Stromspeicher in der Energiewende. Untersuchung zum Bedarf an ne Stromspeichern in Deutschland für den Erzeugungsausgleich, Systemdienstleistungen und im Verteilnetz Herausgeber/Institute: Agora Energiewende, IAEW, ISEA RWTH Aachen, ef.ruhr, FENES Autoren: Themenbereiche: Schlagwörter: Flexibilitätsoptionen, Netzintegration, Lastmanagement Daniel Fuerstenwerth et al. Datum: September 2014 Auftraggeber/Förderer: Seitenzahl: Agora Energiewende 152 Zielsetzung und Fragestellung Die Studie untersucht den Bedarf an Stromspeichern für den weiteren Ausbau der Erneuerbaren Energien. Es geht darum, welche neuen Speicher in welchem Umfang und
zu welchem Zeitpunkt für die Energiewende benötigt werden. Im Fokus der Analyse stehen dabei die Gesamtkosten des Stromsystems bei einem Anteil von bis zu 90 Prozent Erneuerbaren Energien in Deutschland. Die Studie klassifiziert Energiespeicher nach ihren Aufgaben, Funktionen, technischen Potenzialen, Kosten, Stärken und Schwächen. Schwerpunkte der Analyse bilden die Bedeutung von Stromspeichern im Verteilnetz, auf der Ebene des Übertragungsnetzes sowie für die Bereitstellung von Systemdienstleistungen. Zudem betrachten die Autoren die Wechselwirkungen von Speichern mit dem Netzausbau und anderen Flexibilitätsoptionen. Abschließend wird auf die potenzielle Marktentwicklung von Batteriespeichern und Power-to-Gas außerhalb des Strommarkts und den Einfluss dieser Technologien auf das Stromsystem eingegangen. Zentrale Ergebnisse Ausbau der Erneuerbaren Energien kann auch ohne neue Stromspeicher fortgesetzt werden Flexibilitätsoptionen wie zum Beispiel flexible Kraftwerke, Lastmanagement und der internationale Stromaustausch seien in den nächsten Jahren kostengünstiger als neue Stromspeicher. Neue
Stromspeicher würden erst bei sehr hohen Anteilen Erneuerbarer Energien benötigt (ab ca. 60 Prozent). Das Szenario mit 90 Prozent Anteil Erneuerbarer Energien im deutschen Stromsystem zeige Kostenreduktionen bei zehn Gigawatt zusätzlichen Stromspeichern. Wie viele und welche Stromspeicher sich als optimal erweisen würden, hänge davon ab, wie sich die Kosten für Speicher entwickelten, wie gut andere Flexibilitätsoptionen erschlossen würden und wie der Ausbau der Erneuerbaren Energien fortschreite. Wachsende Märkte für Speicher in den Bereichen Wärme, Verkehr und Chemie Zur Flexibilisierung der Kraft-Wärme-Kopplung und im Zusammenhang mit Power-to-Heat-Anwendungen erwarten die Autoren einen wachsenden Einsatz von Wärmespeichern. Des Weiteren sehen sie angesichts sinkender Kosten der entsprechenden Technologien dynamisch wachsende Märkte für Batterien und Powerto-X im Verkehrs- und Chemiesektor. Die Bereitstellung von Flexibilität für den Stromsektor sei hier ein möglicher Zusatznutzen. Perspektivisch könnte die installierte Leistung von Speichern in den genannten Sektoren eine Größenordnung von insgesamt über 100 Gigawatt erreichen. Flexibilität von Speichern für den Stromsektor erschließen Einige Systemdienstleistungen können der Studie zufolge schon heute kosteneffizient durch Speicher bereitgestellt werden. Da netzdienlich eingesetzte Speicher den Netzausbaubedarf in der Niederspannungsebene kosteneffizient reduzieren könnten, empfehlen die Autoren, den regulatorischen Rahmen so zu gestalten,
dass die Verteilnetzbetreier Speicher entsprechend einsetzen können. Forschung und Entwicklung sowie Marktanreizprogramme für Speicher seien auf eine System unterstützende Integration auszurichten. Das Entstehen eines Marktes für Batteriespeicher solle durch entsprechende politische Rahmenbedingungen ermöglicht werden, gleichzeitig gelte es zu verhindern, dass die Refinanzierung über die Vermeidung von Gemeinkosten erfolge. Speicher müssten gleichberechtigten Zugang zu Flexibilitätsmärkten wie dem Regelleistungsmarkt oder einem künftigen Kapazitätsmarkt haben. Forschungsbedarf Wie das langfristig optimale Verhältnis von innerdeutschem Netzausbau und anderen Flexibilitätsoptionen aussehe, ist aus Sicht der Forscher noch ungeklärt und bedürfe weiterer Forschung. Neue Analysen seien auch erforderlich, wenn der Ausbau der Erneuerbaren Energien in Deutschland oder den Nachbarländern deutlich schneller erfolge als hier angenommen oder wenn der Netzausbau, neue Gasturbinen oder Lastmanagementoptionen auch langfristig nicht erschlossen würden. Auch die mögliche Entwicklung von Energiespeichern in anderen Sektoren und ihre Auswirkungen auf den Stromsektor seien weiter zu analysieren. Zentrale Annahmen und Thesen Eckpunkte der untersuchten Szenarien
