BWE-Fachtagung Direktvermarktung, Markt- und Systemintegration Hamburg, 07. Oktober 2010 Der Kombikraftwerksbonus eine Perspektive für 2012 Dr.-Ing. Kurt Rohrig, Dipl.-Ing. Patrick Hochloff Fraunhofer Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik
Langfristiges Ziel: Transformation des Energiesystems Quelle: Sterner, 2009 Seite 2
Ausschnitt Szenario 2020 80.000 70.000 Windenergie Restlast 60.000 Leistung [MW] 50.000 40.000 30.000 20.000 6,7 GW PSW 10.000 Goldistal 0 30. Mrz 31. Mrz 01. Apr 02. Apr 03. Apr 04. Apr Zeitraum Seite 3
Anzeichen für Handlungsbedarf Situation Stromnetz Handlungsmaßnahmen bei kritischen Netzsituationen Maßnahmen nach EnWG 13 (1) Netzschaltungen (Sonderschaltzustand) Sicherheitseingriffe, Redispatch, Countertrading Maßnahmen nach EEG 11 Einspeisemanagement Anlagen über 100 kw Maßnahmen nach EnWG 13 (2) Anpassung der Stromeinspeisung, Stromtransite und Stromabnahme Seite 4
Anzeichen für Handlungsbedarf Situation Stromnetz Maßnahmen nach EnWG 13 (1) Regelzone 50 HzT im Jahr 2010 250 200 EnWG 13(1) GWh 150 100 50 0 Jan Feb Mär Apr Mai Jun Monat Seite 5
Anzeichen für Handlungsbedarf Situation Stromnetz Maßnahmen nach EEG 11 Anzahl der Maßnahmen Einspeisemanagement 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 2004 2005 2006 2007 2008 Jahr E.ON Netz GmbH E.ON Avacon AG E.ON edis AG envia Verteilnetz AG Seite 6
Anzeichen für Handlungsbedarf Situation Stromnetz Maßnahmen nach EnWG 13 (2) Regelzone 50 HzT (2009, 2010) 23.03.2009 Regelzone 50 HzT: Reduktion der EEG-/KWKG-Erzeugung am Verteilnetz um 2000 MW über 3 Stunden 26.12.2009 Regelzone 50 HzT: Reduktion der EEG-/KWKG-Erzeugung am Verteilnetz um 1000 MW über 4 Stunden und 500 MW über 1 Stunde Negative Regelleistung war jeweils voll ausgenutzt Konventionelle Kraftwerke vor und während dieser Maßnahmen auf technische Mindestlast ca. 4000 MW 30.01.2010 Regelzone 50 HzT (Wemag, E.ON edis): Reduktion um 50 MW über 3 Stunden und um 25 MW über 2 Stunden Seite 7
Anzeichen für Handlungsbedarf Situation Strommarkt Negative Strompreise durch: Hohe EEG-Einspeisung, vor allem Wind Für unflexible Kraftwerke sind kurzfristige negative Strompreise günstiger als abschalten Sehr geringe Flexibilität der Nachfrage Jahr 2009: 71 Stunden mit negative Strompreisen (Auktionshandel day-ahead) Dadurch 2 Tage mit negativen Phelix-Base-Preisen Davon 21 Stunden zwischen -10 und -100 /MWh Davon 15 Stunden mit Preisen kleiner -100 /MWh Bis Ende 2010: ÜNB kann Strompreis bei extrem negativen Preisen stützen ( 8 AusglMechAV) Seite 8
Lösungsansatz regeneratives Kombikraftwerk Wind Solar Biogas Hydro Import/ Export 12,6 MW 5,5 MW 4,0 MW 1,0 MW 1,0 MW Deckung der Lastkurve Deutschlands 1/10000 zu jedem Zeitpunkt Steuerung realer Anlagen Seite 9
Warum Kombikraftwerk? Pooling dezentraler Anlagen Reduktion der Transaktionskosten Einbindung der EEG-Anlagenbetreiber Innovative Akteure Antrieb zur Transformation des Energiesystems Etabliertes Fördersystem EEG nutzen Gesellschaftliche Akzeptanz Bestehende Mechanismen Regionale Strukturen nutzen Auswirkungen auf Stromnetze mitberücksichtigen Seite 10
Technisches Potenzial flexibler Biogasanlagen Bedarfsgerechte Einspeisung Regelung bei Netzengpässen Regelleistung Leistung [MW] 70 60 50 40 30 20 Biogas Wind 10 Spannungshaltung 0 1 25 49 73 97 121 145 169 193 217 241 265 289 313 337 361 Stunden Seite 11
Was muss gefördert werden? Investition in neue oder bisher nicht genutzte Techniken Stromspeicher Wärmespeicher bei KWK-Anlagen Gasspeicher bei Biogasanlagen Zusätzliche BHKW zur stromgeführten Nutzung der Gas-/Wärmespeicher Sachgerechter Einsatz der geförderten Techniken Bedarfsgerechte Einspeisung Regelleistungsvorhaltung Verfügbarkeit beim Management von Netzengpässen Seite 12
Ziel des Kombikraftwerksbonus Rechtzeitige Entwicklung und Markteinführung von Techniken zur Flexibilisierung der Erzeugung und deren Nutzung zur bedarfsorientierten Einspeisung von Strom aus Erneuerbaren Energien. Seite 13
Förderung flexibler Biogasanlagen im K-Bonus Förderung von Gasspeicher und Verdopplung der BHKW-Leistung bei Biogasanlagen Kombikraftwerk = Biogasanlage + Verdopplung BHKW + Gasspeicher Kombikraftwerk Biogaserzeugung verdoppelte BHKW Gasspeicher Seite 14
