Wege zur 100% erneuerbaren Stromversorgung - die Speicherfrage -

Energie speichern aber wie? 29. November 2010 Wege zur 100% erneuerbaren Stromversorgung - die Speicherfrage - Dr. Christian Hey Sachverständigenrat für Umweltfragen, Berlin 1

Sachverständigenrat für Umweltfragen Wir über uns Unabhängiges, wissenschaftliches Beratungsgremium der Bundesregierung seit 1971, berufen durch das Bundeskabinett 7 Univ.-Prof. aus den Bereichen Naturwissenschaften, Technik, Ökonomie, Recht, Politologie Umweltsituation, Entwicklungs- tendenzen und politische Fehlentwicklungen in Deutschland darstellen und begutachten 2

Überblick über den Vortrag Viele Wege zur regenerativen Vollversorgung bis 2050 Herausforderung: hohe Volatilität Optionen der Flexibilisierung von Angebot und Nachfrage Optionen für 2050 : Norwegen Optionen im Übergang (2020 ff) Schlussfolgerungen 3

Viele Wege zu 100% erneuerbare Stromversorgung Nachfrage DE 2050: 500 TWh Nachfrage DE 2050: 700 TWh Selbstversorgung Szenario 1.a DE-100 % SV-500 Szenario 1.b DE-100 % SV-700 Netto-Selbstversorgung Szenario 2.1.a Szenario 2.1.b Austausch mit DK/NO DE-NO/DK-100 % SV-500 DE-NO/DK-100 % SV-700 Maximal 15% Nettoimport aus DK/NO Szenario 2.2.a DE-NO/DK-85 % SV-500 Szenario 2.2.b DE-NO/DK-85 % SV-700 Maximal 15 % Nettoimport aus EUNA Szenario 3.a DE-EUNA-85 % SV-500 Szenario 3.b DE-EUNA-85 % SV-700 4

Volatilität und Speicherbedarf im Jahre 2050 sehr hoch ( Szenario 2.1.a) 5

Unterschiedlicher Speicherbedarf im Jahre 2050: Je mehr Selbstversorgung, desto höher der Bedarf in Deutschland 1.200 max. storage capacity 1.000 Balancing energy [GWh] 800 600 400 200 0 DE-500 DE-700 DE-NO-500 DE-NO-700 DE-EUNA-500 DE-EUNA-700 Wachsende Modell-Systemgrenze

Flexibilisierungsoptionen Zum Ausgleich von Stromerzeugung und Verbrauch Flexibilisierung konventioneller Kraftwerke und von Bioenergieeinsatz Smart Grid Nachfragemanagement Pumpspeicherkraftwerke Weiträumiger Netzausbau Druckluftspeicher/ Methan oder H2-Speicherung

Kosten verschiedener Speicheroptionen Abhängig vom Speicherzyklus und Technologie Full costs [ct/kwh] 45 40 35 30 25 20 15 10 Speicherzyklus: täglich (peak shaving) Speicherzyklus: 2 Wochen 5 0 PHS AA-CAES Hydrogen PHS AA-CAES Hydrogen (Source: dena / VDE 2009, p. 75)

Speicher im Peak Shaving Betrieb auf dem Strommarkt Wirtschaftlichkeit nimmt mit zunehmendem Speicheranteil ab Strompreis [ /MWh] PEAK AUSSPEICHERUNG (Stromproduktion) SPREAD EINSPEICHERUNG (Stromverbrauch) OFF-PEAK Zeit [h]

Empfehlungen für Anreize zur Speicherentwicklung Stufen 4 Im Falle ungenügender Marktanreize Maßnahmen zur Reduzierung von Marktrisiken Maßnahmen zur Internalisierung von Systemsicherheitskosten 3 Forschung zur Bestimmung des technischen Bedarfs und marktlichen Anreize für Speicher (z.b. mit detaillierten Speicherprognoseszenarien) 2 RD&D Initiative zur Unterstützung von AA- CAES, H2 and CH4-Speicher in Deutschland 1 Enwicklung der Übertragungskapazitäten nach Norwegen (Anbindung der Wasserspeicher- und Pumpspeicherkapazitäten) Zeit

