01.06.2011 Fachinformation 330 0

VDE/ETG-Studie „Erneuerbare Energie braucht flexible Kraftwerke – Szenarien bis 2020“

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Am 17.4.2012 stellten die Herren Prof. Günther Brauner/TU Wien, Dipl.-Ing. Markus John/ABB AG und Dr. Ulrich Schwing/EnBW Kraftwerke AG die neue Studie der ETG Task Force „Flexibilisierung des Kraftwerksparks“ mit dem Titel „Erneuerbare Energie braucht flexible Kraftwerke – Szenarien bis 2020“ in Berlin zahlreichen Journalisten vor. Nachfolgend werden einige Ergebnisse der Studie wiedergegeben.

Für den Wirtschaftsstandort Deutschland ist die zuverlässige und kostengünstige Energieversorgung ein zentraler Wirtschaftlichkeitsfaktor. Gleichzeitig nimmt der Stellenwert der Schonung der Umwelt in der Öffentlichkeit immer weiter zu. Mit den volatilen Energiepreisen, hier insbesondere für Treibstoff aber auch für Strom, rücken Themen wie Reserven und Importe fossiler Energieträger, Höhe der Subventionen für regenerative Energien und Gewährleistung einer sicheren Energieversorgung zunehmend in das Bewusstsein der Verbraucher und in die Auseinandersetzung um die Festlegung der zukünftigen energiepolitischen Ziele. Diese scheinen sich nun nach der Vorstellung des deutschen Energiekonzepts im Herbst 2010 auf das alles überragende Ziel der 80 – 95 %igen CO2-Emissionseinsparung bis zum Jahr 2050 zu konzentrieren. Bei einer Energiewirtschaft, die noch zu 80 % vom Verbrauch fossiler Energieträger abhängig ist, bedeutet diese Absicht eine tiefgreifende Transformation der Versorgungsstruktur zu einem weitgehend regenerativen und CO2–freien System. Um das Ziel der CO2-Emissionsreduktion kristallisieren sich nun mehrere Handlungsfelder, die zu den Schlüsselfaktoren der erfolgreichen Systemtransformation werden können. Neben der schnellen Dekarbonisierung der Stromerzeugung muss der Anpassung von Stromübertragungs- und Verteilungsnetzen höchste Priorität eingeräumt werden. Die erforderlichen Netzumbau- und Netzverstärkungsmaßnahmen, die einerseits durch das Wegfallen der Einspeisungen aus Kernkraftwerken, andererseits durch die Aufnahme neuer Windenergie- und stark dezentraler Solarenenergiekapazitäten hervorgerufen werden, müssen unabhängig von bestehenden gesellschaftlichen Behinderungen und planungsrechtlichen Verzögerungen zügig umgesetzt werden. Entsprechende Handlungsempfehlungen, die sich im Wesentlichen auf die Hochspannungsebene beziehen, sind in der DENA-II-Netzstudie ausgesprochen worden. Neben der Erweiterung des Hochspannungsnetzes, die an den Ausbau der Windkraft gebunden ist, bedingt der starke Zubau der Photovoltaik-Leistung (PV) die Notwendigkeit der Erweiterung von Mittel- und Niederspannungsnetzen. Hierbei rückt das Thema der zu sichernden Netzstabilität ins Zentrum der Aufmerksamkeit. Auch während der Systemtransformation muss die Versorgungssicherheit gewährleistet werden. Mit einer entsprechenden Abschätzung des erforderlichen Ausbaubedarfs von Verteilungsnetzen aufgrund der Photovoltaik- und Windeinspeisung hat sich das im März 2011 veröffentlichte BDEW-Gutachten befasst.

Es steht viel auf dem Spiel. Während die technischen Lösungen und Maßnahmen zur Anpassung der Netzinfrastruktur weitgehend identifiziert wurden, erscheint der zunehmende Zeitdruck und Widerstand entlang der geplanten Leitungstrassen als einer der kritischen Faktoren bei den anstehenden Aufgaben. Sollten entsprechende Netzverstärkungs- und Netzausbau-Maßnahmen nicht rechtzeitig umgesetzt werden, drohen in Zeiten von Starkwind oder bei hoher Einspeisung aus PV-Anlagen Netzüberlastungen und demzufolge Abschaltung von regenerativen Stromerzeugungsanlagen.

