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Stromspeicher in Langfristszenarien bis 2050 Wieviel? Welche? Wo? Unsicherheiten? 3. Doktorandenseminar „Modellgestützte Systemanalyse“ Stuttgart, 12. Oktober 2015

Dipl. Wi.-Ing. Felix Cebulla Deutsches Zentrum für Luft- und Raumfahrt Institut für Technische Thermodynamik Systemanalyse und Technik Bewertung

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Motivation/Ziel

Agenda I.

Motivation und Ziel a. Forschungsfrage

II. Methodik a. Energiesystemmodell ReMix b. Szenario- und Modellannahmen c. Sensitivitäten III. Ergebnisse a. Referenzszenario 2050 b. Sensitivitäten IV. Konklusion und Ausblick

Methodik

Ergebnisse

Konklusion

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Motivation/Ziel

Methodik

Ergebnisse

Konklusion

Forschungsfrage Speicherbedarf in Langfristszenarien  Untersuchungen zum zukünftigen Stromspeicherbedarf weisen große Bandbreiten auf (Lade-/Entladeleistung, Speicherkapazität)  Beispiel Deutschland (100% EE-Anteil)1: 20-94GW, 15-140TWh  Beispiel Europa (100% EE-Anteil)1: 500-900GW, XY TWH  Transparenz und Reproduzierbarkeit der Methodik, Modelle und Daten oft schwierig  Unterschiede im technischen, räumlichen und zeitlichen Detailierungsgrad

 Vergleichbarkeit der Ergebnisse zum Speicherbedarf daher nur eingeschränkt möglich und innerhalb des jeweiligen Annahmenkonstruktes belastbar 12013, Bert Droste-Franke, Future Storage and Balancing Demand – Ranges, Significance and Potential Improvements of Estimations

Motivation/Ziel

DLR.de • Folie 4

Methodik

Ergebnisse

Konklusion

Forschungsfrage Speicherbedarf in Langfristszenarien Welchen Einfluss haben… a) Brennstoff- u. Emissionskosten b) Netzszenarien/-ausbau c) Zugelassene Abregelung der fluktuierenden Erneuerbaren d) Zubaupotenziale (kein Fokus) e) Kostenannahmen Investitionen (Speicher, fluk. EEs) f) (Wetterjahr) g) (Szenario vs. „Grüne Wiese“-Optimierung) … auf den Zubau an Konverterleistung und Speicherkapazität in Europa bis 2050?

Motivation/Ziel

DLR.de • Folie 5

Methodik

Ergebnisse

Konklusion

Modell Renewable Energy Mix for Sustainable Energy Supply (REMix) Input EE-Potentiale

Nachfrageprofile (Strom, Wärme, H2)

Kraftwerkspark

Berechnung Minimierung der Systemgesamtkosten

Einhaltung technisch-physikalischer Restriktionen

Output Technologieeinsatz (Auslastung)

Kapazitätszubau (Speicher, Netze, Kraftwerke)

Kosten OPEX, CAPEX

Netze

Motivation/Ziel

DLR.de • Folie 6

Methodik

Ergebnisse

Konklusion

Annahmen Modell & Szenarien Modell     

Stündliche Auflösung über das Stützjahr 2050 Nur Stromsektor Skalierte, knotenscharfe Lastprofile 9 europäische und 20 deutsche Modellknoten (innerhalb der Regionen unbegrenzter Transport) Modellendogener Zubau aller Erzeugungskapazitäten (EE, Konv.), Netze und Speicher („Grüne Wiese“)  Modellinterne Vorgabe: Bruttostromerzeugung aus erneuerbaren Energien mindestens 80% bemessen am Bruttostrombedarf über das gesamte europäische Betrachtungsgebiet  6 Speichertechnologien: CAES, Li-Ionen, PHS, H2,, Redox-Flow, Blei-Säure Szenarien  Annahmen zu Investitionskosten für Speicher (Konverter- und Speichereinheit), erneuerbare Technologien und des Netzes (Drehstrom mittels DC-Approximation, HVDC-Übertragungsleitungen)  Unterschiedliche Preispfade für Brennstoffe und CO2-Zertifikate  Szenarien zur zugelassenen, technologiespezifischen Abregelung über das gesamte Betrachtungsgebiet  Wetterjahr

Motivation/Ziel

DLR.de • Folie 7

Methodik

Ergebnisse

Konklusion

Annahmen Sensitivitätsfälle Nr.

