Übergang zu einer regionalen Elektrizitätsversorgung aus 100 % Erneuerbarer Energie am Beispiel des Allgäus M. Hlusiak und Ch. Breyer 28. Symposium Photovoltaische Solarenergie Kloster Banz, Bad Staffelstein, 6. - 8. März 2013
Übersicht Energiemodell Simulationsergebnisse Sensitivitätsanalyse Zusammenfassung 2
Rahmenbedingungen Modell Mehrere Energiequellen und -speicher versorgen eine Last Jederzeitige Versorgungssicherheit für alle 8,760 h des Jahres Region Allgäu als Modellregion 200 000 Einwohner 3
Last und EE-Quellen Last: starke tägliche Variation saisonale Variation (bis jetzt) fast keine flexible Lasten PV: Erzeugungsprofil passt täglich aber nicht saisonal fluktuierend aber vorhersagbar Windkraft: Erzeugungsprofil passt saisonal stark fluktuierend aber vorhersagbar Wasserkraft: Erzeugungsprofil passt teilweise saisonal konstantere Erzeugung und vorhersagbar Speicher: relevant wenn die Netze nicht mehr ausgleichen können Speicher sind sehr relevant für 100% EE 4
Energiemodell (netzseitig) Elektrizitätslast Stündliche Daten vom örtlichen Verteilnetzbetreiber Durchschnitt: 140 MW Stündliche Werte 70-233 MW Jahresbedarf: 1,25 TWh 5
Energiemodell (netzseitig) Netz Ein Knoten Verluste und Engpässe nicht berücksichtigt 6
Energiemodell (netzseitig) EE-Quellen Wasserkraft Wind PV Stündliche Daten vom Verteilnetzbetreiber 3 230 VLh Begrenzung auf 50 MW Stündliche Daten von Anlagenbetreiber 1 730 VLh Stündliche Daten aus globalem Modell 1 080 VLh Biomasse Zur Vergärung zu Biogas Begrenzung auf 36 MW th 7
Energiemodell (netzseitig) Batterie Einfaches Modell Nicht technologiespezifisch 8
Energiemodell (netzseitig) Erdgas-Pfad Erdgas-Ressource Methanspeicher Zentral Hoher Speicherdruck Gaskraftwerk Hocheffizientes Gas-und-Dampf- Kraftwerk 9
Energiemodell (netzseitig) Biomethan-Pfad Biomasse-Ressource Biomethan Biogas-Gärreaktor CH 4 Aufbereitung Methanspeicher Gaskraftwerk 10
Energiemodell (netzseitig) Biogas-Pfad Biomasse-Ressource Biogas-Gärreaktor Biogasspeicher Vor Ort, Niederdruck 6 Stunden Kapazität Kleiner Generator mit Verbrennungsmotor Niedrigerer Wirkungsgrad als Gaskraftwerk Installierte Leistung: 2x Durchschnittsleistung 11
Energiemodell (netzseitig) EE-Methan-Pfad Methanerzeugung Wasserelektrolyse CO 2 aus Luft CO 2 + H 2 CH 4 Methanspeicher Gaskraftwerk 12
Energiemodell (verbraucherseitig) PV-Batterie-System Netzparität ermöglicht Wirtschaftlichkeit Ertragsoptimale Systemgröße 13
Simulationsschritte 1) Verbraucherseitigen Beitrag bestimmen Angenommener Teilnehmeranteil: Haushalte: 20 % Landwirtschaft: 70 % Optimale Systemgröße zur Eigenbedarfsdeckung bestimmen: Variiere Größe von PV und Batterie Optimiere auf niedrigste durchschnittliche Strombezugskosten (Referenzjahr 2020) Preis Netzbezug: 0.28 /kwh Ertrag Überschusseinspeisung: 0.02 /kwh 14
Simulationsschritte 2) Residuallast durch Netz abdecken Start mit reinem Erdgaskraftwerk (0 % EE) Größe des Gaskraftwerks: maximale stündliche Last Berechnung des günstigsten Systems mit 1 % EE: Dimensionierung von Wasserkraft, Wind, PV, Batterie, Methanisierung, Methanspeicher, Biomethan und Biogas Berechnung des günstigsten Systems mit 2 % EE Berechnung des günstigsten Systems mit 100 % EE 15
Ergebnisse: Installierte Leistungen (Referenz 2020) Verbraucherseitig Deckt bei angenommene Teilnehmeranteil ca. 5 % EE-Anteil ab 64 MW PV und 70 MWh Batterien Netzseitig Technologien tauchen in folgender Reihenfolge auf (Zahlen sind installierte Leistungen bei 100 % EE): Wasserkraft 50 MW Wind 400 MW PV 640 MW Biomethan 18 MW th Biogas 7 MW el, Ø Methanisierung 100 MW th Batterien 320 MWh Großer Methanspeicher 120 GWh Status EE Ende 2011 (27,6%) Wasserkraft 12,9% PV 9,7% Biogas 3,6% Windkraft 1,4% 16
