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Analyse der Notwendigkeit des Ausbaus von Pumpspeicherwerken und anderen Stromspeichern zur Integration der erneuerbaren Energien.
(PSW - Integration EE)
Abschlussbericht.
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Analyse der Notwendigkeit des Ausbaus von Pumpspeicherwerken und anderen Stromspeichern zur Integration der erneuerbaren Energien
(Kurz: PSW - Integration EE)
Abschlussbericht
an
Schluchseewerk AG Säckinger Str. 67
79725 Laufenburg
Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena)
Bereich Energiesysteme und Energiedienstleistungen
Chausseestraße 128a
10115 Berlin
Tel: +49 (0)30 72 61 65 – 784
Fax: +49 (0)30 72 61 65 – 699
E-Mail: kreutzkamp@dena.de
Berlin, 05.02.2010
Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena): PSW – Integration EE Abschlussbericht
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Titel der Studie Analyse der Notwendigkeit des Ausbaus von
Pumpspeicherwerken und anderen Stromspeichern
zur Integration der erneuerbaren Energien
(kurz: PSW - Integration EE)
Stand Abschlussbericht
Datum 05.02.2010
Version Abschlussbericht PSW – Integration EE
Autoren Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena),
Bereich Energiesysteme und Energiedienstleistungen,
Agricola, Annegret-Cl. (Bereichsleitung):
Höflich, Bernd
Kreutzkamp, Paul (Projektleitung)
Peinl, Hannes
Völker, Jakob
Technische Universität München,
Lehrstuhl für Energiewirtschaft und Anwendungstechnik,
Prof. Dr.-Ing. U. Wagner:
Kühne, Maximilian
Kuhn, Philipp
Tzscheutschler, Peter
Institut für Elektrische Anlagen und Energiewirtschaft der
Rheinisch-Westfälischen Technischen Hochschule Aachen,
Univ.-Prof. Dr.-Ing. Albert Moser:
Hermes, Roland
Krahl, Simon
Meisa, Kerstin
Auftraggeber Schluchseewerk AG
Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena): PSW – Integration EE Abschlussbericht
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Inhaltsverzeichnis
1 Zusammenfassung der wichtigsten Studienergebnisse ...................................................... 13
2 Einleitung ..................................................................................................................................... 23
3 Einschätzung der Entwicklung des deutschen Stromversorgungssystems ..................... 25
3.1 Stromerzeugungsstruktur in Deutschland ............................................................................................... 25
3.2 Stromerzeugung............................................................................................................................................ 26
3.3 Geographische Verteilung der installierten Kapazität ........................................................................... 27
4 Entwicklung des Kraftwerksparks bis 2030 und Ausblick bis 2050 ..................................... 34
4.1 Entwicklung der Stromnachfrage .............................................................................................................. 34
4.2 Ausbau der erneuerbaren Energien ........................................................................................................... 35
4.3 Entwicklung des konventionellen Kraftwerksparks ............................................................................... 37
4.3.1 Charakteristika, Einsatz und Kostendeckung von Kraftwerkstechnologien – Grundlagen
für Einsatz und Investitionsentscheidung ..................................................................................... 37
4.3.2 Altersstruktur und Sterbelinie des bestehenden konventionellen Kraftwerksparks ............ 39
4.3.3 Zubau neuer konventioneller Erzeugungskapazitäten bis zum Jahr 2030 .............................. 41
4.4 Zusammenfassung und Ausblick bis 2050 (nicht modelliert) ............................................................... 47
5 Analyse politischer Ziele zur Bedeutung von elektrischen Speichern in der Energieversorgung ..................................................................................................................... 49
5.1 Koalitionsvertrag der Bundesregierung (2009) ....................................................................................... 49
5.2 Bedeutung elektrischer Energiespeicher in der Ressortforschung ...................................................... 50
5.3 Bedeutung elektrischer Energiespeicher für die Europäische Union .................................................. 53
5.3.1 Technology Map ................................................................................................................................. 53
5.3.2 Framework Programme 7: Cooperation Work Programme Energy ......................................... 55
5.4 Förderung des Ausbaus von Pumpspeicherwerken in Europa .............................................................. 57
5.5 Aktuelle Studien ............................................................................................................................................ 58
5.5.1 VDE-Studie „Energiespeicher in Stromversorgungssystemen mit hohem Anteil
erneuerbarer Energieträger“ ........................................................................................................... 58
5.5.2 Ifeu-Studie „Wasserstoff- und Stromspeicher in einem Energiesystem mit hohem Anteil
erneuerbarer Energien“ ................................................................................................................... 59
5.5.3 dena-Netzstudie I und dena-Netzstudie II ..................................................................................... 59
Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena): PSW – Integration EE Abschlussbericht
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5.5.4 BMWi-Studie „Stand und Entwicklungspotenzial der Speichertechniken für
Elektroenergie […]“ ............................................................................................................................ 59
5.5.5 Forschungsprojekt Windenergiespeicherung durch Nachnutzung stillgelegter
Bergwerke ........................................................................................................................................... 60
5.6 Zusammenfassung ........................................................................................................................................ 60
6 Bewertung und Vergleich verschiedener Speichertechnologien mit Fokus auf die Speichertechnologie des PSW .................................................................................................. 62
6.1 Darstellung verschiedener Speichertechnologien .................................................................................. 62
6.1.1 Diabate Druckluftspeicher ............................................................................................................... 63
6.1.2 Adiabate Druckluftspeicher ............................................................................................................. 66
6.1.3 Batteriespeicher ................................................................................................................................. 67
6.1.4 Superkondensatoren ......................................................................................................................... 69
6.1.5 Wasserstoffspeicher und Brennstoffzellen. .................................................................................. 70
6.1.6 Pumpspeicherwerke ......................................................................................................................... 72
6.2 Einsatzbereiche der Speichertechnologien .............................................................................................. 73
6.2.1 Regelenergie und Blindleistungsregelung. .................................................................................. 73
6.2.2 Lastausgleich/ Stromveredelung ..................................................................................................... 74
6.2.3 Längerfristige (saisonaler, Wochen-) Speicher. ............................................................................ 76
6.3 Speichereinsatz auf dezentraler Ebene ..................................................................................................... 77
6.3.1 Kostenbewertung von Batteriespeichern ...................................................................................... 78
6.3.2 Batteriespeicher und Elektromobilität .......................................................................................... 79
6.3.3 Andere Formen der Energiespeicherung und Lastverlagerung ............................................... 82
6.3.4 Dezentrale und zentrale Speicher ................................................................................................... 87
6.4 Bewertung und Diskussion .......................................................................................................................... 88
7 Funktion und Rolle von PSW im heutigen und zukünftigen Kraftwerkspark .................. 91
7.1 Aufbau und Anlagenbestand von PSW im deutschen Kraftwerkspark ................................................ 91
7.1.1 Funktionsweise .................................................................................................................................... 91
7.1.2 Anlagenbestand in Deutschland und im benachbarten Ausland ............................................. 92
7.2 Elektrizitätswirtschaftliche Funktionen von PSW ................................................................................... 94
7.2.1 Betriebsweise ...................................................................................................................................... 94
7.2.2 Frequenzhaltung - Regelenergiebereitstellung ........................................................................... 94
Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena): PSW – Integration EE Abschlussbericht
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7.2.3 Blindleistungsregelung .................................................................................................................... 97
7.2.4 Lastglättung und resultierende Kosteneffekte ............................................................................. 99
