27.11.2014 Geode LINKING THE GAS, ELECTRICITY AND HEATING GRIDS: CHP Dr. Götz Brühl 1
Overview 1 Energy Concept Rosenheim 2 Entrepreneurial Risks 3 Conclusion 2 14-01
EEG Kernkraft Steinkohle Braunkohle Gas Sonstige Müll-Kessel Dampfkessel Gasmotoren RSHW Holzvergasung Veränderung der Stromerzeugung in D durch Produktion in RO ermitteln Einsatzweise nach Wärmebedarf und Strompreisen berechnen Gas Warmwasser Strombedarf nach Herkunft aufteilen 1 ENERGIEKONZEPT DER STADTWERKE ROSENHEIM FÜR DIE STADT ROSENHEIM Entwicklung und Fortschreibung mit dem Ziel, im Jahr 2025 für Rosenheim eine CO2-Null-Bilanz zu erreichen Energy Concept Rosenheim: CO 2 -neutral until 2025 Strombedarf FW vorgeben, Rest aufteilen Abnahme berechnen Wärmebedarf Strombezug gemäß dt. Strommix Strom- und FW- Erzeugung in Rosenheim Fernwärme Heizöl Heizung CO 2-Mengen 3
Energy Flow Chart 2012 4
Gas Engine GE J620 5
Gas Engine GE J920 6
Heatstorage 7
Wood Gasification 50 kw el, 100 kw th (Mai 2014) 8
Heat demand in Rosenheim 9
Generation Stadtwerke Generation within Stadtwerke (without Hydropower) 250 200 Holzvergasung Stromerzeugung in GWh/a 150 100 50 GT 3* J 620 J 624 J 920 3* J 620 J 624 2* J 920 3* J 620 0 ohne Stw. 1990 2000 2009 2014 2025 Stromerzeugung Müll Stromerzeugung Dampfkessel Stromerzeugung Gasmotoren 1 Stromerzeugung Gasmotoren 2 Stromerzeugung Gasmotoren 3 Stromerzeugung Holzvergasung 10
Sankey Diagr. RO 2009 vs. 2025 2009 2025 Strom aus dt. Netz EEG-Strom aus RO Stromnetz Strom Strombedarf Strom aus dt. Netz EEG-Strom aus RO Stromnetz Strom Strombedarf Müll MHKW Gas-/Öl- Kessel Gasmotoren Fernwärmenetz Wärme Müll Holz MHKW Gas-/Öl- Kessel Gasmotoren Holzgas Fernwärmenetz Wärme Gas Gasnetz Wärmebedarf Gaskessel Wärme Gas Gasnetz Wärmebedarf Gaskessel Wärme Öl Öl-Kessel Wärme Öl Öl-Kessel Wärme 11 14-03
Power Grid Exchange Stadtwerke 300 250 Power exchange with the Grid in GWh/a 200 150 100 50 0-50 -100-150 12-200 2009 o.stw. 1990 2000 2009 2013 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 EEG-Strom Nuclear Hard Coal Lignite Combined Cycle other 14-03
CO 2 -Balance Rosenheim Assumption: CHP a. Histrict Heating completed in 2025; BMU Leitstudie 2011 (A); NEP 2014 (B) 350.000 140 % 300.000 Is Simulation 120 % 250.000 103 % 104 % 105 % 106 % 94 % 96 % 100 % Netto CO2-Emissions in to/a 200.000 150.000 100.000 50.000 3 % 10 % 34 % 44 % 66 % 80 % 60 % 40 % 20 % CO2-Reduction 0-0 % -50.000-20 % 13 2009 o.stw. 1990 2000 2009 2013 2015 2020 2025 2030 2035 2040 CO2 (w/o traffic) CO2 Reduction to 1990 2045 2050
2 Entrepreneurial Risks
Marginal Return of CHP Example calculation of specific marginal return of CHP relative to the thermal output (reference price of heat production in boiler) DB1 in /MWh-th 30 25 20 15 10 5 0,9 0-5 -10-15 -20 0,8 0,7 0,6 0,5 15 Gesamter Brennstoff- Nutzungsgrad 0 0,2 0,4 Elektrischer Wirkungsgrad Parameter: Boiler eff. 0,88 El.price 40 /MWh Gasprice 25 /MWh
Efficiency 100 % 90 % 80 % 70 % 60 % 50 % 40 % 30 % 100 % 90 % 80 % 70 % 60 % 50 % 40 % 30 % Heatoptimisation 20 % 10 % -0 % 100 % 90 % 80 % 70 % 60 % 20 % J 620 (Avarage of 3 Engines) J 624 eta-el GM1-3 eta-th GM1-3 eta-ges GM1-3 Januar 13 Februar 13 März 13 April 13 Mai 13 Juni 13 Juli 13 August 13 September 13 Oktober 13 November 13 Dezember 13 Januar 14 Februar 14 März 14 April 14 Mai 14 Juni 14 Juli 14 August 14 September 14 Oktober 14 10 % 0 % eta-el GM4 eta-th GM4 eta-ges GM4 Januar 13 Februar 13 März 13 April 13 Mai 13 Juni 13 Juli 13 August 13 September 13 Oktober 13 November 13 Dezember 13 Januar 14 Februar 14 März 14 April 14 Mai 14 Juni 14 Juli 14 August 14 September 14 Oktober 14 Potential due to Heatoptimisation: (in progress) 50 % 40 % continuous approvements 30 % 20 % 10 % 0 % J 920 eta-el GM5 eta-th GM5 eta-ges GM5 16 Januar 13 Februar 13 März 13 April 13 Mai 13 Juni 13 Juli 13 August 13 September 13 Oktober 13 November 13 Dezember 13 Januar 14 Februar 14 März 14 April 14 Mai 14 Juni 14 Juli 14 August 14 September 14 Oktober 14
Spot Prices since 2000 130 120 110 Strom Spot Peak vs Datum Strom Spot Base vs Datum Strom Spot OffPeak vs Datum Strom Peak next Year vs Datum Strom Base next Year vs Datum Strom OffPeak next Year vs Datum 100 Strom Preise in /MWh 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 17 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 Br. 13-12 14-11
