Stromspeicher in der Energiewende

Vorläufig Stromspeicher in der Energiewende Studie von FENES, IAEW, ISEA, ef.ruhr im Auftrag von Agora Energiewende BERLIN, 15.09.2014

Kernergebnisse und Schlussfolgerungen auf einen Blick 2

Führende wissenschaftliche Institute wurden mit der Durchführung der Analysen beauftragt Vorläufig Simulationsrechnungen auf Ebene des Übertragungsnetzes Simulationsrechnungen auf Ebene des Verteilnetzes Märkte und Kostenentwicklung Power-to-Gas, Koordinierung der Studie Märkte und Kostenentwicklung Batterietechnologien 3

Der Bedarf an Stromspeichern in den verschiedenen Anwendungen wurde untersucht und zukünftige Märkte betrachtet Fragen Wie viele Speicher werden gebraucht Zum Ausgleich von Stromerzeugung und Nachfrage Im Verteilnetz Für Systemdienstleistungen Welche Märkte entstehen für Batterien Power-to-Gas / Power-to-X Analysen 1 2 3 4 Szenarienvergleich auf Ebene des Übertragungsnetzes Szenarienvergleich auf Ebene des Verteilnetzes Qualitative Bewertung für einzelne Systemdienstleistungen Abschätzung zukünftiger Märkte 4

Die Studie untersucht Szenarien in 2023, 2033 und bei 90% Erneuerbaren Energien Stromerzeugung aus EE und Nachfrage in Deutschland, in TWh 600 500 400 300 200 100 42%* 60%* 90%* 0 2013 2023 2033 0,9 Residuale Nachfrage PV Wind (onshore & offshore) Biomasse Wasserkraft Ausbau der Erneuerbaren Energien (EE) bis 2023 und 2033 nach Zielen der Bundesregierung Entwicklung des restlichen Stromsystems (Last, Netze, fossile Kraftwerke) angelehnt an Netzentwicklungsplan Für restliches Europa ein ggü. Deutschland verzögerter EE-Ausbau Zusätzlich betrachtet: verzögerter Ausbau alternativer Flexibilitätsoptionen ( KWK-Flexib., Last-Management, Grenzkuppelstellen * Für das restliche Europa wurde verzögerter Ausbau der Erneuerbaren Energien angenommen: 23% bei 42% in D, 40% bei 60% in D, 60% bei 90% in D Detaillierte Annahmen in der Studie veröffentlicht 5

1 Analyse auf Ebene des Übertragungsnetzes In den 3 Zeitpunkten wurden die Kosten verschiedener Szenarien verglichen: jeweils ohne und mit zusätzlichen Speichern Annahmen zur Entwicklung des Stromsystems Berechnung der Kosten im Szenario ohne und mit zusätzlichen Speichern Ergebnis in 2023 in 2033 bei einem EE-Anteil von 90% in Deutschland Kosten im Referenzsystem Einsparung durch Speicher Kosten durch Speicher Einsparung (oder Mehrkosten) durch zusätzliche Speicher zu Ausbau von EE-Anlagen thermischen Kraftwerken bestehenden Speichern alternativen Flexibilitätsoptionen 6

1 Analyse auf Ebene des Übertragungsnetzes Es wurden jeweils verschiedene Kombinationen aus Kurz- und Langzeitspeichern betrachtet, bei zukünftig sinkenden Speicherkosten Variationen des Speicherzubaus - Beispiel 90%-Szenario, in GW Kosten für Speichersysteme (Bandbreite), in EUR/kW pro Jahr* Kurzzeitspeicher Kurzzeitspeicher Langzeitspeicher Ermittlung des Speicherbedarfs durch Untersuchung von Szenarien zusätzlicher Speicher: Kombinationen an zusätzlichen Kurz- und Langzeitspeichern Annahme von Bandbreiten für zukünftige Speicherkosten zur Abbildung möglicher Entwicklungen Kurzzeitspeicher wurden technologieunabhängig betrachtet *Annuitätische Kosten je Speichersystem, für Kurzzeitspeicher bestehend aus 1kW+4kWh 7