7.2.5 Preisentwicklung an der Strombörse ............................................................................................ 101
7.2.6 Schwarzstartfähigkeit ..................................................................................................................... 103
7.2.7 Wiederaufbau von Übertragungsnetzen nach Großstörungen .............................................. 104
7.2.8 Netzwiederaufbauplan in der Regelzone von EnBW ................................................................ 105
7.2.9 Netzentlastung durch die Stromspeicherung auf Verteilnetzebene ..................................... 106
7.3 UCTE Großstörung am 04.11.2006 ..............................................................................................................107
7.3.1 Entstehung und Verlauf der Großstörung am 04.11.2006 ......................................................... 108
7.3.2 Frequenzhaltung und Netzsynchronisation im westlichen Teilnetz ....................................... 110
7.3.3 Situation im östlichen Teilnetz währende der UCTE Großstörung ........................................... 111
7.4 Zukünftige Bedeutung von PSW und ihre Rolle im deutschen und europäischen Energiesystem 112
7.4.1 Netzintegration fluktuierender Stromeinspeisung aus Windenergie und Photovoltaik .... 112
7.4.2 Netzintegration erneuerbarer Energien in Deutschland .......................................................... 112
7.4.3 Europaweiter Ausgleich fluktuierender Einspeisung der Windenergieerzeugung. ........... 114
7.4.4 Bedeutung der PSW im europäischen Kontext ........................................................................... 115
7.5 Fazit ................................................................................................................................................................. 116
8 Preisdämpfungseffekte an der Strombörse durch den Einsatzes des PSW Atdorf ......... 118
8.1 Methodik ........................................................................................................................................................ 118
8.2 Ergebnisse bei kostenoptimaler Fahrweise ............................................................................................ 120
8.3 Ergebnisse bei Residuallastglättung ......................................................................................................... 122
8.4 Vergleich der geordneten Residuallastkurven ...................................................................................... 124
8.5 Zusammenfassung und Fazit .................................................................................................................... 126
9 Bedeutung des geplanten PSW Atdorf aus Sicht des Netzbetriebs ................................... 127
9.1 Qualitative Bewertung der allgemeinen Standortvorteile des geplanten PSW Atdorf ................... 127
9.2 Auswirkung des PSW Atdorf auf zukünftige Netzengpasssituationen .............................................. 129
9.3 Bereitstellung von Regelenergie und Blindleistung durch das geplante PSW Atdorf .................... 138
9.4 Zusammenfassung und Fazit .................................................................................................................... 140
10 Auswirkungen des Baus des PSW Atdorf auf volkswirtschaftliche Kosten und CO2-Bilanz – Simulationen der deutschen Stromerzeugung bis 2030 ...................................... 142
Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena): PSW – Integration EE Abschlussbericht
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10.1 Methodik des Simulationsmodells ........................................................................................................... 142
10.2 Ergebnisse für das Szenario sinkender Stromnachfrage ...................................................................... 143
10.3 Ergebnisse für das Szenario steigender Stromnachfrage ..................................................................... 146
10.4 Vergleich der Szenarios sinkender und steigender Stromnachfrage ................................................ 149
10.5 Zusammenfassung und Fazit ..................................................................................................................... 151
11 Literaturverzeichnis .................................................................................................................. 153
12 Anhang ........................................................................................................................................ 157
A. Speicher in Deutschland und im benachbarten Ausland ...................................................................... 157
B. Vorsatzzeichen ............................................................................................................................................ 159
C. Energieeinheiten ......................................................................................................................................... 159
D. Umrechnungsfaktoren für Energieeinheiten ........................................................................................ 159
E. Brennstoffpreisszenarios ........................................................................................................................... 160
F. CO2-Emissionen nach Kraftwerkstypen [t/MWh] .................................................................................... 161
G. Glossar ........................................................................................................................................................... 162
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Abbildungsverzeichnis
Abbildung 3-1: Installierte Bruttostromerzeugungskapazitäten in Deutschland (2007/2008) ...................... 26 Abbildung 3-2: Bruttostromerzeugung in Deutschland (2008) ........................................................................... 27 Abbildung 3-3: Geographische Verteilung von Kraftwerksblöcken in Deutschland ....................................... 28 Abbildung 3-4: Geographische Verteilung erneuerbarer Energien nach Bundesländern ............................. 29 Abbildung 3-5: Offshore-Windparkplanungen in der Nordsee (2009) ............................................................... 30 Abbildung 3-6: Offshore-Windparkplanungen in der Ostsee (2009) ................................................................... 31 Abbildung 3-7: Globalstrahlungsdaten Deutschland 2001-2008 ......................................................................... 32 Abbildung 4-1: Stromnachfrageszenarios bis 2030 ................................................................................................ 35 Abbildung 4-2: Installierte Leistung erneuerbarer Energien in [GW] ................................................................. 36 Abbildung 4-3:Ausnutzungsdauern konventioneller Kraftwerke ...................................................................... 39 Abbildung 4-4: Sterbelinie bestehender konventioneller Kraftwerke ................................................................. 41 Abbildung 4-5: Krafwerksneubauten bis 2030, Szenario sinkender Stromnachfrage ..................................... 44 Abbildung 4-6: Krafwerksneubauten bis 2030, Szenario steigender Stromnachfrage .................................... 45 Abbildung 4-7: Installierte Kraftwerksleistung gesamt; Szenario sinkende Stromnachfrage ....................... 46 Abbildung 4-8: Installierte Kraftwerksleistung gesamt; Szenario steigende Stromnachfrage 52 ................... 46 Abbildung 6-1: Speichertechnologien nach Art der Speicherung ........................................................................ 63 Abbildung 6-2: Darstellung eines CAES-Kraftwerks ............................................................................................... 65 Abbildung 6-3: Gliederung elektrochemischer Speichertechnologien .............................................................. 67 Abbildung 6-4: Schematische Darstellung einer Redox-Flow-Batterie ............................................................... 69 Abbildung 6-5: Skizzierte Darstellung eines Doppelschichtkondensators ........................................................ 70 Abbildung 6-6: Grundschema der Elektrolyse .......................................................................................................... 71 Abbildung 6-7: Vollkostenvergleich von Speichertechnologien nach Einsatzart ............................................. 75 Abbildung 7-1: Funktionsprinzip von PSW ............................................................................................................... 91 Abbildung 7-2: Beilspielhafte Aufteilung der Wirkungsgradverluste von PSW ............................................... 92 Abbildung 7-3: Geographische Verteilung von PSW in Deutschland .................................................................. 93 Abbildung 7-4: Zeitlicher Ablauf des Einsatzes der verschiedenen Regelenergiearten................................... 96 Abbildung 7-5: Betriebskennlinie eines Synchrongenerators .............................................................................. 98 Abbildung 7-6: Strompreissenkung durch den Einsatz von PSW ........................................................................ 101 Abbildung 7-7: Anzahl und Durchschnitt negativer Strompreise in 2008 und 2009 ...................................... 102 Abbildung 7-8: Abgleich von Strompreis, Windeinspeisung und Last 03. – 05.10.2009 ................................ 103 Abbildung 7-9: Vereinfachte Darstellung der Wiederaufbauvarianten des EnBW-Netzes ........................... 106 Abbildung 7-10: Vergleich von Regionen mit und ohne hoher dezentraler Einspeisung .............................. 107 Abbildung 7-11: Übertragene Leistung der Trassen Conneforde-Diele und Landesbergen-Wehrendorf ... 109 Abbildung 7-12: Über- bzw. Unterversorgung der drei Teilnetze im Rahmen der UCTE Großstörung direkt
