Modellierung der flexiblen Energiebereitstellung von Wasserkraftwerken in Europa

Modellierung der flexiblen Energiebereitstellung von Wasserkraftwerken in Europa Constanze Hecker (1)1, Evamaria Zauner (1), Christoph Pellinger (1), Luis Carr (1), Stephan Hötzl (2) (1) Forschungsstelle für Energiewirtschaft e.v., Am Blütenanger 71, 80995 München, Tel.: +49-89-158121-70, cpellinger@ffe.de, www.ffe.de (2) Lehrstuhl für Wasserbau und Wasserwirtschaft der TU München Arcisstr. 21, 80333 München, Tel.: +49-89-289-23165, stephan.hoetzl@tum.de, www.wb.bgu.tum.de Kurzfassung: Der Modellierung des Flexibilitätspotenzials von Pump- und Speicherwasserkraftwerken kommt bei der Bestimmung des zukünftigen Speicherbedarfs eine große Bedeutung zu. Die Betriebsweise der Speicher- und Pumpspeicherkraftwerke kann durch Anforderungen des Hochwasserschutzes und weitere ökologische Anforderungen stark beeinflusst werden. Zudem sind Pumpspeicher und Speicherkraftwerke häufig in komplexe Kraftwerksketten eingebunden und ein erheblicher Teil der Stromproduktion ist auf den natürlichen Zufluss zurückzuführen. Für eine detaillierte Modellierung der flexiblen Energiebereitstellung fehlen in der Regel jedoch die Eingangsdaten. Die zentrale Fragestellung lautet daher, ob es möglich ist auf Basis öffentlich verfügbarer Datenquellen die Einschränkungen in der Betriebsweise der Kraftwerke in einem Top-Down-Ansatz abbilden zu können. Keywords: Wasserkraft, Pumpspeicher, Saisonspeicher, Flexibilität, Modellierung 1 Ausgangssituation Für die Analyse des zukünftigen Speicherbedarfs im Rahmen einer Optimierung unseres Energiesystems, ist es wichtig die bestehenden Speicherpotenziale möglichst vollständig abzubilden. Der Modellierung des Flexibilitätspotenzials von Pump- und Speicherwasserkraftwerken, die eine etablierte Speichertechnologie darstellen, kommt hier eine große Bedeutung zu. Der Einsatzzweck und die Betriebsweise der Speicher- und Pumpspeicherkraftwerke sowie die ökologische Anforderungen beeinflussen dabei das tatsächlich zur Verfügung stehende Flexibilitätspotenzial einzelner Anlagen. Je unabhängiger der Betrieb eines Wasserkraftwerks vom natürlichen Zufluss bzw. Abfluss ist, desto größer fallen die verfügbaren Flexibilitätspotenziale aus. In Deutschland entfällt für die Pumpspeicherkraftwerke nur ein geringer Anteil von ca. 6 % der jährlich produzierten elektrischen Energie auf die Erzeugung aus natürlichem Zufluss [1]. Daher können Pumpspeicher in Deutschland können daher relativ einfach über die Volumen der Ober- und Unterbecken sowie die maximale Leistung der installierten Pumpe und Turbine abgebildet werden. Anders verhält es sich jedoch mit Pump- und Speicherkraftwerken in den 1 Jungautor Adresse: Am Blütenanger 71 in 80995 München, Tel.: +49-89-158121-70, Fax: +49-89-158121-10, checker@ffe.de, www.ffe.de Seite 1 von 19

angrenzenden Nachbarländern in Europa. Häufig sind hier Pumpspeicher und Speicherkraftwerke in komplexe Kraftwerksketten eingebunden und ein erheblicher Teil der Stromproduktion ist auf den natürlichen Zufluss zurückzuführen. Daher müssen hier ökologische Anforderungen, wie beispielweise gewisse Mindestabflüsse, für eine realitätsnahe Abbildung berücksichtigt werden. Für eine detaillierte, hydrologische Modellierung einzelner Kraftwerke, wie in [2], fehlen in der Regel jedoch die relevanten Eingangsdaten, wie Ab- und Zuflüsse und Wasserstände zu jedem Speichersee. Auf Basis einer Reihe von verfügbaren Datenquellen, wie der Erzeugungsgänge der Kraftwerke wird eine Methodik vorgestellt, um die Flexibilitätspotenziale der Speicher- und Pumpspeicherkraftwerke einzelner Länder unter Berücksichtigung der oben genannten Anforderungen an den Betrieb empirisch zu modellieren. Die Besonderheit des gewählten Top-Down-Ansatzes liegt darin, dass die Eingangsdaten auf meist frei zugänglichen, historischen Daten beruhen. Somit wird gewährleistet, dass eine direkte Konsistenz zu tatsächlichen Erzeugungsdaten der Wasserkraftwerke gegeben ist. Im Rahmen dieser Methodik werden aus den historischen Erzeugungsgängen Referenzlastgänge generiert, die nach Festlegung geeigneter Randbedingungen zur Bestimmung eines verfügbaren Flexibilitätspotenzials herangezogen werden können. Die Arbeit entstand in dem Projekt Merit Order der Energiespeicherung im Jahr 2030 (Förderkennzeichen: 03ESP110A), das vom Bundesministerium für Wirtschaft und Energie im Rahmen der Förderinitiative Energiespeicher zusammen mit 13 Industriepartnern gefördert wird und in einer Kooperation mit dem Lehrstuhl für Wasserbau und Wasserwirtschaft der TU München. 2 Methodik Der entwickelte Top-Down-Ansatz zur Bestimmung des Flexibilitätspotenzials von Pumpund Speicherkraftwerken basiert auf der Ermittlung von Referenzlastgängen. Bei der Erstellung der Referenzlastgänge wird zwischen den verschiedenen Kraftwerkstypen, Speicher- (SW), Pumpspeicher- (PSW) und Laufwasserkraftwerken (LW) unterschieden, um die unterschiedlichen Charakteristiken in deren Betriebsweise zu berücksichtigen. Die Grundlage zur Ermittlung der Referenzlastgänge bildet ein Basisdatensatz, der in Abschnitt 2.1 vorgestellt wird. Anschließend erfolgt die Beschreibung zur Ermittlung der Referenzlastgänge auf Grundlage des Basisdatensatzes. Sind die laut Basisdatensatz geforderten Daten für ein Land nicht vorhanden, so kann mit weiteren Vereinfachungen oder leichten Anpassungen das grundsätzliche Vorgehen jedoch weiter angewandt werden. Beispiele für die Anpassungen finden sich in Abschnitt 3. Abschließend erfolgt eine Beschreibung, wie das Flexibilisierungspotenzial von Wasserkraftwerken im Optimierungsmodell berücksichtigt werden kann und wie sich einfache Kenngrößen zum Flexibilitätspotenzial ableiten lassen. In Abbildung 1 ist das Vorgehen zur Bestimmung eines Referenzlastgangs der Wasserkrafterzeugung je Kraftwerkstyp, sowie dessen unflexiblen und flexiblen Anteils schematisch dargestellt. In einem ersten Schritt wird zwischen den einzelnen Kraftwerkstypen unterschieden und die Eingangsdaten werden entsprechend zugeordnet. Seite 2 von 19