Sparkspread GE Forwards 90 80 70 Spark-Spread-GM Sommer/Peak/ohne Wärme vs Datum Spark-Spread-GM Winter/Peak/mit Wärme vs Datum Spark-Spread-GM Winter/Offpeak/mit Wärme vs Datum 60 Spark-Spread next Season in /MWh 50 40 30 20 10 0 10 20 30 40 50 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 18 13-12
Sparkspread GE Spot 80 70 60 50 40 Spot Preise in /MWh 30 20 10 0 10 20 30 40 50 19 Spark-Spread-GM Spot/Peak/mit Wärme vs Datum Spark-Spread-GM Spot/Peak/ohne Wärme vs Datum Spark-Spread-GM Spot/OffPeak/mit Wärme vs Datum 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 Br. 13-12 14-11
Intraday Price 12.07.2014 Source: EPEX 20
Wind- and Solar-Power The share of Wind and Solar power is limited to about 50 % of electricity demand and about 25 % of total energy demand 0,6 Rate of Wind and Solar Power in Germany 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 21
Cut-off-rate of Wind and Solar Cut-off-rate of latest build Wind or Solar Power Plant Marginal cutt-off share of renewable power generation 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 Solar Onshore Wind Offshore Wind 0 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 22
Cut-off-rate of Wind and Solar Cut-off-rate of latest build Wind or Solar Power Plant Marginal cutt-off share of renewable power generation 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 Solar Onshore Wind Offshore Wind 0 0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 Share of Wind- and Solar Power 23
Total Cost of Powergeneration CO 2 : 25 /to, Hard Coal: 10 /MWh, Natural Gas: 30 /MWh 1000 500 Total costs in /MWh 100 50 Lignite Hard Coal Combined Cycle 10 100 200 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 5000 6000 7000 8000 Full load operation in hours per Year 24
Residualload (2030) Total Cost Optimized Residualload Generation with new Powerplants 2030 (with necessary Pumpstorages) 80.000 70.000 Residuallast 2030 in MW 60.000 50.000 40.000 30.000 20.000 Gas uncertain due to Prices Coal 10.000 0 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 Stunden pro Jahr (geordnet) 25
Residualload 2030 Rest-Residualload 2030 with CHP-Expansion (with lesser Pumpstorages necessary) 70.000 60.000 Ohne zusätzliche KWK Mit 10 GW zusätzlicher KWK Mit 20 GW zusätzlicher KWK Hard Coal- Generation 260 TWh 43% 230 TWh 38% 200 TWh 33% Residuallastleistung in MW 50.000 40.000 30.000 20.000 Combined Cycle Gen. 18 TWh 3% 10.000 26 0 0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000 Stunden pro Jahr (geordnet)
Price-Scenarios Assumption: BMU Leitstudie 2011, NEP 2014, IEA WEO 2012 140 Jahresdurchschnittspreise in /MWh 120 100 80 60 40 20 improbable, because new PP would be constructed improbable, because Wind and Solar Cut-off would solve that 0-20 -40 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 27
Heat Production BMU Leitstudie 2011 Szenario 2011 A, without Nuclear, PP: 90 GW, with 500 MWh Heat Storage 28
Heat Production in Variations 29
Full Operation Time BMU Leitstudie 2011 Szenario 2011 A, without Nuclear, PP: 90 GW, with 500 MWh Heat Storage 30
Full Operation Time in Scen. 31
Marginal Return Scenarios 10000 9000 DB1 der Strom- u. Wärmeerzeugung 8000 7000 6000 5000 4000 3000 unwahrscheinlich, da hohe Preise Kraftwerksneubau anregen würden 2000 unwahrscheinlich, da viele Kraftwerke vorher abgeschaltet würden 1000 0 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 32
3 Conclusion 33
CHP-Effects Solar and biomass heat integration Heat compound with industry Renewable Heat Waste heat utilisation CO 2 -Reduction Saving of primary energy Reduction of locale emmissions Effectiveness, Efficiency, at a reasonable price No domestic fuel Different heat sources Full-service Heat storage Security of supply Comfortable heating Utilisation of Power to Heat CHP + District Heating + Heat Storage Grid stability Electricity price reduction Power market stability Frequency stability Fast power generation control Additional generation when prices are high Additional generation in power shortages Lesser control power necessary Controlling of load gradients Lesser inefficient part load operation Security of supply Local as well as regional 34
Prices & CHP-Expansion Example for 2035, effect grows as renewables increase 80 75 Base Peak OffPeak Residuallast 70 Ø Prices in /MWh 65 60 55 50 45 40 0 5 10 15 20 CHP extension in GW-el 35
The End Thank You for Your Attention! 36