nach der Trennung in die drei Teilnetze und daraus resultierende Frequenzabweichungen ....................... 110 Abbildung 7-13: Frequenzverlauf der Teilnetze während der UCTE-Großstörung am 04.11.2006 .................. 111 Abbildung 7-14: Entwicklung von Erzeugung und Last bei Starkwind-Schwachlast ....................................... 113 Abbildung 7-15: Steigerung des Leistungskredits durch Ausnutzung von Ausgleichseffekten. ................... 114 Abbildung 8-1: Zusammenhang von Spotmarktpreis und Residuallast ............................................................. 119 Abbildung 8-2: Methodik zur Simulation der kostenoptimaler Fahrweise und des Einsatzes zur
Residuallastglättung .................................................................................................................................................. 120 Abbildung 8-3: Preisoptimaler Einsatz des PSW Atdorf am 01.07.2008.............................................................. 121
Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena): PSW – Integration EE Abschlussbericht
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Abbildung 8-4: Zusammenhang von Spotmarktpreis (Day ahead) und gehandeltem Volumen ................. 122 Abbildung 8-5: Glättung der Residuallast am 01.07.2008 .................................................................................... 123 Abbildung 8-6: Vergleich der nach Betrag geordneten Jahresresiduallastkurven ......................................... 125 Abbildung 8-7: Ausschnitt des Abgleichs der Residuallastkurven in Abbildung 8-6 ...................................... 126 Abbildung 9-1: Netzanschlusspunkt Kühmoos ...................................................................................................... 129 Abbildung 9-2: Methodik zur Identifikation zukünftiger Netzengpässe ......................................................... 130 Abbildung 9-3: Ergebnis der Marktsimulation: Europäisches Elektrizitätsversorgungssystem 2020 in
ausgewählten europäischen Ländern ...................................................................................................................... 131 Abbildung 9-4: Ergebnis der Marktsimulation: Stromerzeugung 2020 in ausgewählten europäischen
Ländern .......................................................................................................................................................................... 131 Abbildung 9-5: Leitungsauslastung beim NNF1 ohne Einsatz des geplanten PSW Atdorf ............................ 133 Abbildung 9-6: Leitungsauslastung beim NNF1 mit Einsatz des geplanten PSW Atdorf ............................... 135 Abbildung 9-7: Leitungsauslastungen beim NNF2 ohne Einsatz des geplanten PSW Atdorf ....................... 136 Abbildung 9-8: Leitungsauslastungen beim NNF2 mit Einsatz des geplanten PSW Atdorf ........................... 137 Abbildung 10-1: Jährlich nicht-integrierbare Stromerzeugung aus EE im Szenario sinkender
Stromnachfrage pro Jahr ........................................................................................................................................... 144 Abbildung 10-2: Jährlich zusätzlich integrierbare Stromerzeugung aus EE und Veränderung des Einsatzes
konventioneller Kraftwerke im Szenario sinkender Stromnachfrage .............................................................. 145 Abbildung 10-3: Jährliche Einsparung der Stromerzeugungskosten und Reduktion der CO2-Emissionen
durch den Einsatz des geplanten PSW Atdorf im Szenario sinkender Stromnachfrage ................................ 146 Abbildung 10-4: Jährlich nicht-integrierbare Stromerzeugung aus EE im Szenario steigender
Stromnachfrage ........................................................................................................................................................... 147 Abbildung 10-5: Jährlich zusätzlich integrierbare Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien und
Veränderung des Einsatzes konventioneller Kraftwerke im Szenario steigender Stromnachfrage ............ 148 Abbildung 10-6: Jährliche Einsparung der Stromerzeugungskosten und Reduktion der CO2-Emissionen
durch den Einsatz des geplanten PSW Atdorf im Szenario steigender Stromnachfrage ............................... 149 Abbildung 10-7: Vergleich der Stromnachfrageszenarios – Jährliche zusätzliche Integration EE durch
Einsatz des geplanten PSW Atdorf ........................................................................................................................... 150 Abbildung 10-8: Vergleich der Stromnachfrageszenarios – Järhliche Einsparungen der CO2-Emissionen
durch den Einsatz des geplanten PSW Atdorf ....................................................................................................... 150 Abbildung 10-9: Vergleich der Stromnachfrageszenarios – Jährliche Kosteneinsparungen in der
Stromerzeugung durch den Einsatz des geplanten PSW Atdorf ......................................................................... 151
Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena): PSW – Integration EE Abschlussbericht
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Tabellenverzeichnis
Tabelle 4-1: Technisch-ökonomische Charakteristika von Kraftwerken ............................................................. 38 Tabelle 4-2: Branchenübliche Nutzungsdauern für verschiedene Kraftwerkstypen ....................................... 40 Tabelle 5-1: Zusammenfassung der einzelnen Forschungsvorhaben mit Bezug zu Energiespeicher ........... 52 Tabelle 5-2: Prioritäten der französischen Speicherforschung ............................................................................. 58 Tabelle 6-1: Erfahrungen mit CAES-Kraftwerken .................................................................................................... 64 Tabelle 6-2: Auswahl in Japan betriebener Redox-Flow-Anlagen ........................................................................ 68 Tabelle 8-1: Ergebnisse des preisoptimalen Einsatz des PSW Atdorf im Jahr 2008 .......................................... 120 Tabelle 8-2: Veränderung der Residuallast durch den Einsatz des PSW Atdorf zur Residuallastglättung und
preisoptimierter Fahrweise in 2008 ........................................................................................................................ 123 Tabelle 12-1: PSW in Deutschland und im benachbarten Ausland (Auswahl) .................................................. 157
Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena): PSW – Integration EE Abschlussbericht
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Abkürzungsverzeichnis
AA-CAES Advanced Adiabatic Compressed Air Energy Storage (Adiabater Druckluftspeicher)
Abs. Absatz
B Berlin
BB Brandenburg
BK Braunkohle
BMBF Bundesministerium für Bildung und Forschung
BMELV Bundesministerium für Ernährung, Landwirtschaft und Verbraucherschutz
BMU Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit
BMVBS Bundesministerium für Verkehr, Bau und Stadtentwicklung
BMWi Bundesministeriums für Wirtschaft und Technologie
BNetzA Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen
BSH Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie
BW Baden-Württemberg
BY Bayern
CAES Compressed Air Energy Storage (Druckluftspeicher)
CCS Carbon Capture and Storage
dena Deutsche Energie-Agentur GmbH
DG TREN Directorate-General Energy and Transport
EDLC elektrochemische Doppelschicht Kondensatoren
EE erneuerbare Energien
EEG Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien (Erneuerbare-Energien-Gesetz)
EEG-Anlagen Anlagen zur Stromproduktion, die den Anforderungen des § 3 Abs. 2 EEG entsprechen
EEG-Strom Strom aus Erneuerbare-Energien-Anlagen i. S. d. § 3 Abs. 2 EEG
EEX European Energy Exchange Leipzig
EG Erdgas
EnLAG Energieleitungsausbaugesetz
ENTSOE European Transmission System Operators
EnWG Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung (Energiewirtschaftsgesetz)
ERGEG European Energy Regulators
EU Europäische Union
Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena): PSW – Integration EE Abschlussbericht
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FFG Österreichische Forschungsförderungsgesellschaft mbH
FP7 siebtes Forschungsrahmenprogramm der EU
FuE Forschung und Entwicklung
GuD Gas- und Dampfturbinenkraftwerk
G Giga
GW Gigawatt
GWh Gigawattstunde
HB Hansestadt Bremen
HE Hessen
HH Hansestadt Hamburg
Hz Hertz
i.d.R. in der Regel
IEKP Integriertes Energie- und Klimaprogramm
Ifeu Institut für Energie- und Umweltforschung
IKT Informations- und Kommunikationstechnologie
J Joule
k. A. keine Angaben
k kilo
kW Kilowatt
kWh Kilowattstunde
KWK Kraft-Wärme-Kopplung
KWKG Kraft-Wärme-Koppelungsgesetz
Mio. Millionen
Mt Megatonne
MV Mecklenburg-Vorpommern
M Mega
MW Megawatt
MWh Megawattstunde
NaNiCl Natrium-Nickel-Chlorid
NaS Natrium-Schwefel
NDS Niedersachsen
Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena): PSW – Integration EE Abschlussbericht
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NiCd Nickel-Cadmium
NNF1 Netznutzungsfall 1
NNF2 Netznutzungsfall 2
NTC Net Transfer Value
NRW Nordrhein-Westfalen
PSW Pumpspeicherwerk
PV Photovoltaik
rd. rund
RÖE Rohöleinheit
RP Rheinland-Pfalz
SA Sachsen-Anhalt
SET-Plan Europäischer Strategieplan für Energietechnologie
SH Schleswig-Holstein
SK Steinkohle
SKE Steinkohleeinheit
SL Saarland
SN Sachsen
StromNZV Stromnetzzugangsverordnung
TH Thüringen
Tsd. Tausend
TUM TU München
UCTE Union for the Coordination of Transmission of Electricity, deutsch: Union für die
Koordinierung des Transports von Elektrizität
ÜNB Übertragungsnetzbetreiber
VNB Verteilnetzbetreiber
WEA Windenergieanlage
W Watt
Wh Wattstunde
Ws Wattsekunde
Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena): PSW – Integration EE Abschlussbericht
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1 Zusammenfassung der wichtigsten Studienergebnisse
Die Schluchseewerk AG beauftragte die Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena) mit der Erstellung der
Studie „Analyse der Notwendigkeit des Ausbaus von Pumpspeicherwerken (PSW) und anderen Strom-
speichern zur Integration der erneuerbaren Energien“.
Hintergrund der Studie ist die Planung des Neubauprojekts Pumpspeicherwerk Atdorf mit Anschluss an
den Netzknoten Kühmoos im Südschwarzwald nahe der Grenze zur Schweiz.