Somit liegt für jeden Kraftwerkstyp ein entsprechender, aggregierter Erzeugungsgang aller Kraftwerke vor, deren Erzeugung in den öffentlich verfügbaren Datenquellen gemeldet wird. Jahreserzeugung je Kraftwerkstyp Erzeugung je Kraftwerkstyp je Stunde Pumpverbrauchund Erzeugung der PSW je Jahr Häufig wird nur ein Teil der Erzeugungsgänge veröffentlicht LW/SW/PSW: Erzeugungsgang x Jahreserzeugung Laufwasserkraftwerke Speicherkraftwerke Pumpspeicherkraftwerke Wären Speicherkraftwerke 100 % flexibel einsetzbar, dann würden Sie in der Regel Nachts keinen Strom produzieren * Skalierung nach Erzeugung aus Pumparbeit - Referenzlastgang - Referenzlastgang aus natürlichem Zufluss Referenzlastgang - Unflexibler Lastgang Flexibler Lastgang * Dies gilt insbesondere für Länder, die über ausreichend alternative Stromerzeuger, Import- und Exportkapazitäten verfügen Abbildung 1: Schema der Methodik zur Bestimmung von Referenzlastgängen für Wasserkraftwerke inklusive der Ausweisung von unflexiblen und flexiblen Anteilen der Stromerzeugung. Dieser aggregierte Erzeugungsgang bildet in den meisten Fällen nicht alle installierten Wasserkraftanlagen eines Landes ab. Dies ist bei der Anwendung der Methodik zu berücksichtigen. Daher werden die folgenden Annahmen getroffen: Der Erzeugungsgang der Kraftwerke, der als Basis in die Berechnung eingeht, ist als repräsentativ für den Verlauf der Erzeugungsleistung des gesamten Kraftwerkparks anzusehen. Zwar unterscheiden sich die aus ökologischen und rechtlichen Vorgaben resultierenden Einschränkungen zur Bewirtschaftung der Fließgewässer für einzelne Seite 3 von 19

Kraftwerke je nach Standort und Einsatzzweck der Anlage, aber diese spezifischen Abweichungen im Betrieb einer Anlage mitteln sich bei einer ausreichend großen Anzahl und Gesamtleistung der Anlagen aus., Da hierbei der Verlauf des Erzeugungsganges nur in seiner Amplitude verändert wird, kann eine Skalierung der Anlagen nach der tatsächlichen Erzeugung vorgenommen werden. Die Gesamterzeugung des Referenzlastganges entspricht danach der tatsächlichen Erzeugung in einem Jahr. Hierbei ist allerdings zu berücksichtigen, dass es durch die Skalierung aller Leistungswerte mit demselben Skalierungsfaktor tendenziell zu einer Überschätzung großer Leistungen und zu einer Unterschätzung kleiner Leistungen kommt. Die zukünftige Erzeugung der Wasserkraftanlagen wird über den Verlauf der historischen Erzeugungsgänge der Wasserkraftanlagen abgebildet. Dies kann im Hinblick auf eine kurz- bis mittelfristige Betrachtung als hinreichend betrachtet werden, da davon ausgegangen werden kann, dass die Kraftwerksbetreiber der flexibel einsetzbaren Kraftwerke ihre typische Fahrweise im betrachteten Zeitraum nicht wesentlich verändern werden. Zur differenzierten Abbildung werden aus den Referenzlastgängen ein unflexibel und ein flexibel verfügbarer Anteil ausgewiesen. Dazu wird die Annahme getroffen, dass das Minimum der Leistung eines Tages den unflexiblen Anteil der Leistung repräsentiert. Dies resultiert aus der Überlegung, dass die Kraftwerksbetreiber eine gewisse Mindestwasserführung sicherzustellen haben und somit betrieblichen Einschränkungen unterliegen. Aus Gründen der Wirtschaftlichkeit werden die Kraftwerksbetreiber versuchen, diesen Anteil so gering wie möglich zu halten, weshalb diese Annahme die maximal möglichen Schwankungen nach unten entsprechend genau abbildet. 2.1 Basisdatensatz Zur Durchführung der Methodik und Ermittlung eines Referenzlastgangs werden folgende Eingangsdaten benötigt: Erzeugungsgänge der Kraftwerke = Erzeugungsleistung je Kraftwerkstyp (LW, SW, PSW) je Stunde (gemeldeten Erzeugungsdaten) Jahreserzeugung je Kraftwerkstyp (LW, SW, PSW) (statistische Daten) Jährlicher Pumpstromverbrauch der PSW (statistische Daten) Die erforderlichen Daten können für die untersuchten Länder von unterschiedlichen Quellen bezogen werden. Die Erzeugungsgänge werden meist von den Übertragungsnetzbetreibern oder Regulierungsbehörden des jeweiligen Landes aufgrund gesetzlicher Veröffentlichungspflichten oder auf freiwilliger Basis kostenlos bereitgestellt. Die gesetzliche Veröffentlichungspflicht der Übertragungsnetzbetreiber innerhalb der europäischen Union ergibt sich aus der EU-Verordnung EU-VO Nr. 1228/2003: Netzzugangsbedingungen für den grenzüberschreitenden Stromhandel und deren Anhang, den Congestion Management Guidelines (CMG). Absatz 5, Transparenz. Diese beinhalten unter anderem Veröffentlichungen und Mitteilungen bezüglich Kraftwerks- und Erzeugungsdaten [3]. Die Daten liegen in unterschiedlichster Qualität und Auflösung vor. Weiterhin kann auf Seite 4 von 19