Die Autoren betrachten Zukunftsszenarien als wahrscheinlich, die von einem europäischen vernetzten Strommarkt und einem moderaten Ausbau der Grenzkuppelstellen ausgehen. Auch die Erschließung von Flexibilitätsoptionen wie Demand-Side-Management und Gaskraftwerke werden berücksichtigt. Die Annahmen zur Stromnachfrage und -erzeugung in Deutschland basieren auf den Szenarien zum Netzentwicklungsplan 2013 der Bundesnetzagentur und der Übertragungsnetzbetreiber. Betrachtet werden die Jahre 2023, 2033 und der Zeitpunkt mit einem Anteil der Erneuerbaren Energien von 90 Prozent an der deutschen Stromerzeugung. Für die Nachbarländer wird ein deutlicher, aber im Vergleich zu Deutschland verzögerter Ausbau der Erneuerbaren Energien unterstellt: 2023: 43 % Strom aus Erneuerbaren Energien in Deutschland / 23 % in Europa 2033: 60 % Strom aus Erneuerbaren Energien in Deutschland / 40 % in Europa 90 % Strom aus Erneuerbaren Energien in Deutschland / 60 % in Europa. Eine weitere relevante Annahme ist der erfolgreiche Netzausbau in Deutschland, wobei die Autoren für die Ergebnisse ihrer Studie keine bedeutsamen Auswirkungen bei Verzögerungen um mehrere Jahre sehen. Definition und Betrachtung des Bedarfs an Speichertechnologien Der Bedarf an Stromspeichern auf der Ebene des Übertragungsnetzes wird so definiert, dass die Speicher auf den Europäischen Strommärkten zum Ausgleich zwischen Erzeugung und Verbrauch beitragen und die Kosten des Gesamtsystems reduzieren. Im Verteilnetz wird als Speicherbedarf die Menge an Batteriespeichern gemeint, deren netzdienlicher Einsatz
den Netzausbau kosteneffizient vermeiden kann. Von der Bedarfsbetrachtung ausgeschlossen sind andere Energiespeicher, die zum Beispiel im Rahmen von Lastmanagement oder anderen Sektoren (Wärme, Verkehr, Chemie) eingesetzt werden. Methodik Die Studie untersucht den Bedarf an Speichern auf der Übertragungsnetz- und Verteilnetzebene unter dem Gesichtspunkt der Gesamtkosten des Stromsystems. Für die Analyse werden Szenarien definiert, die eine bestimmte Entwicklung des Kraftwerksparks, der Stromerzeugung und nachfrage sowie die Erschließung anderer Flexibilitätsoptionen (z.b. Lastmanagement, Flexibilisierung von KWK-Anlagen, Netzausbau) unterstellen. Die Studie arbeitet mit quantitativen Modellierungen des Stromerzeugungssystems, Literaturanalysen und eigenen qualitativen Bewertungen. Zunächst erläutern die Autoren verschiedene Arten von Energiespeichern, den Bedarf an Flexibilität im Stromsystem und verschiedene Optionen, mit denen der Flexibilitätsbedarf gedeckt werden kann. Dabei gehen sie auf Wechselwirkungen ein. Auf Basis von Literaturangaben und Einschätzungen von Experten schätzen die Autoren die Kostenentwicklung verschiedener Speichertechnologien als Grundlage für die weitere Analyse. Für die wirtschaftliche Bewertung der Speicher werden Einsparungen und Mehrkosten durch zusätzliche Speicher bilanziert. Hierfür wird der Zubau in verschiedenen Varianten vorgegeben. Auf der Kostenseite stehen im Wesentlichen die Investitionskosten für Speicher, auf der anderen Seite stehen vermiedene Investitionen in konventionelle Kraftwerke bzw. Einsparungen bei der konventionellen Stromerzeugung
und eine reduzierte Abregelung Erneuerbarer Energien. Ein Optimierungsmodell, das den erforderlichen Kraftwerks- und Speicherpark sowie alternative Flexibilitätsoptionen gemeinsam ermitteln würde, gibt es jedoch nicht. Dadurch sind die Investitionskosten für alternative Flexibilitätsoptionen irrelevant für das Ergebnis der Studie. Abschließend befassen sich die Autoren mit Batteriespeichern und Power-to-Gas außerhalb des Strommarktes, da sie beiden Technologien ein großes Entwicklungspotenzial beimessen. Erörtert wird das Marktpotenzial dieser Technologien in verschiedenen Sektoren (Strom, Wärme, Verkehr, Chemie) sowie mögliche Effekte für das Stromversorgungssystem.