Neben der Anpassung der Netze ist die Erhöhung der Flexibilität entlang der gesamten Stromversorgungskette ein zweites wichtiges Handlungsfeld. Der wesentliche Grund dafür ist, dass der elektrische Strom sich im Gegensatz zu anderen Energieträgern nur aufwendig und noch vergleichsweise teuer speichern lässt. Die Integration immer größer werdender Leistungen fluktuierender erneuerbarer Energien erfordert eine deutliche Verbesserung der Flexibilität thermischer Kraftwerke, die die Volatilität der Einspeisung erneuerbarer Energien ausgleichen müssen. Schaffung von stationären und mobilen Speicherkapazitäten bildet die nächste wichtige Herausforderung, die für eine erfolgreiche Transformation des Versorgungssystems von immenser Bedeutung bleiben wird. Ihre Einführung, mit dem Ziel der Erleichterung der Betriebsführung eines hochkomplexen, flexiblen Versorgungssystems, muss sich allerdings neben der technischen Zuverlässigkeit noch hinsichtlich ihrer Wirtschaftlichkeit bewähren. Mit diesem Thema hat sich ausführlich die VDE-Studie „Energiespeicher in Stromversorgungssystemen mit hohem Anteil erneuerbarer Energieträger“ befasst.

Nicht zuletzt werden eine zunehmende Dezentralisierung der Erzeugung und die Einbindung einer Vielzahl von Speichern und von konventionellen thermischen Anlagen von einer Durchdringung der Systemführung durch Informations- und Kommunikationstechnologien ermöglicht. Um die hierzu erforderlichen Investitionen auslösen zu können, sind neben der Etablierung innovativer technischer Lösungen geeignete Geschäftsmodelle zu finden.

Die aufgeführten Handlungsfelder zeigen die Dimension der technischen Herausforderungen während der Zeit der Systemtransformation zur Errichtung einer nachhaltigen Stromversorgung in Deutschland. Die deutsche Elektrizitätswirtschaft, die Forschungsstellen und die Industrie werden an manchen Stellen Risiken eingehen und Pionierrollen übernehmen müssen. Die dabei erzielten Lerneffekte sollten aber vielmehr im Licht der zukünftigen Chancen gesehen werden. Der historische Erfolg der deutschen Technologie und Industrie beruht auf den innovativen Pioniertaten der Ingenieure. Die Transformation der Elektrizitätswirtschaft bietet nun im strategisch so wichtigen Sektor Energietechnik eine einzigartige Chance, durch die Schaffung eines Wissens- und demzufolge Wettbewerbsvorsprungs an die Erfolgsgeschichte der deutschen Technologie und Exportwirtschaft anzuschließen.

Mehrere der angesprochenen Themen sind in den letzten Jahren in einschlägigen VDE-Studien und -Veröffentlichungen behandelt worden. Das Thema der Flexibilität konventioneller Kraftwerke wurde dabei noch nicht aufgegriffen. Darauf wird in dieser Studie eingegangen.

Pressekonferenz am 17.4.2012 im Bundespresseamt in Berlin

Zusammenfassung, Schlussfolgerungen, Handlungsbedarf

Der Weg zur nachhaltigen Energieversorgung ist notwendig und unumkehrbar.

  • Die Entwicklung der regenerativen Elektrizitätsversorgung ist aus der Sicht des Klimaschutzes notwendig und verringert die Abhängigkeit von Importen aus fossilen Energieträgern. Die Europäische Union hat hierzu Klimaschutziele definiert (20-20-20 until 2020) und nationale Umsetzungen gefordert (NREAP – National Renewable Energy Action Plan).
  • Die Ressourcen der fossilen Primärenergieträger sind zeitlich begrenzt.

Windenergie und Photovoltaik werden die wesentlichen Energiequellen der Zukunft.

