Österreichs Wasserkraft in der Speicherwelt von morgen VD Dipl.-Ing. Dr. Karl Heinz Gruber 06. November 2013
Inhalt Aktuelle Rahmenbedingungen und Entwicklungen Status Quo der Pumpspeicherkraft Kapazitätsbedarf Preisentwicklung und Szenarien Erlösentwicklung Grenzüberschreitender Markt Aktuelle und neue Geschäftsmodelle
Inhalt Aktuelle Rahmenbedingungen und Entwicklungen
Aktuelle Rahmenbedingungen und Entwicklungen Aktuelle Rahmenbedingungen bzw. Herausforderungen I Speicher- und Pumpspeicherkraftwerke erfüllen schon heute eine wichtige Rolle zur Versorgungssicherheit und zur Netzstabilisierung Der Kapazitätszuwachs bei Wind und PV führt zu steigendem Bedarf an kurz-, mittel- und langfristigen Speicherkapazitäten und an flexibleren Speichersystemen Komplexere Projektentwicklung bedeuten Mehrkosten und massive Verzögerungen für den Neubau und die Erweiterung Drohpotential WRRL: Vorgaben können zukünftig zu einer Einschränkung der Einsatzmöglichkeiten der PSKW führen Überlegungen des direkten TSO-Zugriffs auf Speicher bedeuten Eingriff in den freien Speichermarkt Seite 4
Aktuelle Rahmenbedingungen und Entwicklungen Aktuelle Rahmenbedingungen bzw. Herausforderungen II Vorrangige Einspeisung von Wind und PV mit fixen Tarifen führt zu massiven Marktverzerrungen Reduktion frei handelbarer Strommengen stagnierende bzw. teilweise sinkende Strompreise Prognosefehler führen zu Preissprüngen Doppelbelastung der PSKW aus Systemnutzungentgelten (5,5 /MWh) bedeutet Benachteiligung im Wettbewerb; ebenso der Zwang zur Belegung des Pumpstroms mit Herkunftsnachweisen Aktuelle Einschränkungen für einen grenzüberschreitenden Markt für Regelenergie bedeuten wirtschaftliche Nachteile PSKW erbringen z. T. Leistungen zur Systemstabilisierung ohne marktkonforme Vergütung Seite 5
Inhalt Status Quo der Pumpspeicherkraft Speicherkraftwerke in Österreich und in umliegenden Ländern Bedeutung der Speicherkraftwerke als Backup-Anlagen Fähigkeiten der Pumpspeicherkraftwerke Vergleich der Speichertechnologien
Status Quo der Speicherkraft Speicherkraftwerke in Österreich und der D-A-CH Region Konzentration der Pumpspeicherkapazität auf Mitteleuropa bzw. den Alpenbogen: Quelle: Oesterreichs Energie/VSE/BDEW Stand Ende 2012 D A CH D - A - CH Kapazität Pumpspeicher (MW) 6.500 4.300 1.700 12.500 Anteil an der Pumpspeicherung in EU15 + CH (%) 24 12 7 43 D 6.500 MW A 4.300 MW CH 2.000 MW Seite 7
Status Quo der Speicherkraft Bedeutung der Speicher als Back-up-Anlagen für Österreich Jährliche Erzeugung 72,2 TWh 2,6 TWh 22,1 TWh 31,5 TWh 16,1 TWh Kapazität 23,2 GW 1,6 GW Kapazität Pumpspeicher Höchstlast Niedrigstlast 10,1 GW 7,8 GW 6,8 GW 4 GW 5,7 GW 3,9 GW 3.8 GW 8,3 GW 5,5 GW 7,8 GW -3.2 GW max. min. max. min. Pumpspeicher (Turbine) Netzhöchstlast Speicher (Turbine) Pumpspeicher (Pumpe) Netzniedrigstlast Quelle: E-Control Dzt. Bestand hätte bis zu 77% der Höchstlast in den Monaten Dez., Jän., Feb. 2012 kompensiert Dzt. Bestand hätte bis zu 93% der Höchstlast in den restlichen Monaten 2012 kompensiert Seite 8