Szenario 1 Referenz 2 Beschränktes Netz 3 Optimiertes Netz 4 Abregelung begrenzt 10% 5 Abregelung begrenzt 3% 6 Niedriger Speicherinvest 7 Hoher Speicherinvest 8 Niedriger RE-Invest 9 Hoher RE-Invest 10 Hohe BS-Kosten 11 Hohe CO2-Kosten 12 Wetterjahr 13 Wetterjahr 14 Wetterjahr 15 Wetterjahr 16 Wetterjahr

Netz G+ GG++ G+ G+ G+ G+ G+ G+ G+ G+ G+ G+ G+ G+ G+

Abregelung Invest Speicher 100% Med 100% Med 100% Med 10% Med 3% Med 100% Low 100% High 100% Med 100% Med 100% Med 100% Med 100% Med 100% Med 100% Med 100% Med 100% Med

Invest EE Med Med Med Med Med Med Med Low High Med Med Med Med Med Med Med

BS-Kosten Med Med Med Med Med Med Med Med Med High Low Med Med Med Med Med

CO2-Preispfad Wetterjahr Med 2006 Med 2006 Med 2006 Med 2006 Med 2006 Med 2006 Med 2006 Med 2006 Med 2006 Low 2006 High 2006 Med 2007 Med 2008 Med 2009 Med 2010 Med 2011

Motivation/Ziel

DLR.de • Folie 8

Methodik

Ergebnisse

Referenzszenario 2050 Zubau der Kapazitäten

[GW] (VLS/a)

WindOff

WindOn

PV

Braunkohle

Gasturbine

GuD

Deutschland

48 (3600)

55 (2200)

87 (1000)

20 (4600)

10 (400)

7 (2100)

Europa

464 (3100)

328 (2200)

392 (1000)

45 (3800)

58 (500)

16 (1900)

Konklusion

Motivation/Ziel

DLR.de • Folie 9

Methodik

Ergebnisse

Konklusion

Referenzszenario 2050 Zubau Speicherleistung und Gasturbinen

[GW]

H2

Gasturbine

Lithium-Ionen

Druckluft

Pumpspeicher

Redox-Flow

Summe

Deutschland

10

10

16

3

-

1

40

Europa

86

58

54

14

11

1

224

Motivation/Ziel

DLR.de • Folie 10

Methodik

Ergebnisse

Konklusion

Referenzszenario 2050 Speicherzubau/nutzung in 50Hertz1 Zubau Konverter [GW]

Korrelation Speicherbeladung u. Erzeugung

8

Lithium-Ionen

6 5

50Hertz1

Leistung [GW]

7

4 3 2

Druckluft

H2-Speicher



Gasturbine

Lithium-Ionen

Druckluft

Redox-Flow

50Hertz4

50Hertz3

50Hertz2

50Hertz1

Tennet6

Tennet5

Tennet4

Tennet3

Tennet2

Tennet1

Transnet2

Transnet1

Amprion6

Amprion5

Amprion4

Amprion3

Amprion2

0

Amprion1

1



H2-Speicher

-1.00 -0.75 -0.50 -0.25 0.00 0.25 0.50 0.75 1.00

Braunkohle

WindOnshore

WindOffshore

PV

Speicherbeladung korreliert mit der in der Region vorherrschenden erneuerbaren Ressource und antikorreliert mit konventioneller Erzeugung (bspw. Braunkohle) Energie-zu-Leistungsverhältnis (E2P): Li-Ion=3h, Druckluft=18h, H2=180h

DLR.de • Folie 11

Motivation/Ziel

Methodik

Ergebnisse

Referenzszenario 2050 Speicherzubau/nutzung in 50Hertz1

Entladen

Beladen

Li-Ionen

Druckluft

H2-Speicher

Konklusion

DLR.de • Folie 12

Motivation/Ziel

Methodik

Ergebnisse

Konklusion

Referenzszenario 2050 Speicherzubau/nutzung in 50Hertz1





B: weniger intensive Ladevorgänge von 0-4Uhr & 18-0Uhr, etwas ausgeprägter in den Herbst- und Wintermonaten  Ausgleich von Überschussstrom aus Windenergie



C: Entladung im Zeitintervalle niedriger PV-Einspeisung (510Uhr & 16-20Uhr) C: Im jahreszeitlichen Verlauf Verschiebung des Entladezeitfensters äquivalent zur Verschiebung des Einspeiseprofils der Photovoltaik