  • Die erneuerbare Energie (EE) wird ausgehend vom heutigen Ausbau der verschiedenen regenerativen Erzeugungsarten zukünftig überwiegend durch Zubau von Windenergie- und Photovoltaikanlagen charakterisiert. Bei den erneuerbaren Energien haben die Wasserkraft, Biomasse und Geothermie nur begrenzte Entwicklungspotenziale in Deutschland. Windenergie hat im Onshore-Bereich etwa 1 700 bis 2 300 Volllaststunden und erreicht im Offshore-Bereich etwa 3 300 bis 4 000 Volllaststunden (Bild 1). Photovoltaik hat in Deutschland etwa 800 bis 1 000 Volllaststunden (Bild 2).
  • Beide erneuerbaren Energiequellen zeigen in ihrer Erzeugungscharakteristik starke Fluktuationen. Photovoltaik hat eine Erzeugungscharakteristik entsprechend dem Tagesgang der Sonne. Windenergie kann unregelmäßige Schwankungen in variableren Zeitintervallen haben.
  • Um die politischen Ziele der Installation von Windenergieanlagen im Jahr 2020 – insbesondere im Offshore-Bereich - zu erreichen, sind beschleunigte Planungsverfahren und Finanzierungsmechanismen zu schaffen.

Die fluktuierende erneuerbare Leistung braucht eine disponierbare Absicherung zur Vermeidung einer Erzeugungslücke.

Zum Ausgleich der Erzeugungsdifferenz (Residuallast) zwischen nachhaltiger Erzeugung und Lastgang des Netzes stehen mehrere technische Maßnahmen zur Verfügung:

  • Speicher können Überschussenergie aufnehmen und diese bei Erzeugungsmangel wieder abgeben. Die Pumpspeicher in Deutschland haben derzeit eine Gesamtleistung von 6,7 GW und werden bis 2020 voraussichtlich auf 7,9 GW wachsen. Im Vergleich zu den installierten erneuerbaren Erzeugungskapazitäten wird aber ihr Anteil von 14,4 % (2005) auf 7,1 % (2020) absinken, d.h. die erneuerbaren Energiequellen wachsen rascher als der Pumpspeicherausbau folgen kann. Außerdem haben die Pumpspeicher in Deutschland eine Volumenzeitkonstante von nur 7,6 Stunden. Sie sind daher nur für kurzfristige Speichervorgänge einsetzbar.
  • Elektrische Netze erlauben einen Energieaustausch zwischen Regionen und können damit den Bedarf an Energiespeichern mindern. Im Vergleich zu den Laufwasser-Kraftwerken benötigt die Windenergie etwa die 2,5-fache installierte Leistung für die gleiche Jahresenergie und die Photovoltaik etwa die fünffache Leistung. Die Netzübertragungskapazitäten müssten daher für Wind und PV überproportional ausgebaut werden.
  • Thermische Kraftwerke können die Fluktuationen der erneuerbaren Energie ausgleichen. Sie sind allerdings nicht emissionsfrei. Durch ihre verminderte Einsatzstundenzahl, bedingt durch den Vorrang der erneuerbaren Energien, sparen sie aber fossile Brennstoffe ein und haben damit verminderte Jahresemissionsbilanzen. Längerfristige Erzeugungsflauten und Mangel an Speicher- sowie Übertragungskapazitäten können mittelfristig nur von den thermischen Kraftwerken aufgefangen werden.

Durch den Ausbau der erneuerbaren Energien im Ausmaß von 40 % des Erzeugungsmix von Deutschland im Jahr 2020 können große Leistungsgradienten zum Ausgleich der Residuallast entstehen. Es sind Gradienten bis etwa 15 GW/h zu erwarten. Diese müssen entweder durch vorhandene bzw. noch zu schaffende Speicher ausgeglichen werden oder es ist der Einsatz flexibler thermischer Kraftwerke erforderlich.

Die Transformationsphase zur voll regenerativen Energieversorgung ist mit zahlreichen neuen Herausforderungen verbunden.

Anstelle eines kurzfristigen sektoralen Aktionismus ist eine fachlich qualifizierte Betrachtung des Gesamtsystems erforderlich.