unterschiedliche, statistische Erzeugungsdaten der Wasserkraft über die europäische Statistikbehörde EUROSTAT zugegriffen werden. 2.2 Flexible und unflexible Referenzlastgänge Die Methodik zur Erstellung der Referenzlastgänge unterscheidet sich je Kraftwerkstyp. Entsprechend erfolgt hier eine differenzierte Beschreibung der Methodik nach Kraftwerkstyp (Speicher-, Pumpspeicher- und Laufwasserkraftwerke). 2.2.1 Speicherkraftwerke Die gemeldeten Erzeugungsdaten der Speicherkraftwerke dienen als Grundlage zur Bestimmung des Referenzlastganges. Dazu müssen die Erzeugungsdaten über die erfasste Jahresstromerzeugung aller Speicherkraftwerke skaliert werden. Wie bereits beschrieben, kann davon ausgegangen werden, dass ab einer gewissen Anzahl von meldenden Kraftwerken der Verlauf des Erzeugungsgangs über ein Jahr die übliche Betriebsweise aller Kraftwerke repräsentiert. Daher kann der Erzeugungsgang über einen berechneten Skalierungsfaktor auf die erzeugte Jahresstromerzeugung skaliert werden. Der zugehörige Skalierungsfaktor SKF pro Jahr berechnet sich dazu wie folgt: (2-1) Skalierungsfaktor der Speicherkraftwerke für ein Jahr Jahresstromerzeugung aller Speicherkraftwerke Summe der stündlichen Stromerzeugung der gemeldeten Kraftwerke innerhalb eines Betrachtungsjahres Mit dem SKF lässt sich der Erzeugungsgang über folgende Formel (2-2) skalieren: (2-2) Leistung je Stunde h aller Speicherkraftwerke eines Landes Leistung je Stunde h der x-gemeldeten Speicherkraftwerke des Landes Es liegt nun für jede Stunde der entsprechende Referenzlastgang für die Stromerzeugung aus Speicherkraftwerken für ein Jahr vor. Zur Bestimmung des unflexiblen Anteils der Jahreserzeugung werden entsprechend der vereinfachten Annahme, dass die Tagessminima (TaM) des Erzeugungsgangs historisch den Mindestwasserbedarf im Unterwasserbereich des Flusses darstellen, die minimalen Tagesleistungen aus dem erzeugten Referenzlastgang ermittelt. Sie repräsentieren also für jeden Tag den unflexiblen Anteil des Referenzlastgangs. (2-3) Unflexibler Leistungsgang Seite 5 von 19

Tagesminimum der Leistung des Tages d Leistung der 1.,, 24. Stunde des Tages d der Speicherkraftwerke Der flexible Anteil der Erzeugung wird aus der Differenz des Referenzlastgangs und den je Stunde ermittelt; pro Tag wird für jede Stunde dasselbe Tagesminimum verwendet. (2-4) Flexibler Leistungsgang Leistung je Stunde h des Tages d aller Speicherkraftwerke eines Landes Tagesminimum der Leistung des Tages d 2.2.2 Pumpspeicherkraftwerke Die Ermittlung eines Referenzlastgangs für Pumpspeicherkraftwerke (PSW) erfolgt nach dem gleichen Prinzip wie für Speicherkraftwerke (SW). Der stündlich vorliegende Erzeugungsgang wird über die statistisch erfasste Jahreserzeugung der Pumpspeicherkraftwerke skaliert. (2-5) Skalierungsfaktor der Pumpspeicherkraftwerke nur Wälzbetrieb für ein Jahr Jahresstromerzeugung aller Pumpspeicherkraftwerke nur Wälzbetrieb Summe der stündlichen Stromerzeugung der x-gemeldeten Kraftwerke Der Referenzlastgang der PSW berechnet sich analog zu dem der Speicherkraftwerke. (2-6) Leistung je Stunde h aller Pumpspeicherkraftwerke eines Landes Leistung je Stunde h der x-gemeldeten Pumpspeicherkraftwerke des Landes Es muss allerdings für eine Anwendung der Referenzlastgänge in einer Speichereinsatzmodellierung zwischen PSW mit natürlichem Zufluss und PSW aus reinem Wälzbetrieb unterschieden werden, da die Bewirtschaftung des natürlichen Zuflusses rechtlichen und ökologischen Beschränkungen unterliegt. Daher wird der Referenzlastgang der PSW anteilig nach der Erzeugung der PSW aus Pumpbetrieb und aus der Erzeugung der PSW aus natürlichem Zufluss aufgeteilt. Der Referenzlastgang der Pumperzeugung aus dem reinen Pumpbetrieb lässt sich als vollkommen flexibel einstufen; der Referenzlastgang, der aus dem natürlichen Dargebot erzeugt wird, muss entsprechend des Referenzlastganges der SW in einen unflexiblen und flexiblen Anteil der Leistung aufgeteilt werden. Dazu werden wieder die berechnet und von dem erzeugten Referenzlastgang subtrahiert (siehe Formel 2-7). Seite 6 von 19