1 Ergebnis auf Ebene des Übertragungsnetzes In den nächsten 10 bis 20 Jahren verursachen Speicher Mehrkosten, im 90%-Szenario kommt es zu Einsparungen Einsparungen und Mehrkosten durch zusätzliche Speicher, in Mrd. EUR pro Jahr (Bandbreite der Ergebnisse der betrachteten Speicherkombinationen*) 5,0 2,5 0,0-2,5-5,0 Szenario 2023 2033 90% EE 1,2 1,3 0,8 0,1-0,02-2,3 Der Nutzen von neuen Speichern für den Ausgleich von Erzeugung und Nachfrage ist in 2023 nicht signifikant, in Summe entstehen Mehrkosten In 2033 können geringe Mengen Speicher im besten Fall zu Einsparungen führen Im 90% Szenario führen Speicher zu Einsparungen * die Ergebnisse der jeweils schlechtesten betrachteten Kombination an Speichern sind als gestrichelte Linie dargestellt 8

1 Hintergrund für Ergebnisse in 2023 und 2033 Bei 42% Erneuerbaren Energien in Deutschland entstehen keine relevanten EE-Erzeugungsüberschüsse Residuallast nach Stromerzeugung aus Wind, Solar- und Wasserkraftanlagen bei 42% EE in Deutschland im Sommer* in GW, stündliche Werte im Wochenverlauf Durchschnitt Einzelne Wochen In den meisten Wochen wird zu jedem Zeitpunkt zusätzliche Erzeugung neben der wetterabhängigen Produktion aus Wind-, Solarund Wasserkraftanlagen benötigt (flexible Biomasse-, Gas- oder Kohlekraftwerke) Mo Di Mi Do Fr Sa So In einzelnen Wochen kommt es v.a. am Wochenende zwar zu EE-Überschüssen, hierfür existieren jedoch mit bestehenden Speichern, Lastmanagement, Power-toheat oder Stromexport i.d.r. günstigere Flexibilitätsoptionen als den Bau neuer Speicher * Mai, Juni, Juli und August; illustrative Darstellung von Eingangsdaten der Simulationen 9

1 Analyse auf Ebene des Übertragungsnetzes Bei einem EE-Anteil von 90% in Deutschland senken geringe Leistungen zusätzlicher Speicher die Systemkosten Erkenntnisse aus der Betrachtung verschiedener Speicherkombinationen: Im 90% Szenario führen Kombinationen aus etwa je 10 GW Speichern zu Einsparungen Langzeitspeicher schneiden im 90% Szenario besser ab, da Kurzzeitspeicher in stärkerer Konkurrenz zu alternativen Flexibilitäten stehen Speicher können konventionelle Kraftwerke ersetzen und gesicherte Leistung bereitstellen 10

3 Ergebnisse zu Systemdienstleistungen Speicher können bereits heute einige Systemdienstleistungen kosteneffizient erbringen Qualitative Betrachtung: Speicher für Systemdienstleistungen (Auszug der Ergebnisse) Sekundärregelleistung Primärregelleistung Gesicherte Leistung Batteriespeicher sehr gut geeignet Langfristiger Bedarf gering Speicher gut geeignet, Wirtschaftlichkeit aber noch offen In Zukunft starke Konkurrenz durch EE und Nachfrage Pumpspeicher, Druckluftspeicher und Power-to-Gas grundsätzlich geeignet Bedarf wird im Bezug auf Kapazitätsmarkt diskutiert Größte Vorteile haben Speicher bei der Primärregelleistung (Marktgröße ca. 0,6 GW heute und in Zukunft) Grundsätzlich können Speicher einen zeitlich begrenzten Beitrag zur gesicherten Leistung bereitstellen Erneuerbare Energien (inkl. Wind- und Solaranlagen) und steuerbare Nachfrage werden in einigen Märkten wesentliche Konkurrenten für Speicher 11