Die vorliegende Studie untersucht die energiewirtschaftliche Bedeutung weiterer Pumpspeicherkapazi-
täten und Stromspeicher im Allgemeinen als wichtige Bestandteile eines flexiblen Kraftwerksparks. Als
wesentliche Grundlagen werden unter Berücksichtigung der Strategie der Bundesregierung die Entwick-
lung des konventionellen Kraftwerksparks und der Ausbau der erneuerbaren Energien prognostiziert.
Darauf aufbauend analysiert dieses Gutachten, welchen Beitrag Energie- bzw. Stromspeicher zur System-
und Versorgungssicherheit sowie zur Integration der erneuerbaren Energien in Deutschland leisten
können. Der Fokus der Analyse liegt dabei auf Pumpspeicherwerken im Allgemeinen sowie konkret dem
geplanten Neubauprojekt Pumpspeicherwerk Atdorf. Für den Einsatz des Pumpspeicherwerks Atdorf
werden anhand von Strommarkt- und Netzsimulationen die möglichen volkswirtschaftlichen Kostenein-
sparpotentiale, die möglichen Beiträge zur CO2-Emissionsreduzierung der Stromerzeugung sowie
mögliche Beiträge zur Netzentlastung ermittelt.
Entwicklung des Energieerzeugungssystems1
Das vorliegende Gutachten geht davon aus, dass die Bundesregierung die Zielsetzung, den Anteil erneuer-
barer Energien am Bruttostromverbrauch bis zum Jahr 2020 auf mindestens 30 % zu erhöhen, mit Nach-
druck verfolgt. Die installierte Leistung der erneuerbarer Energien wird von 38 GW im Jahr 2008 bis auf
voraussichtlich 103 GW im Jahr 2030 steigen.2
Die im Rahmen dieses Gutachtens durchgeführte Modellierung der konventionellen Kraftwerkspark-
entwicklung bis zum Jahr 2030 zeigt, dass trotz des erheblichen Zubaus erneuerbarer Erzeugungskapazi-
täten in Deutschland (um 65 GW auf 103 GW im Zeitraum 2008-2030) die installierte konventionelle
Kraftwerksleistung in diesem Zeitraum um weniger als 30 GW (sinkende Stromnachfrage) bzw. weniger
als 15 GW (steigende Stromnachfrage) sinkt.3 Dies ist durch die fluktuierende Erzeugung erneuerbarer
Energien begründet und reduziert sich im Wesentlichen auf die Tatsache, dass Wind- und Solarenergie-
anlagen nur eine geringe gesicherte Leistung bereitstellen. Zur Sicherstellung der Stromversorgung
müssen deshalb konventionelle Kraftwerke zur Verfügung stehen, um den gesamten Strombedarf auch
zu Spitzenlastzeiten bei geringer Erzeugung aus erneuerbaren Energien decken zu können. Obwohl die
gesamte jährliche Stromerzeugung aus konventionellen Kraftwerken im Betrachtungszeitraum dieser
Studie bis 2030 stetig abnimmt, muss eine hohe Kapazität konventioneller Kraftwerke vorgehalten
werden. Die mit der Vorhaltung konventioneller Kraftwerkskapazitäten verbundenen Kosten steigen mit
1 Die Entwicklung des Erzeugungssystems wirdausführlich in Kapitel 4 dargestellt. 2 Aussagen basierend auf BMU Leitszenario 2009. Das Ziel der Bundesregierung ist den Anteil der erneuerbaren Energien am Bruttostromverbrauch bis zum Jahr 2020 auf mindestens 30 % zu erhöhen. Aus den Zahlen des BMU Leitszenario 2009 ergibt sich für 2020 ein Anteil von 35 %. 3 Vor dem Hintergrund des Koalitionsvertrages der 17. Legislaturperiode nimmt vorliegendes Gutachten eine 20-jährige Laufzeitverlängerung je KKW an.
Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena): PSW – Integration EE Abschlussbericht
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dem Ausbau der erneuerbaren Energien und führen zu volkswirtschaftlichen Ineffizienzen. Neben der
Erschließung der Stromeinsparpotenziale auf der Nachfrageseite und einer begrenzt möglichen
Anpassung des Stromverbrauchs an die fluktuierende Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien,
insbesondere aus Windenergie- und PV-Anlagen, ist der Ausbau von Energiespeicherkapazitäten von
zentraler Bedeutung, um diese Ineffizienzen abzubauen bzw. zu reduzieren. Stehen in einem
Stromerzeugungssystem mit hohem Anteil erneuerbarer Energien Speicherkapazitäten in ausreichen-
dem Umfang zur Verfügung, können Stromerzeugung und -verbrauch zeitlich entkoppelt und damit die
kostenintensive Vorhaltung konventioneller Stromerzeugungskapazitäten verringert werden.
Politische Strategien und Forschungsaktivitäten im Bereich der Energiespeicherung4
Die zentrale Bedeutung des Speicherausbaus für eine sichere, wirtschaftliche und bezahlbare Energie-
versorgung bei hohem Anteil erneuerbarer Energien ist sowohl in der Wissenschaft als auch der Politik
allgemeinhin anerkannt. Im Koalitionsvertrag vom 26.10.2009 hebt die Bundesregierung die Relevanz der
Energiespeicherung explizit hervor und knüpft so an die Schwerpunktsetzung der Vorgängerregierung
an. In der Aktualisierung des 5. Energieforschungsrahmenprogramms der Bundesregierung sollen
Speichertechnologien ein Hauptforschungsgebiet werden und mit dem „Gesetz zur Beschleunigung des
Ausbaus der Höchstspannungsnetze (August 2009)“ wurde beschlossen, dass Anlagen zur Speicherung
elektrischer Energie – explizit werden PSW genannt - von den Entgelten für den Netzzugang freigestellt
sind, sofern diese bis zum 31.12.2019 in Betrieb gehen. Damit wird der Bedeutung von Speichern im
Stromversorgungssystem in Deutschland auf politischer Ebene Rechnung getragen. Darüber hinaus
diskutiert die Politik derzeit die Notwendigkeiten und Möglichkeiten weiterer, zusätzlicher Förderinstru-
mente zur Unterstützung des Speicherausbaus.
Grundsätzlich sehen die Bundesregierung ebenso wie die EU-Kommission im Ausbau und der weiteren
Erforschung von Energiespeichertechnologien eine große Signifikanz für die Systemstabilität der
Stromerzeugungssysteme und für die vollständige bzw. weitgehende Ausnutzung des Potenzials
erneuerbarer Energien. In den derzeitigen Forschungsprogrammen der Bundesregierung und der EU
wird eine Vielzahl von Projekten mit Bezug zu Speichertechnologien benannt.5 Ein Hauptziel dieser
Forschungsbemühungen ist der Durchbruch bei Wirtschaftlichkeit und Kosteneffizienz dieser
Technologien.
Vergleich verschiedener Energiespeichertechnologien und die Bedeutung von
Pumpspeicherwerken für Systemdienstleistungen, Versorgungssicherheit und Netzstabilität6
Ein umfassender Vergleich verschiedener Speichertechnologien auf Basis der Auswertung verschiedener
relevanter Studien ergab:
• Pumpspeicherwerke sind die derzeit flexibelste Speichertechnologie zur Bereitstellung von
Regelenergie. Zwar können auch elektrische Batterien sehr flexibel Regelenergie bereitstellen, sie
4 Relevante politische Strategien und Forschungsaktivitäten werden ausführlich in Kapitel 5 dargestellt. 5 Siehe z.B. das 7. Forschungsrahmenprogramm der EU www.forschungsrahmenprogramm.de oder http://cordis.europa.eu/fp7, das Ausschreibungen mit explizitem Speicherbezug enthält. 6 Ein Vergleich der verschiedenen Speichertechnologieoptionen erfolgt in Kapitel 6. In diesem Kapitel erfolgt auch eine Bewertung der Speichertechnologien für die Langzeitspeicherung (Wochen-, Flautenspeicherung), auf die in dieser Zusammenfassung nicht eingegangen wird.
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sind aber auf Grund der hohen Investitionskosten je Leistungseinheit noch nicht wirtschaftlich.
Druckluftspeicher können wegen der längeren Anfahrtszeit nur Tertiärregelenergie bereitstellen.
Trotz der vermuteten Kosteneinsparpotenziale anderer Speichersysteme werden Pumpspeicher-
werke auch auf absehbare Zeit die kostengünstigste Speichertechnologie zur Bereitstellung
dieser Systemdienstleistungen bleiben.
