2 ct/kwh mit CO 2 Kosten 30 50% 60% 70% 80% 90% 100% CO 2 Einsparung im Vergleich zu 1990 ohne CO2 Zertifikatsko sten mit CO2 Zertifikatsko sten (76 pro Tonne) mit CO2 Zertifikatsko sten (76 pro Tonne) und FEE Überinstallat ion 35
Herausforderung 5: Marktliberalisierung und Aussicht auf neue, kostengünstige Stromerzeuger sind Treiber für eine Dezentralisierung der Energieversorgung 36
Dezentrale Stromversorgungssysteme Übertragung Von zentraler Stromversorgung und unidirektionalem Netz Verteilung und Verbrauch zu dezentralen Stromversorgungssystemen mit bidirektionalem Ausgleich Siemens AG 2015
Zentral 38 SteKrueBe / Wikimedia Commons Imaginis / Fotolia Thecrygroup / Wikimedia Commons Markus Gössing / Fotolia vege / Fotolia visdia/ Fotolia Petair / Fotolia Visual Concepts / Fotolia Dezentral Terry Hughes / Wikimedia Commons vege / Fotolia User:LSDSL / Wikimedia Commons
Mehrkosten durch Dezentralität 3 unabhängige Regionen in Deutschland Kostenvergleich bei Verwendung überwiegend dezentraler Technologien 140% 130% 120% 110% 100% 40% 60% 80% 100% Anteil Wind und PV Gutschrift durch Vermeidung von Übertragungsnetzausbau: zwischen 6 und 8 Prozentpunkte 39
Unterschiedliche CO 2 Einsparungsziele 21.04.2016 Arbeitskreis Energie (AKE) in der Deutschen Physikalischen Gesellschaft 40
100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 CO 2 Minderung gegenüber 1990 80% 90% 90% 90% 100% 100% DSM Industrie DSM Haushalt Wasserstoffspeicher Industrielle KWK Gasturbinen Biogas GuD Biogas Gasturbinen Erdgas GuD Erdgas Steinkohle Braunkohle CCS Braunkohle 41 installierte Leistung Flexibilitätstechnologien [GW] mit Braunkohle (67 % FEE) mit Bioenergie, Referenzszenario (67 % FEE) mit Braunkohle CCS (67 % FEE) FEE und Speicher (95 % FEE) FEE, Bioenergie und Speicher (95 % FEE) Überinstallation FEE (136 % FEE) 21.04.2016 Arbeitskreis Energie (AKE) in der Deutschen Physikalischen Gesellschaft
Anteile der Leistungs und Energiebereitstellung der jeweiligen Technologien 100% 80% 60% 40% 20% 0% 21.04.2016 Leistung PV Wind onshore Wind offshore Braunkohle Braunkohle CCS GuD Erdgas Gasturbinen Erdgas GuD Biogas Gasturbinen Biogas Industrielle KWK Wasserstoffspeicher DSM Haushalt DSM Industrie CO 2 Minderung gegenüber 1990 80% 90% 90% 90% 100% 100% Energie mit Braunkohle (67 % FEE) Leistung Energie mit Bioenergie, Referenzszenario (67 % FEE) Leistung Energie mit Braunkohle CCS (67 % FEE) Leistung Energie mit FEE und Speicher (95 % FEE) Leistung Energie mit FEE, Biogas, Speicher (95 % FEE) Leistung Energie Überinstallation FEE (136 % FEE) 42
installierte Leistung Technologie Portfolios für mögliche Stromsysteme mit 100 Prozent Emissionsreduktion oder sehr geringen Restemissionen. 100% 80% 60% 40% 20% 0% Überinstallation FEE (136 % FEE) 21.04.2016 FEE Anteil größer 80 % 45 % FEE mit CSP 57 % FEE ohne CSP Arbeitskreis Energie (AKE) in der Deutschen Physikalischen Gesellschaft geringe Restemissionen erlaubt (57 % FEE) DSM Industrie DSM Haushalt Wasserstoffspeicher Industrielle KWK Holzkraftwerk Gasturbinen Biogas GuD Biogas Gasturbinen Erdgas GuD Erdgas Solarthermie (CSP) Geothermie Wind offshore Wind onshore PV 43
Mehrkosten pro Megawattstunde gegenüber dem frozen Szenario bei verschiedenen CO 2 Reduktionsgraden sowie jeweils mit und ohne Berücksichtigung von CO 2 Zertifikatskosten Mehrkosten pro MWh ggü. frozen Szenario in 21.04.2016 40 30 20 10 0 10 20 30 50% 60% 70% 80% 90% 100% CO 2 Einsparung ggü. 1990 ohne CO2 Zertifikatskosten mit CO2 Zertifikatskosten (76 pro Tonne) mit CO2 Zertifikatskosten (76 pro Tonne) und FEE Überinstallation 46
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 2050 günstiger sein als bei Weiternutzung fossiler Energieträger Energieversorgung könnte stark dezentral werden 47
Fazit Frühe Festlegung des langfristigen CO 2 Ziels für den Stromsektor von großer Bedeutung ist, um Fehlinvestitionen zu vermeiden. Gasturbinentechnologie in allen Systemvarianten mit relativ ähnlichen installierten Leistungen (Betrieb je nach Szenario mit Erdgas, Biogas oder Wasserstoff) Die Steigerung der CO 2 Minderung bis hin zu einem vollständig dekarbonisierten Stromsystem ist günstiger, als den Kraftwerksmix des Jahres 2025 beizubehalten (frozen Szenario bei 76 pro Tonne) 21.04.2016 Arbeitskreis Energie (AKE) in der Deutschen Physikalischen Gesellschaft 48
Ad hoc Working group Flexibility Concepts Organisation: Sauer, Elsner 11 expert groups, more than 100 experts Power Generation and Flexibility Technologies Photovoltaics Lead Rech Fluctuating Renewables (FEE) Wind Lead Reuter Bio mass Lead Weidner Geothermal power generation Flexible Lead Clauser Power Generation Technologies Solarthermal power generation Lead Pitz Paal (net power generators) Conventional power plants Lead Görner, Sauer Storage Technologies Lead Elsner, Sauer Demand Side Management (power) Flexibility Lead Styczynski, technologies Sauerfor shift in time Demand Side Management (heat) Lead Henning, Sauer Grids Lead Weinhold, Sauer Flexibility technologies for regional shift Energy scenarios scenarios Lead Fischedick 21.04.2016 Arbeitskreis Energie (AKE) in der Deutschen Physikalischen Gesellschaft 49
Flexibilitätskonzepte für die Stromversorgung 2050: Technologien Szenarien Systemzusammenhänge Dirk Uwe Sauer RWTH Aachen University JARA Energy (Jülich Aachen Research Alliance) Contact: sr@isea.rwth-aachen.de Jägerstrasse (ISEA) Mathieustrasse (E.ON ERC) Hüttenstrasse (Test center)