Ergebnisse: Kostenaufteilung (Referenz 2020) Gaskraftwerk Größe nahezu konstant Erdgas Anteil nimmt linear ab (= Definition EE-Anteil) 100 % EE System Keine einzelne Technologie > 30 % der Gesamtkosten PV und Wind größte Anteile, zusammen mehr als die halben Gesamtkosten Noch fehlende Komponenten keine synergetische Kopplung mit Wärmesektor keine synergetische Kopplung mit Mobilitätssektor Power-to-Gas (Fokus Wasserstoff) keine Netzkopplung mit benachbarten Regionen jede dieser Verbesserungen senkt die Kosten 17
Ergebnisse: Speicher- und KW-Ausnutzung Auslastung der Methanisierung liegt bei 2000 bis 2500 Volllaststunden jährlich Batteriedurchsatz liegt bei ca. 130 Vollzyklen pro Jahr EE-Anteil Volllaststunden des Gaskraftwerks sinken stetig ab (1 000 Stunden bei 100 % EE) Knick bei 60 % RE ist Einstieg von Biomethan 18
Sensitivitätsanalyse: Erdgas und CO 2 -Kosten Erdgaspreis und CO 2 Emissionskosten berücksichtigt Mit steigendem EE-Anteil: Spreizung der Kurven verringert sich geringeres Risiko gegenüber Preisausschlägen fossiler Brennstoffe Mit steigenden Brennstoffkosten: Kostenminimum verschiebt sich zu höheren EE-Anteilen 19
Sensitivitätsanalyse: Speicherkosten nur Batterie Drei Bereiche für Speichertechnologien bestimmt Methanisierung und Batterie nur Methanisierung 23
Ausblick Übertragung der Erkenntnisse auf Deutschland keine Kupferplattenannahme mehr Übertragungsnetz modellieren (Mehr-Regionen-Modell) Wechselwirkung dezentrale Speicher vs Übertragungsnetze analysierbar Kopplung Strom und Wärme weitere Elemente: offshore Windkraft, Pumpspeicherkraftwerke, KWK, Wärmepumpe, Solarkollektoren, Wärmenetze 24
Zusammenfassung 100 % EE System möglich für 0,15 /kwh Gestehungskosten Die ersten 50 % EE können (bei stündlicher Zeitbetrachtung) ohne Speicher realisiert werden Abwägung zwischen Batterien und Methanisierung untersucht Das Modell ist sowohl geographisch abgeschlossen als auch auf den Stromsektor beschränkt. Aufhebung dieser Beschränkungen führen zu günstigeren Ergebnissen 25
Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit. 26
Stromgestehungskosten LCOE = Invest crf + jährliche Opex jährliche Energie crf = i (1 + i) n (1 + i) n 1 i: Kapitalkosten (durchschnittlicher Zinssatz) n: Lebensdauer in Jahren LCOE: Stromgestehungskosten (levelised cost of electricity ) Opex: Betriebs- und Wartungskosten 27
Annahmen für Gestehungskosten (Referenzjahr 2020) Invest PV (netzseitig) 900 /kw p Invest PV (Verbraucher) 1 200 /kw p Invest Wind 1 000 /kw nom Invest Wasserkraft 2 000 /kw Invest GuD-Kraftwerk 725 /kw el Invest Batterie 220 /kwh cap Invest Methanspeicher 1 /kwh cap,th Invest Methanisierung 1 900 /kw gas Invest Biogas (inkl. Speicher) 3 570 /kw el,ø Biomethanpreis 72 /MWh th Erdgaspreis 50 /MWh th Zinssatz (WACC) 6,4 % p.a. Batterielebensdauer 10 Jahre Lebensdauer andere Kraftwerke 25 Jahre Wirkungsgrad Gaskraftwerk 58 % Wirkungsgrad Methanisierung (Strom zu Methan) 50 % Batteriewirkungsgrad (Strom zu Strom) 85 % 28
Consumer side 64 MW PV with 70 MWh batteries 16,000 roof-top systems of 4 kwp PV each (30 m²) and 5 kwh (<100 liter) battery Utility side Hydro power first Wind power starting at 15 % RE PV starting at 25 % RE Biomethane starting at 55 % RE Biogas starting at 70 % RE Batteries starting at 70 % RE Methanation starting at 70 % RE for 100 % RE: 640 MW PV 6.5 km² free fields 1) or large-scale roof systems (agriculture, industy) 400 MW Wind power 135 units for 3 MW 20 km² Wind power plants 2) 50 MW / 320 MWh battery 80 units 20-feet-container < 1 hectare 120 GWh Gas storage 12 mio. normal cubic meter caverne of 45 m diameter at 200 bar Area required 100 MW Methanation 240 MW Gas power plant a few hectare for comparison: area of the region about 1,500 km², 200,000 inhabitants less than 2% of area of the region required 29 Übergang zu einer regionalen Elektrizitätsversorgung aus 100 % Erneuerbarer 1 ) in east-west Energie orientation, am Beispiel for standard des Allgäus sourth orientation doubled area required 2 ) 20 MW/km² required at limited area availibility