Status Quo der Speicherkraft Fähigkeiten der Pumpspeicherkraftwerke Die Technik der Pumpspeicherung bietet ausgereifte und langjährig erprobte Technik große installierte Leistungen (typischerweise > 200 MW) höchste Speicherwirkungsgrade (Wälzwirkungsgrade zwischen 75 und 80%) höchste Flexibilität (in 60 Sekunden auf Volllast aus drehender Reserve) kosteneffiziente großtechnische Speichertechnologie mit Tages-, Wochen, und Jahresspeicher Bereitstellung aller Formen von Strom zur Systemstabilisierung und damit die Aufrechterhaltung der Versorgungssicherheit (Spitzenlast, gesicherte Kapazitäten, Frequenzregelung, Ausregelung von Fahrplan- und Prognoseabweichungen, Kompensation von Kraftwerksausfällen, Blindleistung, Schwarzstartfähigkeit) Quelle: Kops II Seite 9
Status Quo der Speicherkraft Speichertechnologien im Vergleich Pumpspeicher sind effizienteste Speichertechnologie: Lange Lebensdauer Hohe Wirkungsgrade Moderate Investitionskosten Seite 11
Inhalt Kapazitätsbedarf Ausbauszenarien für Erneuerbare Energien in Deutschland Analyse der fluktuierenden Einspeisung in Deutschland Studien zum zukünftigem Speicherbedarf Pumpspeicherkraftwerksprojekte
Quelle: BMU/ Leitstudie 2011 Kapazitätsbedarf Ausbauszenarien für Erneuerbare Energien in Deutschland Ist Prognose EE - Erzeugung in 2012: 136,1 TWh EE - Erzeugung in 2012 entsprach etwa dem EE-Zielpfad Einspeisung in 2012 von 136,1 TWh entspricht 22,9% am Bruttostromverbrauch in Deutschland Seite 13
Kapazitätsbedarf Analyse der fluktuierenden Einspeisung in Deutschland Preisbildung am Day-Ahead Markt extreme Schwankungen (täglich, jahreszeitlich) Lastunterschiede innerhalb 1,5 h bis zu 10.000 MW bzw. 6 h rd. 26.000 MW Prognosefehler bis zu 10.000 MW Winter: 2011/2012 hohe Windeinspeisung wenig PV-Einspeisung Sommer: moderate Windeinspeisung hohe PV-Einspeisung 2012 2012/2013 2013 Quelle: Netzkennzahlen von: Amprion, 50Hz, Tennet TSO GmbH, EnBW Transportnetze AG Seite 14
Kapazitätszuwachs Studien zum zukünftigem Speicherbedarf Dena-Studie (8/2012): + 6,5 GW in 2050 Tagesschwankungen Residuallast bis zu 70 GW max. vorzuhaltender Reservebedarf 17,3 GW VDE-Studie (6/2012): Aktuell EE-Anteil D rd. 20%: kein zusätzlicher Bedarf bis EE-Anteil D von rd. 40%: kein zusätzlicher Bedarf Ausbauziel 2050 in D: EE-Anteil rd. 80%: zusätzlicher Bedarf +14 GW bzw. 70 GWh Kurzzeitspeicherung +18 GW bzw. 7,5 TWh Langzeitspeicherung Dena-Studie (2/2010): konsequenter Netzausbau Aufbau hinreichend großer Speicherkapazitäten Seite 16
Kapazitätszuwachs Pumpspeicherkraftwerksprojekte in Österreich bzw. D-A-CH Projekte der Energieinitiative der Alpenländer (Projektrealisierung abhängig von energiewirtschaftlichen Rahmenbedingungen) Legende: 225 450 900 MW Quelle: Oesterreichs Energie/VSE/BDEW Stand Ende 2012 Seite 17