2 Ergebnisse auf Ebene des Verteilnetzes Auf Ebene des Verteilnetzes wurden die Kosten von konventionellen Netzausbau mit dem Ausbau von Speichern verglichen Kosten von Speichern zur Vermeidung von Verteilnetzausbau in % von konv. Netzausbau Niederspannungsebene, 2033 100% 50% 0% Mittelspannungsebene, 2033 200% 100% 0% +20% -50% >100% max* min* max* min* In speziellen Fällen in der Niederspannungsebene können Speicher Verteilnetzausbau ersetzen (bis zu 0,7 GW in 2033) Fallspezifische Betrachtung erforderlich, inkl. Alternativen (z.b. Abregelung, regelbare Transformatoren) In Mittel- und Hochspannungsebene ist Ausbau der Netze günstiger Konv. Netzausbau Speicher *Bandbreite der Ergebnisse in der Niederspannungsebene: Kosten bei 60%-80% PV-Leistung in Niederspannungsebene; Bandbreite der Ergebnisse in der Mittelspannungsebene: Minimale und Maximale Investitionskosten im Fall 25% Speicher 12

Fragen Wie viele Speicher werden gebraucht Zum Ausgleich von Stromerzeugung und Nachfrage Im Verteilnetz Für Systemdienstleistungen Welche Märkte entstehen für Batterien Power-to-Gas / Power-to-X Analysen 1 2 3 4 Szenarienvergleich auf Ebene des Übertragungsnetzes Szenarienvergleich auf Ebene des Verteilnetzes Qualitative Bewertung für einzelne Systemdienstleistungen Abschätzung zukünftiger Märkte 13

4 Märkte für neue Speichertechnologien Die ersten Märkte für Power-to-Gas / Power-to-X entstehen in Verkehr und Chemie, die in der Dekarbonisierung darauf angewiesen sind. Abschätzung zukünftiger Märkte für Power-to-Gas in GW 160 140 120 100 80 60 40 20 0 Durchschn. Stromnachfrage (Leistung) heute 2023 min min max 2023 2033 min min max 2033 2050 min min max 2050 max max max 2023 2033 2050 Chemie Verkehr Strom Im Verkehrs- und Chemiesektor werden höhere Erlöse als im Stromsektor erzielt, Breakeven ca. 2025 Alternativen sind eingeschränkt Deutlich mehr Strombedarf, dennoch Steigerung der Gesamteffizienz Mehr kostengünstige Flexibilität im System Ein CO 2 -neutraler Strombezug ist für die Klimaschutzwirkung elementar 14

4 Märkte für neue Speichertechnologien Für Batterien ist Markt für Reggelleistung schon heute attraktiv, Mengenmäßig größte Märkte sind im Verkehrssektor Abschätzung zukünftiger Märkte für Batteriespeicher in GW 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 Durchschn. Stromnachfrage heute min max min max min max 2023 2033 2050 Regelleistung Hausspeicher Verkehr Große Nachfrage nach Batterien insbesondere im Verkehrssektor Die installierte Leistung neuer Energiespeicher kann die heutige durchschn. Stromnachfrage weit übersteigen Nachfrage nach Batteriespeicher zum Eigenverbrauch stark abhängig von Rahmenbedingungen (Verteilung der Systemkosten) 15

4 Märkte für neue Speichertechnologien Batterien und Power-to-X bringen Wind- und Sonnenenergie in den Verkehrs- und Chemiesektor und zusätzlich Flexibilität für den Stromsektor Energiequelle Batterie 1 Energieverbraucher Verkehr 1 Primärnutzen: Batterien und Power-to-X ermöglichen die Nutzung der kostengünstigsten Erneuerbaren Energien in anderen Sektoren Power-to-X 2 Flexibilität Chemie 2 Sekundärnutzen: Im Stromsektor können diese Technologien als Zusatznutzen Flexibilität bereit stellen Strom 16

4 Märkte für neue Speichertechnologien Technologische Entwicklung und starke Kostendegression wird insbesondere bei Batterietechnologien erwartet Erwartete Kostenentwicklung stationärer Li-Ionen-Systeme* in EUR/kWh (Annahmen Stand Ende 2013) 800 600 400 200 0 ~40% ~60% UBS Studie Sep. 2014 Zellpreise E-Fahrzeuge ~80% 2014 2023 2033 ~2050 Beispiel Li-Ionen: Technologische Entwicklung aktuell primär getrieben durch Elektromobilität Erhebliche Potentiale zur Kostensenkung bereits heute absehbar Generell: Starke Kostendegression wird bei allen neuen Speichertechnologien erwartet Ggf. ist auch eine schnellere Reduktion möglich ( Speicher- Breakthrough ) *hier spezifische Kapazitätskosten 17