(2-7) Unflexibler Leistungsgang Tagesminimum der Leistung des Tages d Leistung der 1.,, 24. Stunde des Tages d der Pumpspeicherkraftwerke (natürlicher Zufluss) (2-8) Flexibler Leistungsgang Leistung je Stunde h des Tages d der Pumpspeicherkraftwerke (natürlicher Zufluss) eines Landes Tagesminimum der Leistung des Tages d 2.2.3 Laufwasserkraftwerke Abgesehen von einzelnen schwellfähigen Laufwasserkraftwerken kann die Betriebsweise von Laufwasserkraftwerken vereinfacht als unflexibel eingestuft werden. Daraus resultiert, dass der LW-Erzeugungsgang für ein Flexibilitätspotenzial keine weitere Rolle spielt. Dennoch muss der Anteil der Stromerzeugung aus LW für eine vollständige Abbildung der Wasserkraft berücksichtigt werden. Dazu wird analog zur Berechnung für SW und PSW der LW-Erzeugungsgang aus den gemeldeten Daten über die tatsächliche Jahresstromerzeugung zum LW-Referenzlastgang skaliert. (2-9) Skalierungsfaktor der Laufwasserkraftwerke für ein Jahr Jahresstromerzeugung aller Laufwasserkraftwerke Summe der stündlichen Stromerzeugung der x-gemeldeten Kraftwerke 2.3 Abbildung des Flexibilisierungspotenzials Mit einem linearen Optimierungsmodell kann ein Energiesystem bestehend aus Erzeugern, Verbrauchern, Übertragung und Speichern dargestellt und optimiert werden. Um den Unterschied in der flexiblen Nutzung realitätsnah abbilden zu können, werden die drei betrachteten Kraftwerkstypen als separate Elemente modelliert. Neben der Lastdeckung können Wasserkraftwerke mit Flexibilisierungspotenzial in der Simulation auch zur Regelleistungsvorhaltung verwendet werden. Laufwasserkraftwerke tragen als unflexible Erzeuger zur Deckung der Netzlast bei. Es besteht die Möglichkeit einen einfachen Abregelfaktor anzugeben, um kleine Flexibilitätspotenziale darzustellen. Seite 7 von 19

Während Speicherkraftwerke in ihrer tageszeitabhängigen Fahrweise ähnlich flexibel wie Pumpspeicher eingesetzt werden können, zeigt sich im Wochendurchschnitt ein Verhalten vergleichbar mit dem von Laufwasserkraftwerken. Vor allem bezüglich ihrer Mindestausspeicherung und ausgespeisten Gesamtenergiemenge sind Saisonspeicher weniger anpassungsfähig als Pumpspeicher. Daher wird für Speicherkraftwerke eine dynamische Begrenzung der Tagesleistung zur Abbildung des täglichen flexiblen Potenzials implementiert. Die Faktoren der minimalen und maximalen flexiblen Ausspeicherung werden dabei je nach Flexibilitätspotenzial mehr oder weniger tolerant gewählt. Für jeden simulierten Tag d gelten die folgenden Formeln: (2-10) (2-11) Faktor der minimalen Tagesausspeisung Faktor der maximalen Tagesausspeisung Leistung eines Speicherkraftwerks je Stunde Optimierte, flexible Leistung eines Speicherkraftwerks je Stunde Stunde des Jahres an dem ein neuer Tag d beginnt Theoretisch und modelltechnisch wäre auch für die Wochenleistung eine dynamische Beschränkung möglich. Dies könnte jedoch dazu führen, dass insgesamt weniger oder mehr Leistung ausgespeist wird, als durch den natürlichen Zufluss vorhanden ist. Daher wird zur Beschränkung der flexiblen Wochenleistung eine starre Beschränkung gewählt, die den jahreszeitlichen Schwankungen des natürlichen Zuflusses Rechnung trägt. Für jede simulierte Woche w wird die Leistung daher nach Formel 2-12 beschränkt: (2-12) Stunde des Jahres an dem eine neue Woche w beginnt Obwohl der natürliche Zufluss in Realität abhängig vom Niederschlag schwankt, wird hier vereinfacht angenommen, dass die Schwankungen insgesamt gesehen, aufgrund der Länge der Zeitspanne, vernachlässigbar sind. Die von der Tageseinschränkung unbeeinflusste, flexible Energiemenge einer Woche steht somit ab dem ersten Tag zur Ausspeicherung zur Verfügung. Pumpspeicherkraftwerke können generell flexibel innerhalb ihrer technischen Grenzen betrieben werden. Dies wird durch die Modellierung des Speicherfüllstands nach Formel 2-13 gewährleistet. (2-13) Seite 8 von 19

Optimierte Einspeicherleistung eines Pumpspeicherkraftwerks je Stunde Optimierte Ausspeicherleistung aus Pumparbeit eines Pumpspeicherkraftwerks je Stunde Energieinhalt des Speichers Verfügt ein Pumpspeicherkraftwerk über einen natürlichen Zufluss dieser analog zur Leistung, wird eines reinen Speicherkraftwerks modelliert (siehe Formel 2-14). Die aggregierte Leistung aus natürlichem Zufluss und Ausspeisung aus Pumparbeit ist zusätzlich durch die installierte Turbinenleistung beschränkt. (2-14) Optimierte Ausspeicherleistung aus natürlichem Zufluss eines Pumpspeicherkraftwerks je Stunde Maximale Turbinenleistung eines Pumpspeicherkraftwerks 3 Flexibilitätspotenziale von Österreich und Norwegen Für Österreich und Norwegen weichen sowohl die vorliegende Datenlage, und demzufolge das Vorgehen bei Anwendung der Methodik, als auch die ermittelten Referenzlastgänge deutlich voneinander ab. Um ein möglichst breites Spektrum der Anwendbarkeit der entwickelten Methodik aufzuzeigen, wird dies anhand der beiden Länder Österreich und Norwegen beispielhaft aufgezeigt und die Ergebnisse präsentiert. 3.1 Österreich Österreich erzeugte im Jahr 2012 circa 66 % der gesamten Elektrizitätserzeugung aus Wasserkraft und gehört damit in Europa zu den Spitzenreitern. Dabei wird das wirtschaftliche Potenzial nach einem Regelarbeitsvermögen von 40 TWh/a bereits zu 75 % ausgenutzt. Die installierte Gesamtleistung der Wasserkraftanlagen liegt dabei bei 13,3 GW, wovon 5,5 GW Laufwasserkraftwerke, 3,6 GW Speicherkraftwerke und 4,2 GW Pumpspeicherkraftwerke sind. Die gesamte Speicherkapazität der Speicherseen liegt bei 3,2 TWh [4..8]: 3.1.1 Anwendung der Methodik In Abbildung 3 ist das Vorgehen zur Bestimmung eines Referenzlastgangs für Österreich gezeigt. Die vorhandene Datenlage für Österreich deckt nahezu vollständig die erforderlichen Eingangsdaten ab. Die einzige Abweichung zur allgemeinen Methodik besteht darin, dass die statistische Jahreserzeugung für SW und PSW nur in Summe vorliegt. Somit ist eine Skalierung über die tatsächliche Jahreserzeugung getrennt für SW und PSW nicht möglich. Für Österreich liegt jedoch zusätzlich eine Liste aller SW und PSW mit dem jeweiligen jährlichen Regelarbeitsvermögen aus natürlichem Zufluss vor, das somit für eine weitere Skalierung herangezogen werden kann. Außerdem kann über die Seite 9 von 19