• Im Vergleich unterscheiden sich Pumpspeicherwerke von anderen Speichertechnologien,
insbesondere in ihrer hohen Flexibilität der Blindleistungsbereitstellung. So können sie z.B.
Blindleistung auch ohne Wirkleistungsabgabe (reiner Blindleistungsbetrieb) ins Netz einspeisen
bzw. aus dem Netz beziehen oder parallel zur Blindleistungsreglung fließend zwischen Generator-
und Pumpbetrieb wechseln.
• Pumpspeicherwerke sind die wirtschaftlichste Option zum Lastausgleich im großtechnischen
Bereich (zentraler Einsatz im Hoch- und Höchstspannungsnetz). Die erwarteten Kosten für adia-
bate Druckluftspeicher bewegen sich leicht über den Kosten von Pumpspeicherwerken. Es muss
aber betont werden, dass die Technik für adiabate Druckluftspeicher noch nicht vollständig
entwickelt ist. Weltweit ist noch kein adiabates Druckluftspeicherwerk errichtet. Aktuell wird in
Deutschland das erste adiabaten Druckluftspeicherwerk als großtechnische Demonstrations-
anlage geplant.7
Da in der wissenschaftlichen Debatte häufig adiabate und diabate Druckluftspeicher (CAES) als direkte
Alternativtechnologie zu Pumpspeicherwerken genannt werden, folgt eine direkte Gegenüberstellung
der zentralen Eigenschaften dieser Speichertechnologien:
• Pumpspeicherwerke benötigen im Gegensatz zu diabaten CAES-Kraftwerken keinen zusätzlichen
Brennstoff. Der Wirkungsgrad von Pumpspeicherwerken liegt mit bis zu 80 % wesentlich höher als
der von CAES-Kraftwerken. Pumpspeicherwerke sind schneller einsatzbereit als Druckluftspei-
cher und eignen sich deshalb im Gegensatz zu Druckluftspeichern auch für die Bereitstellung von
Primär- und Sekundärregelenergie.
• Das zunächst gute Ausbaupotenzial für Druckluftspeicher wird durch verschiedene Nutzungs-
konkurrenzen bzgl. der geeigneten Salzkavernen eingeschränkt. Salzkavernen bieten sich in
Zukunft auch zur Speicherung von Gas und CO2 (CCS in Verbindung mit konventionellen
Kraftwerken und Industrieprozessen) an.
Die geographischen Gegebenheiten ermöglichen den Bau von Pumpspeicherwerke in Mittel- und
Süddeutschland. Geeignete Salzkavernen für CAES stehen hingegen i. A. im norddeutschen Raum
zur Verfügung. Zwischen diesen Speichertechnologien besteht somit keine Standortkonkurrenz.
• Pumpspeicherwerke werden auf absehbare Zeit die wirtschaftlichste Option zum Lastausgleich
im Stromversorgungssystem im großtechnischen Einsatz bleiben (siehe vorheriger Absatz).
• Nachteile der Pumpspeicherwerke sind ihre im Vergleich zu Druckluftspeichern größeren
Natureingriffe und die in Deutschland aufgrund der topologischen Verhältnisse beschränkten
7 Das Kraftwerk wird unter Beteiligung von RWE Power geplant. Für weitere Informationen siehe z.B. www.rwe.com/web/cms/de/364260/rwe-power-ag/klimaschutz/adele, Stand:27.01.2010.
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Ausbaupotenziale. Druckluftspeicherkraftwerke haben deutlich geringere (oberirdische)
Eingriffe in das Landschaftsbild zur Folge.
Die infolge des Ausbaus der erneuerbaren Energien gegebene Notwendigkeit, verstärkt Energiespeicher
zum Ausgleich der fluktuierenden Stromeinspeisung im Versorgungssystem bereitzustellen, muss durch
eine intelligente und wirtschaftliche Kombination zentraler und dezentraler Speichertechnologien
erfolgen. Neben der Nutzung zentraler Energiespeicher (Pumpspeicherwerke, Druckluftspeicher und
zukünftig voraussichtlich auch Wasserstoffspeicher), werden auch dezentrale Energiespeicher zum
Einsatz kommen. Als dezentrale Energiespeicher können grundsätzlich Energiespeicher in Wärmepum-
pensystemen, Batteriespeicher in Verbindung mit dem Ausbau der Elektromobilität (wenn eine
entsprechende Marktentwicklung generiert werden kann) und weitere Technologien genutzt werden,
wobei zwischen Strom- und Wärmespeichern unterschieden werden muss. Die hierfür erforderliche
Entwicklung wird mit einer erheblichen Transformation des Energieversorgungssytems in Deutschland
einhergehen und steht in enger Verbindung mit der Entwicklung intelligenter Stromnetze („Smart
Grids“).
Beitrag von Pumpspeicherwerken zur Versorgungs- und Systemsicherheit8
Der Übertragungsnetzbetreiber regelt die Einspeisung verschiedener Kraftwerke und garantiert so die
Übereinstimmung von Last und Erzeugung in der Regelzone zu jedem Zeitpunkt mit dem Ziel, die
Netzfrequenz in einem definierten Toleranzband um 50 Hz zu stabilisieren. Pumpspeicherwerke können
zu diesem Zweck innerhalb weniger Sekunden Regelenergie bereit stellen. Gasturbinen-Kraftwerke, die
sich grundsätzlich auch für diese Aufgabe eignen, haben eine deutlich längere Anfahrzeit aus dem
Stillstand (ca. 10 Minuten gegenüber 2 Minuten bei Pumpspeicherwerken).9
Eine weitere Grundvoraussetzung für den sicheren Netzbetrieb ist die Stabilisierung der Netzspannung
auf einen nahezu konstanten Wert innerhalb jeder Spannungsebene. Dabei spielt neben der einge-
speisten Wirkleistung der Blindleistungshaushalt eine entscheidende Rolle. Durch schnelle und flexible
Blindleistungsregelung kann der Spannungswert kontrolliert und in diesem Zuge auch die Übertragungs-
kapazität erhöht sowie Netzverluste minimiert werden. Pumpspeicherwerke sind für die Blindleistungs-
bereitstellung sehr gut geeignet:
• Pumpspeicherwerke können parallel zur Blindleistungsregelung gleitend vom Turbinen- in den
Pumpbetrieb übergehen.
• Pumpspeicherwerke können bei jedem Wirkleistungseinspeiseniveau Blindleistung ins Netz
abgeben oder aus dem Netz beziehen.
• Pumpspeicherwerke können außerdem im sog. Phasenschieberbetrieb im Leerlauf, d. h. ohne
Wirkleistungsabgabe, Blindleistungs abgeben oder aufnehmen.
Pumpspeicherwerke sind damit hocheffiziente Werkzeuge zur Bereitstellung von Regelenergie und zur
Spannungsstützung durch Blindleistungsmanagement.
8 Der Beitrag von Pumpspeicherwerken zur Versorgungs- und Systemsicherheit wird in Kapitel 6 dargestellt. 9 Heuck et al. 2007, S. 24. Müller 2001, S. 390.
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Der Nutzen von Pumpspeicherwerken zur Netzstabilisierung und zum Netzwiederaufbau10
Mit der Transformation des Stromerzeugungssystems infolge des massiven Ausbaus fluktuierender
Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien sowie dem wachsenden internationalen Stromhandel
stehen die Übertragungsnetzbetreiber vor neuen Herausforderungen. Der zunehmende Anteil
fluktuierender Stromerzeugung auf deutscher wie auf europäischer Ebene schlägt sich in einer Erhöhung
der horizontalen Lastflüsse nieder. Verbunden mit der bestehenden und in Zukunft zunehmenden
Stromerzeugung in Norddeutschland besteht die Gefahr, dass sich Netzengpässe in Deutschland,
insbesondere im Nord-Süd-Transport, häufen. Damit einher geht ein wachsendes Risiko großräumiger
Netzstörungen. Es ist zu betonen, dass der Ausfall des Stromnetzes zwar unwahrscheinlich, aber im
Eintrittsfall mit erheblichen volkswirtschaftlichen Kosten verbunden ist.11
Durch die Flexibilisierung des elektrischen Energiesystems u.a. in Verbindung mit Netzoptimierungsmaß-
nahmen und dem Ausbau von Energiespeichern kann die Systemsicherheit erhöht und die Häufigkeit
kritischer Netzsituationen reduziert werden. Dies belegt auch die Untersuchung der Bedeutung der
Pumpspeicherwerke für die Netzstabilisierung bei der Großstörung im UCTE-Verbundsystem am
04.11.2006. An der Stabilisierung der Netzsituationen waren Pumpspeicherwerke sowohl durch den
Abwurf von Pumplast als auch durch die Aktivierung von Regelenergie wesentlich beteiligt.