Inhalt Preisentwicklung und Szenarien Entwicklung der kurzfristigen Spotmarktpreise Einfluss der EE-Prognosen auf den EEX Spot Preis
Preisentwicklung Entwicklung der kurzfristigen Spotmarktpreise Sinkendes Preisniveau und Änderung der Preisprofile Verhaltene Nachfrageentwicklung und zunehmende Kapazitäten von Wind und PV Verdrängung konventioneller Erzeugungseinheiten durch geförderte und nicht im Wettbewerb stehende Erneuerbarer Energieträger (Einspeisevorrang). Mittagsspitze wird zur Mittagssenke (PV) Wochenverlauf: Preise EEX-Spot, jeweils dargestellt für die zweite Juliwoche Quelle: EEX Seite 19
Preisentwicklung Einfluss der EE-Prognosen auf den EEX Spot Preis Jeweils die zweite Juliwoche Quelle: Netzkennzahlen von: Amprion, 50Hz, Tennet TSO GmbH, EnBW Transportnetze AG Seite 20
Inhalt Erlösentwicklung Entwicklung der Wälzerlöse Entwicklung der Netztarife
Erlösentwicklung Entwicklung der Wälzerlöse Seit 2008 deutlich sinkende Spreads zwischen Peak (Turbineneinsatz) und Off-Peak (Pumpeneinsatz) und damit sinkende Erlösmöglichkeiten für Pumpspeicher Erlöse auf dem (noch begrenzten) Regelenergiemarkt können das nur zum Teil kompensieren Obere Bandbreite: Pumpspeicherkraftwerk im reinen Wälzbetrieb. Wälzerlös basierend auf einer Optimierungsrechnung (teuerste und billigste Stunden). Wälzwirkungsgrad von 75% Mitte der Bandbreite der Wälzerlöse: Gegenwärtig 15,5 /MWh Untere Bandbreite: Wälzerlös basierend auf den Peak- und Off-Peak-Preisen am EEX-Spotmarkt Wälzwirkungsgrad von 75% Seite 24
Wälzerlöse Systemnutzungsentgelte Erlösentwicklung Entwicklung der Netztarife Pumpspeicherkraftwerke sind durch Systemnutzungsentgelte doppelt (überproportional) belastet: als (Zwischen)Verbraucher = Pumpe als Einspeiser = Turbine Systemnutzungsentgelte für PSKW sind seit 2008 um 400% gestiegen, die Wälzerlöse um über 50% gesunken (Gesamtbelastung 2013: rd. 5,5 /MWh 1) ) Entfall der Systemnutzungsentgelte für den Pumpbetrieb (= 3,1 /MWh) 1) würde zu etwa 20% höheren Einsatzzeiten mit den damit verbundenen volkswirtschaftlichen und ökologischen Vorteilen führen 2) Belastung Pumpspeicherkraftwerk 1) Entgelte Netznutzungsentgelt Pumpe Arbeit (0,7 /MWh) Netznutzungsentgelt Pumpe Leistung (1.000 /MW) Netzverlustentgelt Pumpe (0,61 /MWh, NE 1) Netzverlustentgelt Turbine (0,61 /MWh) Systemdienstleistungsentgelt Turbine (1,79 /MWh) Summe Belastung 0,93 /MWh (= 0,7/0,75) 1,33 /MWh (= 1.000/750) 0,81 /MWh (= 0,61/0,75) 0,61 /MWh 1,79 /MWh 5,48 /MWh Systemnutzungsentgelt 2008 bis 2013: + 400% 1) Bezogen auf 1.000 Pumpenvolllaststunden, Wälzwirkungsgrad von 75%, NE 1 2) Berechnung VERBUND auf Basis eigener Projekte / Anlagen 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Wälzerlöse 2008 bis 2013: - 54% Seite 25
Inhalt Grenzüberschreitender Markt für PSKW Regelblöcke und Regelzonen in der ENTSO-E Bedeutung des Netzausbaus