Transparency-Plattform der EEX auf die Kraftwerke zugegriffen werden, die ihren Erzeugungsgang melden. Über diese zusätzlichen Datenquellen können somit abweichend von der allgemeinen Methodik separate Referenzlastgänge für SW und PSW ermittelt werden. Jahreserzeugung je Kraftwerkstyp Erzeugung je Kraftwerkstyp je Stunde Pumpverbrauchund Erzeugung der PSW je Jahr LW: Erzeugungsgang x Jahreserzeugung SW/PSW: Erzeugungagang x Regelarbeitsvermögen Laufwasserkraftwerke Speicherkraftwerke Pumpspeicherkraftwerke Wären Speicherkraftwerke 100 % flexibel einsetzbar, dann würden Sie in der Regel Nachts keinen Strom produzieren * Skalierung nach Erzeugung aus Pumparbeit - Referenzlastgang - Referenzlastgang aus natürlichem Zufluss Referenzlastgang - Unflexibler Lastgang Flexibler Lastgang Abbildung 3: Anwendungsbeispiel Österreich Methodik zur Bestimmung von Referenzlastgängen für Wasserkraftwerke inklusive der Ausweisung von unflexiblen und flexiblen Anteilen der Stromerzeugung. (Fett & Kursiv: Anpassungen im Vergleich zur allgemeinen Methodik) Entsprechend der allgemeinen Methodik werden aus den erzeugten Referenzlastgängen über die Bestimmung der jeweiligen die flexiblen und unflexiblen Anteile des Referenzlastgangs bestimmt. Die Erzeugung der PSW im reinen Wälzbetrieb wird als vollständig flexibilisierbar angenommen, da der Betrieb im Allgemeinen keinen relevanten ökologischen Einschränkungen unterliegt. Seite 10 von 19

3.1.2 Ergebnisse Die ermittelten Referenzlastgänge sind in Abbildung 4 dargestellt. Der Referenzlastgang der Laufwasser- und Speicherkraftwerke im Jahr 2012 folgt prinzipiell dem jährlichen Profil des natürlichen Zuflusses. In den Monaten April bis August treten aufgrund der Schneeschmelze und von Starkregenereignissen die Maxima des natürlichen Zuflusses auf. Da die Speicherkraftwerke im jährlichen Verlauf aber eine Einspeicherung des Zuflusses in die vorhandenen Speicherseen vornehmen und eine regelmäßige Stromerzeugung über das ganze Jahr vorsehen, wird dieser Effekt im Referenzlastgang geglättet und zeigt sich nur noch gedämpft. Zu erkennen ist auch die tagesminimale Erzeugung (rote Linie), die als unflexibel angenommen wird. Diese folgt ebenfalls dem natürlichen Wasserdargebot, um im Unterwasser einen möglichst unbeeinflussten, ökologisch nahen Wasserabfluss zu erhalten. Bei Betrachtung des flexiblen Anteils des Referenzlastganges der Speicherkraftwerke wird ersichtlich, dass hier von Juli bis September die Leistungsspitzen der Speicherkraftwerke, die zwischen 735 und 2.487 MW schwanken, deutlich größer sind als im Frühjahr. Hier ist von Mitte März bis Ende April ein Leistungseinbruch (tagesmaximale Leistungsschwankung: 316 bis 1426 MW) zu erkennen, der neben einer Lastreduktion zur Einspeicherung von Zuflüssen in die Speicherseen auf geringe Niederschlagsmengen und eine verminderte Schneeschmelze aufgrund geringer Temperaturen im Frühjahr 2012 zurückzuführen sein könnte. [9] Abbildung 4: Referenzlastgänge Österreichs für das Jahr 2012; (a) Gesamtwasserkraft und Laufwasserkraft, (b) Speicherkraftwerke, (c) Pumpspeicherkraftwerke Im Gegensatz dazu ist im Referenzlastgang der Pumpspeicherkraftwerke im Jahr 2012 (Abbildung 4 (c)) eine geringere Beeinflussung durch die natürlichen Abflussverhältnisse zu erkennen. Trotzdem erfolgt auch hier eine Anpassung der Fahrweise durch eine erkennbare Leistungsdrosselung im April. Dabei sinkt die maximale Tagesleistung im Vergleich zur März Seite 11 von 19