Nutzung der norwegischen Speicherstände Füllstand der norwegischen Speicherwasserkapazität mit Ein- und Ausspeicherung aus Szenario 2.1 für 2050 Max. Füllstand 84 TWh 90 85 80 1990-2008 max. 75 70 65 Szenario 2.1.a 500 TWh/a 60 Energiemenge [TWh] 55 50 45 40 35 30 25 Norwegen 2008 1990-2008 min. 20 Min. Füllstand 0 TWh 15 10 5 0 Szenario 2.1.b 700 TWh/a 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 Zeit [Woche] NO real 2008 Minimaler Speicherfüllstand 1990-2007 Maximaler Speicherfüllstand 1990-2008 Szenario 2.1a Szenario 2.1b

Ideale Naturräumliche Bedingungen in Norwegen Günstige Geographie /Kaskaden von Seen Geringe Eingriffstiefe in Naturhaushalt: die Kraftwerke befinden sich in Kavernen Nur noch Aufrüstung vorhandener Wasserkraftwerken Schnelle Aufrüstung möglich:

NORWEGIAN HYDRO FLEXIBILITY OPTIONS SLIDE I Pumped storage Installed capacity 1 GW Mainly built for seasonal pumping Expansion possibilities in Southern Norway 15-20 GW Storage capacity for continuous pumping 120 hours Using only existing reservoirs both upstream and downstream Aus: L.A.Fodstad, Statkraft, Präsentation 5.7.2010

ABER: Abhängig von der Energienachfrage zwischen 42 und 62 GW Übertragungskapazitäten bis zum Jahre 2050 erforderlich wenn D EU-Energiedrehscheibe wird, noch mehr Maximale Übertragungskapazität in GW DE-DK-NO 2050 (Szenario 2.1a) NO 46 GW DK 42 GW DE

Netzausbaupläne bis 2020 für den Übergang unzureichend SK4 Capacity: 600 MW Investment cost: 3 billion NOK Length: 260 km Operational: 2014 Partners: Statnett Energinet.dk Maturity: High NORD.LINK Capacity: 1400 MW Investment: 11 billion NOK Length: 550-625 km Operational: 2016-17 Partners: Statnett transpower Maturity: Medium South-West link: Capacity: 1200 MW Investment: ca 1,5 billion NOK Statnett Length: 150 km ca 400 km total Operational: 2016-2020 Partners: Statnett Svenska Kraftnett Maturity: Medium NorNed 2 Capacity: 700 MW Investment cost: 5,3 billion NOK Length: 580 km Operational 2015-16 Partners: Statnett TenneT Maturity: Medium NorGer Capacity: 1400 MW Investment: 12 billion NOK Length: 600 km Operational: 2016-17 Partners: Agder, Lyse, EGL, Statnett Maturity: Medium NSN (UK) Capacity: 1400 MW Investment 13,5 billion NOK Length: 745 km Operational: 2017-2020 Partners: Statnett National Grid Maturity: Low + 01.12.2010 15

Übergang ist kritisch bei 50% EE (ab 2020) Ausgleichs-/Flexibilisierungsbedarf (bei 50% EE): 16 GW Max. Speicherkapazität und Last in NO bis 2020: 8 GW (ohne Zubau) Übertragungskapazität 2,8 bis max. 4 GW Übertragungskapazität nach Süddeutschland?? bis wann? Anschluss der Norwegische PSK bei schnellem Ausbau der Erneuerbaren Energien in den 2020erJahren noch unzureichend

Flexibilisierung durch konv. Kraftwerke im Übergang als wichtigste Option Entwicklung der Bruttostromerzeugung 2005 bis 2050 konventionelle Erzeugung und regenerative Energiequellen (für 509 TWh/a in 2050) 800 700 600 500 TWh/a 400 300 200 100 0 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 Jahr KernE BK SK EG Sonstige konventionelle Energieträger Wasserkraft gesamt Wind Onshore Wind Offshore Biomasse gesamt PV Geothermie Zubau Erdgas Zubau Steinkohle Zubau Braunkohle 17

Schlussfolgerungen: warum sind heimische Pumpspeicher volkswirtschaftlich wichtig? Kostengünstigste Option des Lastausgleichs, neben Flexibilisierung konventioneller Kraftwerke und DSM, Günstige PSW senken Bedarf an teuren Druckluftspeichern Kostensenkung und -stabilisierung durch Senkung des Spreads Leitungsausbau nach NO kurzfristig nicht ausreichend Zusätzlicher Bedarf bei LVZ

Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit! Dr. Christian Hey Sachverständigenrat für Umweltfragen, Berlin www.umweltrat.de 19