Förderung flexibler Biogas-KWK-Anlagen im K-Bonus Förderung von Gasspeicher, Wärmespeicher und Verdopplung der BHKW-Leistung bei Biogas-KWK-Anlagen Kombikraftwerk = Biogasanlage + Verdopplung BHKW + Gasspeicher + Wärmespeicher Kombikraftwerk Biogaserzeugung verdoppelte BHKW Gasspeicher Wärmespeicher Seite 15
Förderung Stromspeicher im K-Bonus Förderung von Stromspeicher im Zusammenhang mit Windenergie Kombikraftwerk = Windpark + Stromspeicher Kombikraftwerk Windpark Stromspeicher Seite 16
Anreize für flexibles Einspeiseverhalten Bedarfsgerechte Einspeisung Regelleistung vorhalten Reaktion auf Netzengpässe Anlage in EEG- Vergütung EEG-Vergütung mit variablen Preissignal ergänzen K-Bonus nach Abschlussbericht Zwingende oder freiwillige pos./neg. Reserve (Arbeitspreis, Leistungspreis für pos. Reserve) Biomasseabregelung vor Windabregelung (Anreiz über Ausgleichszahlung, nicht planbar) Anlage in Direktvermarktung Spotmarkt (variable Strompreise) Endkundenversorger (variables Lastprofil, Optimierung der Beschaffung) Regelleistungsmarkt (Leistungspreis, Arbeitspreis) Redispatch, Countertrading (kein planbarer Anreiz, Durchführung Netzbetreiber) Seite 17
Förderung auf unterschiedlichen Vermarktungswegen Förderung bei Direktvermarktung der EEG-Stromerzeugung Vorteil: Anreize für flexibles Einspeiseverhalten bestehen bereits Nachteil: Wirksamkeit der Förderung abhängig von Teilnahme an Direktvermarktung bzw. Einführung einer Vermarktungsprämie Förderung bei Vergütung durch Netzbetreiber Vorteil: Berechenbarkeit, sicheres, vertrautes Umfeld (Einspeisung und Vergütung) Nachteil: aufwändige Nachbildung eines bedarfsorientierten Steuerungsanreizes Ziel: Förderung auf beiden Vermarktungswegen ermöglichen Seite 18
Gestaltung der finanziellen Förderung Technikkomponente Unabhängig vom Vermarktungsweg Fester Investitionszuschuss Höhe abhängig von Art und Größe der Technik Bedarfskomponente Zusätzlich für Anlagen mit EEG-Einspeisevergütung Anreiz für bedarfsorientierte Einspeisung Höhe vergleichbar mit Marktpreisdifferenz Seite 19
Gestaltung der finanziellen Förderung Bedarfskomponente (Vorschlag Abschlussbericht): Abhängig von residualer Last RL = Last - Prognose (Wind + PV) 8 h HT (rote Säulen) 8 h NT (gelbe Säulen) HT: + 2ct/kWh NT: - 2ct/kWh übrige Stunden 0 ct/kwh Seite 20
Anreize für flexible Biomasseanlagen Beispiel für variables Preissignal (K-Bonus): P [kw] verlagerte Energie mit Bedarfskomponente vergütete Energie Verlagerung der Einspeisung Einspeiseprofil Referenz: kontinuierliche Einspeisung P neu P bisher 0 NT-Zeit übrige Zeit HT-Zeit t [h] (8h pro Tag) (8h pro Tag) (8h pro Tag) Seite 21
Förderung von Stromspeichern Kritik an einer flächendeckenden Förderung von (dezentralen) Stromspeichern: Umfang des zukünftigen Speicherbedarfs noch ungewiss Bedarf an großtechnischen (zentralen) Speichern Speichertechniken noch nicht im operativen Einsatz erprobt Förderung nicht ausschließlich an Standorten mit schwachen Netzen Hohen Kosten und ineffizient bezüglich Netzentlastung Anforderungen für den Einstieg in eine Förderung von Stromspeichern: Gezielte Förderung für ausgewählte Standorte Demonstrationsprojekte mit wissenschaftlichen und politischen Monitoring Seite 22
Förderung von Stromspeichern Ausschreibungen ein vorsichtiger Einstieg in die Förderung von Stromspeichern Individuelle ökonomische Entscheidung: Netzausbau oder Speicher Speicherauslegung für wirksame Netzentlastung Mehrere Quellen zur Finanzierung verfügbar machen Markterlöse, eingesparte Netzausbaukosten Einbindung der Netzbetreiber bei Speicherauslegung Ersatz für Netzausbaupflicht und Verzicht auf Entschädigung ( 12 EEG) Einbindung der EEG-Anlagenbetreiber in operativen Speicherbetrieb Einbindung der Industrie und Wissenschaft für Monitoring/Weiterentwicklung Kontrolle der eingesetzten Mittel durch öffentliche Organe (Bundesregierung, BNetzA, ), da Sozialisierung der Kosten Seite 23
Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit Seite 24