Tritt der sehr seltene Fall eines Netzzusammenbruchs auf und existiert keine externe Spannungsvorgabe
an den Grenzkuppelstellen, so müssen schwarzstartfähige Kraftwerke verfügbar sein. Von diesen
ausgehend kann das Netz wiederaufgebaut werden. Schwarzstartfähige Kraftwerke sind auf keine
externe Stromversorgung oder Spannungsvorgabe angewiesen. Die meisten konventionellen Kraftwerke
sind nicht schwarzstartfähig und somit nicht für den Netzwiederaufbau einsetzbar. Gasturbinen-
Kraftwerke, Druckluftspeicher und Pumpspeicherwerke eignen sich besonders für diese Aufgaben, da sie
sehr gut regelbar sind. Für den Betrieb einer Gasturbine muss ständig Gas als Brennstoff zugeführt
werden, welches im Fall einer Großstörung und ggf. einhergehendem Ausfall von Regelwerken für die
Gaszuführung, nicht zur Verfügung steht. Pumpspeicherwerke zeigen hingegen auch beim Schwarzstart
größtmögliche Zuverlässigkeit.
Druckluftspeicherwerke und Pumpspeicherwerke weisen außerdem zur Stabilisierung des Netzbetriebs
ein Alleinstellungsmerkmal auf: Durch Umschaltung auf Pump- bzw. Generatorbetrieb können die
Speicher Last generieren und so Überschussleistung abfangen.
Die Erfahrung im bestehenden Stromversorgungssystem zeigt, dass sich hydraulische Kraftwerke sehr gut
für den Netzwiederaufbau eignen, auch wenn prinzipiell schwarzstartfähige Gasturbinen-Kraftwerke
einsetzbar sind. Kraftwerke großer Leistung, wie etwa das Pumpspeicherwerk Goldisthal (Thüringen) oder
das geplante Pumpspeicherwerk Atdorf, können die Aufgabe des Netzwiederaufbaus besonders effektiv
erfüllen, da Sie zum einen über ein breites Leistungsspektrum regelbar sind und zum anderen über eine
großen Schwungmasse verfügen.
10 Die Bereitstellung von von Systemdienstleistungen und deren Nutzen im Krisenfall werden ausführlich in Kapitel 6 dargestellt. 11 dena NNE-Pumpspeicher 2008.
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Erzeugungsschwankungen und temporäre Stromüberproduktion der erneuerbaren Energien12
Mit dem Ausbau der erneuerbaren Energien nimmt der Anteil der Strommenge aus fluktuierender
Erzeugung zu. Für die Netzintegration ergeben sich daraus insbesondere folgende Herausforderungen:
• Es werden immer häufiger Erzeugungssituationen mit Stromüberschuss auftreten (Starkwind /
Schwachlast-Situationen).
• Die erheblichen (und oft kurzfristigen) Schwankungen der erneuerbaren Stromerzeugung
müssen zur Netzstabilisierung ausgeglichen werden.13
Der steigende Anteil fluktuierender erneuerbarer Energien erfordert die Flexibilisierung des
Energiesystems. Eine wichtige Voraussetzung zur Flexibilisierung des Stromerzeugungssystems kann
durch den Ausbau des europäischen Stromübertragungsnetzes erbracht werden. Der Lastfluss über
Landesgrenzen hinweg wird in Zukunft deutlich zunehmen. Hier ist grundsätzlich darauf hinzuweisen,
dass bei Starkwind in Deutschland auch in den Nachbarländern tendenziell eine hohe Windenergieein-
speisung zu erwarten ist. Damit reduziert sich parallel zum Ausbau der Windenergienutzung in den
Nachbarländern, die Möglichkeit überschüssigen Windstrom zu exportieren. Die dena-Netzstudie I (2005)
erwartet, dass bis zum Jahre 2020 etwa 14 GW temporär überschüssige Leistung durch zusätzliche
Energiespeicher, Lastmanagement und Stromexport aufgenommen werden müssen.14 Dieser Bedarf wird
sich bis 2030 weiter erhöhen. Neben dem Netzausbau wie auch Optimierungs- und Flexibilisierungs-
maßnahmen ist der Speicherausbau eine wichtige Maßnahme zur Reduktion der temporären Stromüber-
schüsse bzw. zur Vermeidung des Erzeugungsmanagements bei regenerativen Stromerzeugungsanlagen.
Pumpspeicherwerke können als derzeit einzige weltweit großtechnisch eingesetzte Stromspeichertech-
nologie die überschüssige Leistung im Pumpbetrieb abfangen und so das Netz entlasten, Erzeugung und
Verbrauch zeitlich entkoppeln und Strom zu Schwachlastzeiten bei hoher Erzeugung aus erneuerbarer
Energien zwischenspeichern, um diesen bei Bedarf wieder ins Stromnetz einzuspeichern.15
Die starken (und oft kurzfristigen) Schwankungen der erneuerbaren Stromerzeugung können nicht allein
durch den Netzausbau bzw. die Verteilung auf das europäische Netz oder allein durch Speicherung der
Strommengen abgefangen werden. Zum Ausgleich der Schwankungen bedarf es auch flexibler Erzeu-
gungseinheiten, um die nötige Regel- und Ausgleichsenergie (bzw. –leistung) bereitzustellen. Pumpspei-
cherwerke sind in der Lage, diese Leistungen bereit zu stellen und tragen so zu einer effizienten und
sicheren Stromversorgung bei.
12 Der Nutzen von Pumpspeicherkraftwerken für die Integration der erneuerbaren Energien wird ausführlich in den Kapiteln 6, 8, 9 und 10 dargestellt. 13 Die (Wetter-)Voraussagen zur Stromproduktion aus Wind- und Sonnenenergie werden immer besser. Dennoch werden gerade in der Feinauflösung (genaue lokale Voraussagen und Produktionsvoraussagen in der stündlichen oder unterstündlichen Auflösung) weiterhin erhebliche kurzfristige Schwankungen bestehen bleiben. 14 Für das Untersuchungsjahr 2020 wurde in der dena-Netzstudie I unter Berücksichtung der durch die Bundesregierung vorgegebenen EE-Ausbauziele eine installierte Windleistung von 48 GW angenommen. 15 In Deutschland und den USA existieren lediglich je ein Druckluftspeicherwerk, das über Kompressor-betrieb und Ausspeicherung sowohl Leistung aufnehmen, als auch speichern und wieder abgeben kann. Zur Planung neuer Druckluftspeicherwerke siehe auch entsprechende Ausführungen in Kapitel 6.1.1.
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Preisdämpfung am Strommarkt und Residuallastglättung durch den marktgesteuerten Einsatz
des PSW Atdorf
Vorliegendes Gutachten untersucht, welche Preiseffekte und Residuallastglättung sich ergeben würden,
wenn das PSW Atdorf im Jahr 2008 auf dem Strommarkt eingesetzt worden wäre. Die genannten Effekte
können durch die Simulation einer marktgesteuerte Fahrweise des geplanten PSW Atdorf auf Basis realer
Strommarktpreise, Lastverläufe und Stromerzeugungsdaten des Jahres 2008 simuliert werden. Der
Einsatz des PSW Atdorf bewirkt dabei einen Preisdämpfungseffekt am Day-Ahead-Markt und gleichzeitig
auch eine Glättung der Residuallast:
• Durch kostenoptimalen Einsatz des PSW Atdorf an der Strombörse sinkt der durchschnittliche
Strompreis am Day-Ahead-Markt in der Simulation um ca. 14 ct pro MWh. Insgesamt können so im
Betrachtungsjahr am Day-Ahead-Markt die volkswirtschaftlichen Kosten der Strombedarfs-
deckung um knapp 21 Mio. Euro reduziert werden.