um etwa 1 GW ab. Dies könnte einer Befüllung der Speicherseen geschuldet sein, damit in den niederschlagsarmen Wintermonaten genügend Wasservolumen zur Verfügung steht. Auswertung der Referenzlastgänge Die ermittelten Referenzlastgänge werden anhand der flexibel ausspeicherbaren Energiemenge je Woche untersucht und bewertet. Hierzu erfolgt eine separate Ausweisung in Speicher- und Pumpspeicherkraftwerke. Speicherkraftwerke Die ausgespeicherte Energiemenge des flexiblen Anteils der Speicherkraftwerke (siehe Abbildung 5) zeigt, dass die flexibel ausspeicherbare Energiemenge einem saisonalen Trend unterworfen ist. So ist in beiden Jahren ein deutlicher Abwärtstrend der ausgespeicherten Energiemenge im Frühjahr zu erkennen, die dann bis zum Sommer ansteigt und ihr Maximum im Juli (2012:175 GWh, 2013: 135 GWh) erreicht. Im Jahr 2013 ist im Juni im Mittel zwar nochmal eine Verringerung der wöchentlich produzierten Energiemenge um 60 GWh festzustellen, aber der prinzipielle Trend eines Anstiegs von April bis Juli ist auch hier auszumachen. Danach fällt die ausgespeicherte Energiemenge ungefähr auf die Hälfte des Maximums ab. Dieser Verlauf entspricht generell den saisonalen Abflussverhältnissen in einem hydrologischen Jahr. Das Rauschen im Verlauf der wöchentlich ausgespeisten Energiemenge macht deutlich, dass es dabei aber trotzdem zu Schwankungen zwischen den jeweiligen Wochen kommt, die keinem erkennbaren Trend folgen. Dies kann beispielsweise auf die vorherrschenden Wetterverhältnisse, Abflussverhältnisse und die Fahrweise der übrigen Kraftwerke in Österreich zurückgeführt werden. Abbildung 5: Ausgespeicherte Energiemenge in GWh pro Woche des flexiblen Anteils der österreichischen Speicherkraftwerke für die Jahre 2012 und 2013 [10] Pumpspeicherkraftwerke Für PSW ist im Vergleich zu den SW kein deutlicher, saisonaler Trend der ausgespeicherten Energiemenge zu erkennen (siehe Abbildung 6). Es zeigt sich aber, dass die Maxima der ausgespeicherten Energiemenge für beide Jahre im Februar (2012: 245 GWh, 2013: 236 GWh) und nicht in den Sommermonaten zu finden sind. Außerdem steigt in beiden Jahren die produzierte Energiemenge zum Jahresende wieder an. Dies verdeutlicht die von natürlichen Abflussverhältnissen unabhängigere Erzeugung der PSW. Die wöchentlichen Schwankungen der Produktion folgen für die beiden vorliegenden Jahre keinem erkennbaren Muster und Seite 12 von 19

können mehreren Einflüssen unterliegen; unter anderem werden sie stark von den erzielbaren Strompreisen an der Börse beeinflusst. Abbildung 6: Ausgespeicherte Energiemenge in GWh pro Woche der österreichische Pumpspeicherkraftwerke für die Jahre 2012 und 2013 [10] 3.2 Norwegen Norwegen ist in Europa der Spitzenreiter im Hinblick auf die Wasserkrafterzeugung. Es hat mit 84,3 TWh die größte Speicherkapazität der Speicherseen in Europa. Dies macht circa 50 % der gesamten Kapazität Europas aus [11]. Die installierte Leistung liegt bei 30,9 GW. Davon sind 23,4 GW Speicherkraftwerke und 1,3 GW Pumpspeicherkraftwerke. Die restlichen 6,3 GW Leistung entfallen auf Laufwasserkraftwerke. Damit konnte im Jahr 2012 97 % der gesamten Elektrizitätserzeugung aus Wasserkraft gedeckt werden. Hinzukommt, dass Norwegen nur circa 67 % seines wirtschaftlichen Potenzials ausgenutzt hat, also theoretisch seine Leistung noch weiter steigern könnte. 3.2.1 Anwendung der Methodik In Abbildung 7 ist das Vorgehen zur Bestimmung eines Referenzlastgangs für Norwegen gezeigt. Es steht ein historischer Erzeugungsgang für die Jahre 2012 und 2013 je Stunde nur in Summe über alle Erzeugungseinheiten Norwegens zur Verfügung. Dabei wird keine Unterscheidung zwischen den verschiedenen Kraftwerkstypen getroffen. Statistische Jahreserzeugungswerte der norwegischen Gesamtproduktion je Energieträger werden für mehrere Jahre veröffentlicht. Seite 13 von 19

Jahreserzeugung der elektrischen Energie je Energieträger Gesamterzeugungsgang der elektrischen Energieerzeugung je Stunde Gesamterzeugungsgang x Jahreserzeugung aus Wasserkraft Wasserkraft Referenzlastgang - Unflexibler Lastgang Flexibler Lastgang Abbildung 7: Norwegen Anwendung der Methodik zur Bestimmung eines Referenzlastgangs und einer Ausweisung flexibilisierbarer Anteile (Fett & Kursiv: Änderungen im Vergleich zur methodischen Vorgehensweise aus Abschnitt 2) Eine differenzierte Erstellung der Referenzlastgänge für die einzelnen Kraftwerkstypen ist für Norwegen auf Basis der öffentlich verfügbaren Daten nicht möglich, da nur der Gesamterzeugungsgang aller Erzeugungseinheiten Norwegens vorliegt. Über eine Auswertung der Jahreserzeugungswerte der einzelnen Energieträger wird ersichtlich, dass die Stromproduktion im Jahr 2012 zu 96,7 % und im Jahr 2013 zu 96,1 % rein aus Wasserkraft gedeckt wird. Daher kann nach einer Skalierung des Gesamterzeugungsgangs auf die ausschließliche Erzeugung aus Wasserkraft der Verlauf als repräsentativ für die Wasserkraftwerkserzeugung angenommen werden. Zur Überprüfung der Korrelation zwischen der Gesamterzeugung und der Erzeugung aus Wasserkraft kann mit Hilfe von Daten von Statnett, dem norwegischen Übertragungsnetzbetreiber, eine Gegenüberstellung erfolgen. Hier liegen stündliche Daten des Erzeugungsgangs der Wasserkraft vor, allerdings nur für das Jahr 2014. In folgender Abbildung 8 ist die Korrelation der Daten zu sehen. Seite 14 von 19