Grenzüberschreitender Markt für PSKW Regelblöcke und Regelzonen in der Entso-E Situation in Europa Viele verschiedene Regelblöcke und Regelzonen und bilaterale Vereinbarungen (z.b. Erweiterung Netzregelverbund D mit Ausland Imbalance netting) LFC-Block = LFC Area PSKW brauchen Zugang zu integrierten Märkten (Länder/ Produkte) um volles Potential nutzen zu können LFC-Block = Regel Block (Deutschland, ) Synchronous Area = Synchrones Netzgebiet LFC Area = Regel Zone (z.b. APG, Tennet, Swissgrid, ) Quelle: Entso-E Situation in Österreich Gemeinsame Primärregelleistung Beschaffung mit der Schweiz Imbalance netting mit Slowenien (Sekundärregelabruf) Einige Erzeuger können am deutschen Regelblock teilnehmen, die meisten nicht Integration der Marktgebiete und Harmonisierung der Marktregeln für PSKW Seite 27
Grenzüberschreitender Markt für PSKW Bedeutung des Netzausbaus Situation 2012: Preisdauerlinie im Marktgebiet D-A in 2012 Keine Entkopplung der Märkte jeweils rd. 50 h mit negativen Preisen bzw. mit Preisen über 100 /MWh 60 Stunden mit Preisen über 100 Euro/MWh Alle lagen in den Wintermonaten 50 Stunden mit negativen Preisen Davon 23 Stunden während der Weihnachtsfeiertage Alle lagen in den Wintermonaten Situation 2050: Simulationsergebnisse Preisdauerlinien 2050 Entkopplung der Märkte bei viel EE-Einspeisung sehr niedrige Preise bzw. bei wenig EE-Einspeisung sehr hohe Preise aufgrund fehlender Netzkapazitäten Volles Ausschöpfen der volkswirtschaftlichen Synergien im Markt D A nur mit weiterem Leitungsausbau möglich Seite 28
Inhalt Aktuelle und neue Geschäftsmodelle Wertschöpfung und Geschäftsmodelle Konsequenzen für die Auslegung neuer Anlagen
Wertschöpfungskette Aktuelle Rahmenbedingungen und Entwicklungen Wertschöpfung und Geschäftsmodelle Aktuelle Geschäftsmodelle entlang der Wertschöpfungskette Studien Planung Bau Eigentum Betrieb derzeitige Einsatzmöglichkeiten am Strommarkt Bilanzgruppen Optimierung Regelenergie Markt Spot Markt Intraday Markt Mögliche neue Geschäftsmodelle bei der Integration der neuen Erneuerbaren Integration von EE-Erzeugungseinheiten in Bilanzgruppe mit PSKW Bereitstellen von physikalischen Anteilen an Speichern bzw. PSKW Bereitstellen von virtuellen Speichern bzw. PSKW Kapazitäts- Versicherungs Kontrakte Mehrzweckfunktion Marktgerechter und dimensionenbezogener Preis für Effizienz, Flexibilität und Stabilität Seite 30
Aktuelle Rahmenbedingungen und Entwicklungen Konsequenzen für die Auslegung neuer Anlagen Neue Geschäftsmodelle verlangen sehr flexible und zuverlässige Einheiten: Hohe Effizienz Stabile Performance über den gesamten Leistungsbereich Steile Lastgradienten Kleine Minimallasten für Turbine und Pumpe Flexible Pumpenleistung Zuverlässigkeit bei Start Schnelles Starten bzw. Umschalten In Zukunft sind zuverlässige Allrounder mit hoher Effizienz, Flexibilität und Stabilität gefragt. Seite 31
Österreichs Wasserkraft in der Speicherwelt von morgen VD Dipl.-Ing. Dr. Karl Heinz Gruber 06. November 2013