Li-Ionen B A

B Beladen



A: Speicherbeladung beinahe täglich und im Tagesverlauf vor allem im Zeitraum zwischen 10-14Uhr, also den Stunden der höchsten PV-Einspeisung A: Im saisonalen Verlauf ist trotz der verstärkten PVEinspeisung in den Sommermonaten keine signifikante Ausweitung dieses Zeitfensters zu beobachten A: Jedoch Intensivierung der Ladeleistung durch erhöhte solaren Einstrahlung

C

C Entladen



Motivation/Ziel

DLR.de • Folie 13

Methodik

Ergebnisse

Konklusion

EEInv_low

SpeicherInv_high

G-

B BS_low

CO2_high

Ref

Abr.003

Abr.010

BS_high

CO2_low

EEInv_high

G+

A

SpeicherInv_low

Sensitivitäten Einfluss auf den Zubau der EE-Kapazitäten in Europa



A: Reduzierung der Leistung um 350 GW



A: Substitution von Wind Onhore (-160 GW) & PV (-230 GW) durch Wind Offshore (+40 GW) & GuD-Anlagen (+20 GW)

EE + Konv. [GW]

1,500 1,250 1,000 750 500 250



B:

Variationen

der

Brennstoff-

&

Zertifikatspreispfade (CO2_high, BS_low) führt zu Substitution der Braunkohle durch GuDKraftwerke 

Restliche Szenarien relativ stabil

∆ EE + Konv. [GW]

0 100 0 -100 -200 -300 -400 -500

WindOffshore

WindOnshore

PV

GuD

Braunkohle

Szenario

Variation

Ausprägung

I

SpeicherInv_low

Verringerte Inv.-Kosten (Konv., Speicher)

-50%

II

SpeicherInv_high

Erhöhte Inv.-Kosten (Konv., Speicher)

+50%

III

EEInv_low

Verringerte Inv.-Kosten

-50%

IV

EEInv_high

Erhöhte Inv.-Kosten

+50%

V

G+

Optimiertes AC/DC-Netz, Startnetz:TYNDP

-

Motivation/Ziel

DLR.de • Folie 14

Methodik

Ergebnisse

Konklusion

EEInv_low

SpeicherInv_high

G-

BS_low

CO2_high

Ref

Abr.003

Abr.010

BS_high

CO2_low

EEInv_high

SpeicherInv_low

G+

Sensitivitäten Einfluss auf den Zubau der EEs & Speicher in Europa

Flex. Opt. [GW]

300 250 200 150 100 50 0

∆ Flex. Opt. [GW]

100 50 0 -50 -100

Wasserstoff

Gasturbine

Li-Ionen

CAES

PSW

Redox-Flow

DLR.de • Folie 15

Motivation/Ziel

Methodik

Ergebnisse

Konklusion

Konklusion & Ausblick  Innerhalb der untersuchten Szenarien existieren stark sensitive Annahmen hinsichtlich der Speicherleistung und –Kapazität  EU: 87 – 233GW, 12 – 54TWh  DE: 13 – 39GW, 1 – 7TWh  Die anteilmäßige Zusammensetzung des Speicherzubaus summiert über das Betrachtungsgebiet jedoch in allen Untersuchungsfällen ähnlich  Integration von EE Speicher kann zu großen Teilen durch Netzausbau substituiert werden  Annahmen zu Preispfaden und Abregelungen auf europäischer Ebene weniger Einfluss  Bei knotenscharfer Betrachtung jedoch erkennbare Unterschiede insbesondere in der Struktur des Flexibilitätsportfolios zeigt  Notwendige/mögliche weitere Sensitivitäten:  Räumliche und zeitliche Auflösung  Lastzeitreihen  Weitere Flexibilitätsoptionen ggf. Kopplung zum Wärmemarkt und Transportsektor  Modellierungsansatz für konventionelle Kraftwerke (MILP vs. LP)  Kostengebundene oder knotenspezifische Abregelungslimits  Modellmethodik: myopischen oder Ausbaupfad optimierende Ansätze

DLR.de • Folie 16

Vielen Dank für die Aufmerksamkeit! Dipl. Wi.-Ing. Felix Cebulla [email protected]

Deutsches Zentrum für Luft- und Raumfahrt Institut für Technische Thermodynamik Systemanalyse und Technik Bewertung