Abbildung 8: Korrelation der Gesamterzeugung (Daten von Nordpool) und der Erzeugung aus Wasserkraft nach [5], [12], [13] Wie zu erkennen ist, korrelieren die beiden Datensätze bis auf einige Datenpunkte nahezu perfekt. Das berechnete Bestimmtheitsmaß liegt bei 0,9823 und die Steigung einer ermittelten Trendlinie bei 1,039. Zudem ist aus der Darstellung zu erkennen, dass die Streuung über alle Lastbereiche in etwa gleich ist. Daher kann nach einer Skalierung des Gesamterzeugungsgangs auf die ausschließliche Erzeugung aus Wasserkraft der Verlauf als repräsentativ für die Wasserkraftwerkserzeugung angenommen werden. Das Ergebnis der Analyse rechtfertigt es den Referenzlastgang aus dem vorliegenden Erzeugungsgang und dem statistischen Jahreserzeugungswert über eine Skalierung zu ermitteln. Aus dem erzeugten Referenzlastgang können nun wieder über die Bestimmung der jeweiligen die flexiblen und unflexiblen Anteile des Referenzlastgangs bestimmt werden. Der flexible Anteil entspricht dabei der flexibel einsetzbaren Erzeugung der Speicher- und Pumpspeicherkraftwerke. Die Erzeugung von Pumpspeicherkraftwerken kann aber aufgrund des geringen Anteils an der Gesamterzeugung als beeinflussender Faktor nahezu vernachlässigt werden. 3.2.2 Ergebnisse Der Jahresverlauf für das Jahr 2012 zeigt zwei Lastmaxima (Feb: 25,3 GW, Dez: 25,1 GW) in der jeweiligen Wintersaison. Diese sind auf die Steigerung des Lastbedarfs im Winter durch vermehrten Stromverbrauch zurückzuführen, da in Norwegen überwiegend elektrisch geheizt wird (ca-70-80 % der Haushalte) [11]. Im Sommerhalbjahr fällt die Produktion hingegen wieder ab auf Tagesmaxima von maximal 15,8 GW im Juli. Dieses Profil verläuft genau entgegengesetzt zu einem zu erwartenden jährlichen Abflussprofil mit erhöhten Abflüssen im Sommer und Niedrigwasserführungen der Flüsse im Winter. Seite 15 von 19

Abbildung 9: Referenzlastgänge Norwegens für das Jahr 2012; (a) Gesamtwasserkraft mit, (b) Flexibler Anteil der Speicher- und Pumpspeicherkraftwerke Dies lässt sich durch eine Befüllung der Speicherseen im Sommer und eine Entleerung im Winter erklären. Diese Praxis der Ent- und Beladung der Speicherseen zeigt sich auch in der Betriebsweise der flexibel einsetzbaren Leistung der SW und PSW (siehe Abbildung 9). Diese regeln unter anderem zur Auffüllung der Speicherseen die tagesmaximalen Leistungen um bis zu 8 GW im August und September ab, um den erhöhten Strombedarf im Winter durch eine Mehrproduktion mittels einer Absenkung der Speicherfüllstände decken zu können. Auswertung der Referenzlastgänge Der ermittelte Referenzlastgang wird entsprechend der beschriebenen Kenngröße untersucht und bewertet. Die ausgespeicherte Energiemenge des flexiblen Anteils der Gesamtwasserkrafterzeugung (Abbildung 10) zeigt für beide Jahre prinzipiell eine Absenkung ab der Mitte des Jahres, die in beiden Jahren ein Minimum im August erreicht. Dieses ist allerdings im Jahr 2013 weniger ausgeprägt. Es werden in diesem Monat 750 GWh mehr Energie ausgespeichert als im Jahr 2012. Weiterhin ist in beiden Jahren bereits im Frühjahr eine deutliche Reduktion der ausgespeicherten Energiemenge zu beobachten. Die Maxima der ausgespeicherten Energiemengen treten in beiden Jahren im Winter auf. Die wöchentlich ausgespeicherten Energiemengen zeigen ein auffälliges Wochenminimum von 316 GWh in der zweiten Februarwoche 2012, das sich im Jahr 2013 nicht zeigt. Dieses kann über die sehr hohen Strompreise aufgrund einer extremen, europaweiten Kältewelle erklärt werden. Im Jahr 2013 zeigt sich dafür Ende Juli ein Maximum der ausgespeicherten Energiemenge, während im Jahr 2012 diese eine absinkende Tendenz aufweist. Dies verdeutlicht trotz der gleichen erkennbaren Tendenzen über den Zeitraum eines Jahres die geringen Unterschiede der flexibel ausspeicherbaren Energiemenge zwischen beiden Jahren. Seite 16 von 19

Abbildung 10: Ausgespeicherte Energiemenge in GWh pro Woche des flexiblen Anteils der norwegischen Gesamtwasserkrafterzeugung für die Jahre 2012 und 2013 [12] 4 Fazit und Ausblick Ziel der Untersuchung war es, eine Methodik zur Ermittlung von Flexibilitätspotenzialen ausgewählter Länder Europas zu entwickeln. Zu diesem Zweck wurde der Top-Down-Ansatz entwickelt, mit dem aus frei verfügbaren, historischen Erzeugungsgängen in stündlicher Auflösung Referenzlastgänge zur Abbildung der Wasserkrafterzeugung je Kraftwerkstyp und Land möglichst nah an der Realität ermittelt werden können. Diese Referenzlastgänge erlauben es unter Hinzunahme geeigneter Randbedingungen, die Flexibilitätspotenziale der Wasserkraft in energiewirtschaftlichen Simulationen gut abzubilden. Beispielsweise kann als Randbedingung festgelegt werden, dass ein gewisser Anteil der Produktion, wie die tagesminimale Leistung, konstant bereitgestellt werden muss und nicht eingespeichert werden kann. Weiterhin kann über einen zeitlichen Parameter festgelegt werden, innerhalb welchen Zeitraums eine eingespeicherte Energiemenge wieder ausgespeichert werden muss. Für diese Veröffentlichung wurden die ermittelten Referenzlastgänge für Österreich und Norwegen nach bestimmten Parametern für eine qualitative Abschätzung der Flexibilitätspotenziale ausgewertet. 2 Grundsätzlich wurde bei der Betrachtung und Auswertung der historischen Erzeugungsgänge davon ausgegangen, dass die tagesminimalen Leistungen der Speicher- und Pumpspeicherkraftwerke den ökologischen Mindestabfluss repräsentieren und auch zukünftig unflexibel abgegeben werden müssen. Zwei Aspekte können als Ergebnis hervorgehoben werden. Zum einen zeigt sich, dass je nach Kraftwerkstyp und den vorherrschenden hydrologischen Abflussverhältnissen der flexible Anteil der Leistung quantitativ und qualitativ unterschiedlich ausfallen kann. So unterliegt der jährliche Verlauf des flexiblen Anteils der Leistung der Speicher- und Pumpspeicherkraftwerke für Österreich und Norwegen einem bestimmten saisonalen Profil, das durch die Abflussverhältnisse eines Jahres, die Speicherbewirtschaftung der Speicherseen und dem Zweck der Anlagen beeinflusst wird. Dabei treten typische 2 Die erarbeitete Methode wurde in der Arbeit Bestimmung des Flexibilitätspotenzials von Wasserkraftwerken [14] auf weitere Länder angewendet und ausgewertet. Seite 17 von 19