• Da zu Zeiten hoher/niedriger Residuallast im Durchschnitt auch ein hoher/niedriger Day-Ahead-
Strompreis vorliegt, wird bei marktgesteuerter Fahrweise des PSW Atdorf auch die Residuallast
geglättet: Der Minimalwert der Residuallast wird um 1.400 MW angehoben, der Maximalwert
wird um 1.368 MW gesenkt. Eine Vergleichssimulation, in der das PSW technisch ohne Berücksich-
tigung der Strompreise allein mit dem Ziel der Residuallastglättung eingesetzt wird, zeigt sogar,
dass im Glättungseffekt zur preisgesteuerten Fahrweise kaum Unterschiede bestehen.
Durch diese Residuallastglättung kann schließlich der Bedarf teuren Spitzenlaststroms als auch
die Notwendigkeit der mit hohen CO2-Emissionen verbundener Teillastbetrieb konventioneller
Kraftwerke reduziert werden.
Voraussetzung für die beschriebenen Effekte ist die wettbewerbliche Preisbildung am Strommarkt und
der rein marktgesteuerte Einsatz des PSW Atdorf.
Standortvorteile und Beitrag des geplanten Pumpspeicherwerks Atdorf zur Entlastung des
deutschen Übertragungsnetzes16
Die geplanten Errichtung großer Offshore-Windenergie-Kapazitäten in Nord- und Ostsee sowie das
Repowering bestehender Onshore-Windenergieanlagen in den nord- und ostdeutschen Bundesländern
erhöhen die Stromerzeugungskapazitäten im Norden und Nordosten Deutschlands. Darüber hinaus
existieren verschiedene Planungen für den Zubau konventioneller Kraftwerke in Norddeutschland, die im
Fall der Realisierung diese Entwicklung weiter forcieren. Damit werden zukünftig erhebliche Erzeugungs-
kapazitäten fern der Lastzentren, die sich überwiegend im Westen und Süden Deutschlands befinden,
errichtet. Durch diese Erzeugungsstruktur wird es in Zukunft vermehrt zu Netzengpässen in Nord-Süd-
Richtung kommen, die den schnellstmöglichen Ausbau des Stromnetzes erforderlich machen.
Gleichzeitig ist aufgrund erheblicher Akzeptanzprobleme in der Bevölkerung eine weitere Verzögerung
des Ausbaus der Übertragungsnetze absehbar. In Zukunft wird daher die Notwendigkeit von Redispatch-
Maßnahmen, insbesondere zu Starkwindzeiten, zunehmen.
16 Der Beitrag des geplanen Pumpspeicherwerks Atdorf zur Entlastung des Übertragungsnetzes wird ausführlich in Kapitel 9 dargestellt.
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Voraussetzung für einen Einsatz im Redispatch ist, dass das substituierende Kraftwerk keine weiteren
Netzengpässe verursacht. Das geplante Pumpspeicherwerk Atdorf ist mit Anschluss an den Netzknoten
Kühmsos aus folgenden Gründen gut für den Einsatz im Redispatch geeignet:
• Der Netzknoten Kühmoos liegt im Süden Deutschlands und damit auf „der anderen Seite“ der
erwarteten Engpassregionen.
• Bisher sind an diesem Netzknoten als hauptsächliche Einspeisung nur die Pumpspeicherwerke
Wehr und Säckingen angeschlossen.
• Insgesamt sind an diesem Netzknoten acht 380-kV- sowie fünf 220-kV-Stromkreise angebunden.
Diese hohe angebundene Übertragungskapazität gewährleistet, dass in der Umgebung des
geplanten Pumpspeicherwerks Atdorf kaum Netzengpässe auftreten werden.
• Insbesondere durch die guten Grenzanbindungen an die Schweiz ist das Pumpspeicherwerk am
Netzknoten Kühmoos auch für den Einsatz im steigenden Redispatch-Bedarf auf europäischer
Ebene (Erzeugungsunterschiede zwischen Nord- und Südeuropa) gut geeignet.
In den Lastflussrechnungen und Ausfallsimulationen auf der Basis eines leitungsscharfen Modells des
UCTE-Verbundsystems wurden für ausgewählte Netznutzungsfälle Netzengpässe im Übertragungsnetz
identifiziert und in diesem Zusammenhang der energiewirtschaftliche Nutzen des geplanten Pump-
speicherwerks Atdorf im Einsatz für Redispatch-Maßnahmen quantitativ bewertet. Die Netzsimulationen
wurden für zwei ausgewählte kritische Netzsituationen mit hoher Windenergieeinspeisung zu Starklast-
zeiten durchgeführt. Für beide kritischen Netzsituationen konnte im Simulationsfall die Überbelastung
auf mehreren Stromleitungen durch den Einsatz des geplanten Pumpspeicherwerks Atdorf im Redispatch
erheblich reduziert werden. Im ersten Fall führte der Redispatch-Einsatz des geplanten Pumpspeicher-
werks Atdorf auf neun Leitungen zu Entlastungen von bis zu 20 %. Im zweiten Fall, der durch eine um 7 GW
geringere Windenergieeinspeisung und einen höheren Einsatz von Steinkohle- und Gaskraftwerken
charakterisiert ist, wurde im Simulationsfall die Belastungen auf verschiedenen Leitungen sogar um bis zu
40 % reduziert. Damit konnten die gesamten Netzverluste für den zweiten Fall um 8 % gesenkt werden.
Im Ergebnis zeigt sich daher, dass das geplante Pumpspeicherwerk Atdorf, insbesondere vor dem
Hintergrund des geplanten Anschlusses an den Netzknoten Kühmoos, den in 2020 zu erwarteten
verstärkten Nord-Süd-Engpass im Redispatch-Einsatz entlasten kann. Die Standortvorteile des geplanten
Pumpspeicherwerks Atdorf stellen insgesamt einen hohen netzbetrieblichen Nutzen dar, da in Zukunft
ein zusätzlicher Bedarf an substituierender Kraftwerksleistung in Süddeutschland entstehen wird. Die
installierte Leistung von zusätzlichen 1.400 MW an einem zentralen Netzknoten in Süddeutschland (im
Fall der Errichtung des Pumpspeicherwerks Atdorf) ist somit für einen sicheren und möglichst
verlustfreien Netzbetrieb äußerst vorteilhaft.
Der Anschluss des geplanten Pumpspeicherwerks Atdorf am Netzknoten Kühmoos und damit innerhalb
Deutschlands bietet auch für die Regelenergiebereitstellung zusätzliche Vorteile:
• Das Pumpspeicherwerk Atdorf kann in Deutschland Regelenergie bereitstellen, ohne dass dafür
grenzüberschreitende Übertragungskapazität freigehalten werden muss.
• Neben dem wirtschaftlichen und organisatorischen Nutzen ist dies auch vor dem Hintergrund
möglicher Engpässe an Grenzkuppelstellen vorteilhaft.
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• Mindestens 66 % der Sekundärreserve und insgesamt 50 % von Sekundär- und Minutenreserve
müssen laut ENTSO-E – Operation Handbook innerhalb von Deutschland bereit gestellt werden.17
Das geplante Pumpspeicherwerk Atdorf kann zur Deckung dieses vorgeschriebenen Kernanteils
beitragen.
Kosten- und CO2-Einsparpotenziale des Pumpspeicherwerks Atdorf
In einer weiteren Modellierung wurden die Auswirkungen des geplanten Pumpspeicherwerks Atdorf auf
die Integration der erneuerbaren Energien, auf die volkswirtschaftlichen Kosten der Stromerzeugung und
auf die Höhe der CO2-Emissionen analysiert. Die Ergebnisse zeigen sowohl im Szenario sinkender als auch
im Szenario steigender Stromnachfrage den Nutzen des geplanten Pumpspeicherwerks Atdorf:
• Im Betrachtungszeitraum 2020 bis 2030 übersteigt die Einspeisung aus erneuerbaren Energien
wiederholt zeitweise den Stromverbrauch und die Speicherleistung im deutschen Stromsystem.
Insgesamt kann in diesem Zeitraum eine Strommenge von 43,1 TWh (sinkende Stromnachfrage)
bzw. 8,9 TWh (steigende Stromnachfrage) nicht in das deutsche Stromsystem integriert werden.