Kernpunkte der Transformationsphase sind:

Anpassung und Erweiterung der Netzinfrastruktur

  • Obwohl der Netzausbau politisch gewollt ist, bestehen Zweifel, ob eine Umsetzung in adäquater Zeit dem Ausbau der EE folgen kann.
  • Auch ein optimaler Ausbau des Netzes allein ist nicht in der Lage, Erzeugungsfluktuation vollständig auszugleichen.

Schaffung von zentralen und dezentralen Speicherkapazitäten

  • Geeignete Technologien sind verfügbar, stehen aber nicht in ausreichendem Maße zur Verfügung unter Berücksichtigung der Wirtschaftlichkeit.
  • Großtechnische Langzeitspeicher können nicht zeitgerecht zum Ausbau der EE entwickelt werden und sind nicht wirtschaftlich darstellbar.
  • In der Transformationsphase ist davon auszugehen, dass trotz Ausbaus der relative Speicheranteil bezogen auf die installierte EE-Leistung sogar sinkt.

Erhaltung ausreichender disponibler Erzeugungskapazitäten

  • Solange ausreichende Speicher- und Netzkapazitäten nicht zur Verfügung stehen, sind Parallelsysteme aus fluktuierender EE und konventionellen Kraftwerken sowie nicht fluktuierender EE (z. B. Wasserkraft) in etwa gleicher Größenordnung erforderlich. Folge ist der grundsätzliche Wandel der Rolle thermischer Kraftwerke vom Energieerzeuger zum Systemdienstleister.

Flexibilisierung des Erzeugungssystems

  • Speicher- und Netzausbau allein können die Erzeugungsfluktuationen nicht ausgleichen.
  • In der Transformationsphase sind Brückentechnologien notwendig unter Nutzung vorhandener Erzeugungsstrukturen.
  • Die Fluktuation der EE benötigt flexible disponible Kraftwerke.
  • Für eine sichere Stromversorgung müssen die thermischen Kraftwerke bei längerfristigem Ausbleiben der EE Reserve-Funktionen erfüllen.
  • Die thermischen Kraftwerke müssen im Lastfolgebetrieb die Residuallast bei steilen Gradienten abdecken. Daraus ergeben sich erhöhte Anforderungen an die thermischen Kraftwerke mit häufigem An- und Abfahren, niedriger Mindestlast und häufigem Betrieb in der Teillast und hierdurch erhöhtem Verschleiß und Lebensdauerminderung. Je weniger thermische Kraftwerke am Netz sind, umso höhere Flexibilität der Kraftwerke ist erforderlich.
  • Die Auslastung der thermischen Kraftwerke wird drastisch sinken, und damit ist deren wirtschaftlicher Betrieb unter den heutigen Marktbedingungen gefährdet (Bild 4).
  • Auch die vorhandenen thermischen Kraftwerke können prinzipiell die technischen Anforderungen eines zukünftig flexiblen Einsatzes erfüllen, solange ein wirtschaftlicher Betrieb möglich ist.Neue Handelsprodukte (z. B. Gradientenprodukte), um die Bereitstellung der Flexibilität am Markt abzubilden, sollten eingeführt werden.
  • Neue Marktregeln und Geschäftsmodelle, die stärker die zu erbringende Netzsystemdienstleistung berücksichtigen, sind erforderlich, um einen ausreichend großen Kraftwerkspark wirtschaftlich betreiben zu können.

 Langfristig ist ein Zusammenwachsen der Infrastrukturen Strom – Wärme – Gas im Sinne von „Power to Gas“ sowie Nah- und Fernwärmeversorgung erforderlich, um die zeitweilige Überproduktion der EE einer energetisch sinnvollen Verwendung zuzuführen.