Charakteristika (Zeiträume der Jahresminima und maxima) der Verläufe der vorliegenden Referenzlastgänge in den beiden untersuchten Jahren (2012 / 2013) auf. Weiterhin kann festgestellt werden, dass die ermittelten Flexibilitätspotenziale der Speicherund Pumpspeicherkraftwerke heute bereits zur Deckung des Spitzenbedarfs bzw. des Residuallastgangs entsprechend dem Preisverlauf flexibel über einen Tag eingesetzt werden. Auch in Zukunft ist mit ein bis zwei Lasttälern bzw. Lastspitzen pro Tag zu rechnen. Der Zeitpunkt zu dem diese auftreten kann sich jedoch um mehrere Stunden verschieben. Daher kann davon ausgegangen werden, dass die Kraftwerke auch weiterhin über ausreichend Flexibilität verfügen, um diese Anforderungen erfüllen zu können. Allerdings ist eine deutlich erweiterte Flexibilisierung nur für wenige Tage möglich, wenn andere Anforderungen, wie beispielsweise die Speicherbewirtschaftung, der Hochwasserschutz oder Mindestwasserabfluss diese beschränken. Sind diese Einschränkungen nicht vorhanden, so wird die zeitlich flexible Energiebereitstellung nur durch die nutzbaren Speichervolumina und Maximalleistung der Kraftwerke begrenzt. Im Rahmen dieser Veröffentlichung erfolgt keine Validierung der erzeugten Referenzlastgänge im Hinblick auf die tatsächlichen Abflussverhältnisse und gewählten Randbedingungen. In weiteren Untersuchungen könnte mittels eines detaillierten, hydrologischen Modells, das die vorherrschenden Abflussverhältnisse berücksichtigt, die Güte der getroffenen Annahmen und Vereinfachungen überprüft werden. Literatur [1] Untersuchung der elektrizitätswirtschaftlichen und energiepolitischen Auswirkungen der Erhebung von Netznutzungsentgelten für den Speicherstrombezug von Pumpspeicherwerken - NNE-Pumpspeicher. Berlin: Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena), 2008 [2] Ulbig, Andreas; Koch, Stephan; Andersson, Göran: The Power Nodes Modeling Framework Modeling and Assessing the Operational Flexibility of Hydro Power Units in: 12. Symposium of specialists in electric operational and expansion planning. Zürich: ETH Zürich, 2012 [3] Europäisches Parlament und Rat: VERORDNUNG (EG) Nr. 1228/2003 über die Netzzugangsbedingungen für den grenzüberschreitenden Stromhandel - Stromhandelsverordnung. Brüssel: Europäische Union, 2003 [4] EU energy in figures - Statistical Pocketbook 2014. Luxembourg: European Commission, 2014 [5] Eurostat: Versorgung, Umwandlung, Verbrauch - Elektrizität - jährliche Daten - nrg_105a. Luxemburg: Eurostat, 2014 [6] E-Control Austria: Elektrizitätsstatistiken 2012/2013 - Betrieb und Bestand in: http://www.e-control.at/de/statistik/strom/ (abgerufen Sept. 2014). Wien: Energie- Control Austria, 2014 [7] Kraftwerksliste der österreichischen Speicher- und Pumpspeicherkraftwerke. Wien: Seite 18 von 19

Technische Universität Wien, 2013 [8] Vennemann, Peter; Gruber, Karl Heinz; Haaheim, Jon Ulrik, et al.: Pumped storage plants - Status and perspectives in: VGB PowerTech Nr. 04/2011, S. 32-38. Essen: VGB PowerTech e.v. (VGB), 2011 [9] Hydrographische Übersichten Österreichs - Hydrographische Charakteristik und Extrema in: http://www.bmlfuw.gv.at/wasser/wasseroesterreich/wasserkreislauf/hydrograph_charakt_extrema.html (abgerufen am 09.09.2014). Wien: BMLFUW - Österreichisches Bundesministerium für Land- und Forstwirtschaft, Umwelt und Wasserwirtschaft, 2014 [10] Marktdaten verschiedener Jahre in: http://www.transparency.eex.com/de/ (abgerufen am 10.07.2014). Leipzig: European Energy Exchange AG (EEX), 2014 [11] Energy in Norway 2012. Oslo: NVE - Norwegian Water Resources and Energy Directorate, 2013 [12] Markt-Daten - Produktion - Norwegen (NO) in: http://www.nordpoolspot.com/market-data1/power-systemdata/production1/production1/all1/hourly1 (abgerufen am 24.07.2014). Oslo: Nordpool Spot, 2014 [13] Betriebs- und Marktdaten - Downloadbereich - Drift-og-marked - Nedlastingssenter in: www.statnett.no/drift-og-marked/nedlastingssenter (abgerufen am 25.06.2014). Oslo: Statnett, 2014 [14] Constanze, Hecker: Bestimmung des Flexibilitätspotenzials von Wasserkraftwerken - Ermittlung einer Methodik zur Bestimmung des Flexibilitätspotenzials von Wassserkraftwerken in ausgewählten Ländern vor dem Hintergrund der Energiewende in Deutschland. München: TU München, FfE, 2014 Seite 19 von 19