 

Bild 4: Volllaststunden und Starthäufigkeit für verschiedene Residuallastbänder - VDE-Szenario AT 40 im Vergleich zum Jahr 2010

Handlungsbedarf

  • Adäquate Netzverstärkung und Netzausbau entsprechend dem strukturellen Aufbau der EE: Hierzu ist die beschleunigte Umsetzung von Masterplänen für die Entwicklung der Übertragungsnetze und die Strukturierung zukünftiger Verteilungsnetze in Regionen mit hoher Einspeisung dezentraler EE notwendig.
  • F&E zur Verbesserung der Wirtschaftlichkeit von zentralen und dezentralen Speichertechnologien.
  • Rascher Ausbau der Kurzzeit- und Tages-Speicherkapazitäten sowohl zentral (Pumpspeicher) als auch dezentral (stationäre und mobile Batterien) sowie Schaffung wirtschaftlicher Anreize unter Berücksichtigung gesamtwirtschaftlicher Optimierungskriterien.
  • F&E-Initiativen zum mittelfristigen Ausbau der Langzeitspeicher mit Wasserstoffelektrolyse und Herstellung von Ökomethan, als auch dessen Integration und Speicherung im vorhandenen Gasversorgungssystem.
  • Um die strategischen Emissions- und Nachhaltigkeitsziele bei ausreichender Versorgungssicherheit zu erreichen, ist es notwendig Anreize zu setzen, den thermischen Kraftwerkspark durch Ertüchtigen oder Ersatzneubauten in Richtung eines flexibleren Betriebes mit geringen Emissionen im Teillastbereich zu bringen. Hierzu sind geeignete Regulierungs- und Geschäftsmodelle zu entwickeln, um eine thermische Mindestkapazität auch bei niedrigen Volllaststunden wirtschaftlich darstellen zu können.
  • Das derzeitige Erneuerbare-Energien-Gesetz sieht eine Subventionierung der EE vor, während sich die thermischen Kraftwerke im freien Elektrizitätsmarkt befinden. Durch verringerte Volllaststundenzahlen und Teillastbetrieb mit geringerem Wirkungsgrad und häufigeren An- und Abfahrprozessen werden die thermischen Kraftwerke in der zukünftig gewünschten und notwendigen Kapazität nicht mehr alle wirtschaftlich betreiben werden können.
  • Zukünftig muss das Marktdesign des Energiesystems so angepasst werden, dass Rampenfahrweise und Systemdienstleistungen wie Blindleistungsbereitstellung, Schwarzstartfähigkeit und Frequenzstützung auch zukünftig wirtschaftlich möglich sind.
  • Zur Sicherung der notwendigen Kapazitäten sind neue Marktmechanismen für den flexiblen Weiterbetrieb bestehender Anlagen und Investitionen in neue thermische Anlagen zur Überbrückung der Transformationsphase zu schaffen.

Resumee

  • Eine mittel- und längerfristige Konvertierung der elektrischen Energieversorgung in Richtung erneuerbare Energien ist zweckmäßig und prinzipiell machbar. Es sind aber aus systemtechnischer Sicht technische und wirtschaftliche Herausforderungen im Bereich der Netze, Speicher und der thermischen Kraftwerke zu bewältigen.
  • Insbesondere besteht dringender Handlungsbedarf, eine dauerhaft stabile und sichere Stromversorgung in Deutschland zu garantieren. Dabei spielt der wirtschaftliche Betrieb der thermischen Kraftwerke eine Schlüsselrolle, da nur diese in der Lage sind, sowohl kurz- wie auch längerfristige Kapazitätsmängel bei den Netzen, Speichern und erneuerbaren Energien auszugleichen.
  • Die erneuerbaren Energien sind nach einer Phase der Anschubfinanzierung stärker in den Markt zu integrieren, um eine faire Wertschöpfungskette für alle an der Energiebereitstellung und -übertragung Beteiligten zu ermöglichen.
  • Zur Sicherung der Versorgungssicherheit sind auch zukünftig zwei parallele Systeme aus dem Bereich der fluktuierenden erneuerbaren Energien und dem Bereich der Netze, Speicher sowie hydraulischen und thermische Erzeugungseinheiten erforderlich.
  • Die erneuerbaren Energien werden derzeit stark gefördert, während die sicherheitsrelevanten parallelen Systeme aus Netzen bzw. Speichern und Kraftwerken sich im regulierten bzw. freien Markt befinden. Die sich einstellende Schieflage, insbesondere im Bereich der thermischen Kraftwerke, erfordert sowohl marktwirtschaftliche wie auch regulatorische Korrekturen im Sinne einer gesamtheitlichen Versorgungssicherheit.

Bezug

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