Infolge des Betriebs des geplanten Pumpspeicherwerks Atdorf kann die Integration erneuerbarer
Energien ins deutsche Stromsystem gesteigert werden: Durch die Speicherung des zeitweisen
Stromüberschusses kann die Strommenge von insgesamt 3,7 TWh (sinkende Stromnachfrage)
bzw. 1,3 TWh (steigende Stromnachfrage) im Zeitraum 2020 bis 2030 im deutschen
Stromversorgungssystem zusätzlich genutzt werden.
• Ferner können durch den Einsatz eines Stromspeichers die volkswirtschaftlichen Kosten der
Stromerzeugung gesenkt werden. Durch Einsatz des Pumpspeicherwerks Atdorf sind im Zeitraum
2020 bis 2030 jährliche Kosteneinsparungen von 20 bis 27 Mio. € pro Jahr (sinkende Stromnach-
frage) bzw. 11 bis 33 Mio. € pro Jahr (steigende Stromnachfrage) erreichbar. Über den gesamten
Betrachtungszeitraum (2020 bis 2030) können 251 Mio. € (sinkende Stromnachfrage)bzw. 243 Mio.
€ (steigende Stromnachfrage) eingespart werden.
• Der Einsatz des Pumpspeicherwerks Atdorf kann die CO2-Emissionen der Stromerzeugung in
Deutschland senken. Im Zeitraum 2020 bis 2030 können durch den Betrieb des Pumpspeicher-
werks jährlich zwischen 566 und 606 Tsd. Tonnen (sinkende Stromnachfrage) bzw. zwischen 284
und 480 Tsd. Tonnen (steigende Stromnachfrage) CO2 eingespart werden. Insgesamt entspricht
dies über den gesamten Betrachtungszeitraum einer eingesparten Gesamtemissionsmenge von
4,6 Mio. Tonnen (steigende Stromnachfrage) bzw. 6,4 Mio. Tonnen (sinkende Stromnachfrage)
CO2.
Grundsätzlich gilt, dass durch den Neubau des Pumpspeicherwerks Atdorf eine signifikante zusätzliche
Strommenge aus erneuerbaren Energien integriert werden kann. Um die gesamte Strommenge aus
erneuerbaren Energien integrieren zu können und damit auch noch weiter zur Reduktion der CO2-
Emissionen des deutschen Kraftwerksparks beizutragen, ist der Ausbau weiterer Speicherkapazitäten
notwendig. Das geplante Pumpspeicherwerk Atdorf kann dazu einen wichtigen Beitrag leisten.
17 ENTSO-E Operation Handbook Policy 1 2009: B-S4.5.
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Zusammenfassende Bewertung
Neben einem konsequenten Netzausbau gemäß den Ergebnisse der dena-Netzstudie I (bzw. dem Energie-
leitungsausbaugesetz (EnLAG) 2009) und TEN-E Leitlinien der EU, der weiteren Einbeziehung der flexiblen
Lastmodulation und dem verstärkten Ausbau grenzüberschreitender Netzkapazitäten ist insbesondere
der Aufbau hinreichend großer Speicherkapazitäten ein zentraler Bestandteil einer zukünftigen Strom-
versorgung auf der Basis erneuerbarer Energien.
Vorliegendes Gutachten diskutiert verschiedene Speichertechnologien im zentralen wie auch im
dezentralen Einsatz, deren Ausbaupotentiale und mögliche Kostenentwicklungspfade. Die Betrachtung
klassischer Stromspeicher wird durch die Berücksichtigung weiterer Maßnahmen, wie z.B. dem Einsatz
von Lastmanagement und Elektromobilität, ergänzt. Insgesamt wird deutlich, dass in Zukunft erhebliche
Speicherkapazitäten für eine effiziente, kostenoptimierte und vollständige Integration der erneuerbaren
Energien zur Verfügung stehen müssen. Das Neubauprojekt Atdorf stellt deshalb einen notwendigen
Beitrag zur Bereitstellung von Speicherleistung zur Integration von regenerativen Energiequellen in das
Verbundsystem dar.
Die Analysen, Strategiebewertungen und Simulationsergebnisse des vorliegenden Gutachtens zeigen,
dass das geplante Pumpspeicherwerk Atdorf zu Kostenreduktionen und CO2-Einsparungen der
Stromerzeugung sowie zu einer verbesserten Integration der erneuerbaren Energien in das Stromver-
sorgungssystem führen kann. Voraussetzung für diese Bewertung ist eine wettbewerbliche Preisbildung
am Strommarkt. Zugleich kann der geplante Neubau des Pumpspeicherwerks Atdorf zu einer Netzent-
lastung und damit zu einer Verringerung der Übertragungsverluste im deutschen Stromversorgungs-
system beitragen.
Die vorliegende Studie kommt zu dem Ergebnis, dass das geplante Pumpspeicherwerk Atdorf am
Netzknoten Kühmoos als ein Bestandteil im Stromversorgungssystem in Deutschland einen nachweis-
lichen energiewirtschaftlichen Nutzen haben wird. Das Gutachten hat damit wichtige Aspekte des
Projekts Pumpspeicherwerk Atdorf untersucht. Für eine abschließende Bewertung sind neben diesen
Aspekten zudem eine Abwägung der mit dem Bau einhergehenden Umwelteingriffe und die Berück-
sichtigung möglicher Alternativen notwendig.
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2 Einleitung
Der Anteil der erneuerbaren Energien an der Stromerzeugung in Deutschland soll gemäß den Zielen der
Bundesregierung auf mindestens 30 % im Jahr 2020 steigen. Dies bedeutet eine Erhöhung der installierten
Leistung erneuerbarer Energien von heute 38 GW (Stand 2008) auf mehr als 78 GW innerhalb der
nächsten Dekade. Dabei entfallen in 2020 etwa 42 GW auf Windenergie mit einem 9-GW-Offshore-
Anteil.18 Ein Anstieg der installierten Kapazität photovoltaischer Anlagen wird von 5 GW (Stand 2008) auf
23 GW in 2020 prognostiziert. In der europäischen Union haben auch verschiedene andere Staaten
ähnlich ambitionierte Ausbaupläne benannt.
Gemäß §12 EnWG haben die Betreiber von Übertragungsnetzen in ihrer Regelzone für einen sicheren und
zuverlässigen Energietransport durch das Elektrizitätsversorgungssystem Sorge zu tragen. Verbrauch und
Erzeugung müssen in jedem Moment exakt übereinstimmen, da Abweichungen Spannungsabfälle und
Frequenzabweichungen zur Folge haben. Abweichungen von den Sollwerten oder gar der Zusam-
menbruch des Stromnetzes sind mit erheblichen volkswirtschaftlichen Kosten verbunden.
In dieser Hinsicht stellt insbesondere die Integration der erheblich wachsenden Anteile wetterbedingt
fluktuierender Stromerzeugung aus Wind- und Solarenergie das Energiesystem vor neue Herausforde-
rungen. Um weiterhin den zuverlässigen Betrieb des Stromsystems in Deutschland zu gewährleisten, muss
zur Integration der erneuerbarer Energien ein ganzheitlicher, neuer Systemansatz begangen werden, der
die Erzeugungsseite, das Netz, Energiespeicher und auch die Nachfrageseite umfasst. Dies gilt insbeson-
dere unter der Zielsetzung, das CO2-Vermeidungspotential der Energieerzeugung aus erneuerbaren
Energien vollständig auszuschöpfen.
Grundlage für die Systemintegration ist ein weitreichender Netzausbau auf Übertragungs- und Verteil-
netzebene und gleichzeitig der flexible Betrieb des gesamten Kraftwerksparks. Letzteres bedeutet den
Aufbau flexibler Erzeugungs- und Speicherkapazitäten, die Potenzialerschließung im Bereich des
Demand-Side-Managements und der effizienten Stromnutzung sowie den Einsatz neuer Kommunika-
tionstechnologien.
Pumpspeicherwerke sind besonders gut geeignet die erforderliche Flexibilisierung im Kraftwerkspark
sicher und kostengünstig bereitzustellen. Pumpspeicherwerke werden für die Verschiebung von Ange-
bots- bzw. Nachfragespitzen, Reserve- und Störungsreserve-Bereitstellung und Spannungshaltung einge-
setzt. Gegenüber Spitzenleistungs-Gasturbinen-Anlagen mit einem ähnlich breiten Aufgabenspektrum
haben Pumpspeicherwerke den Vorteil, außerdem als Energiespeicher fungieren zu können: Im zukünf-
tigen Stromsystem mit einem 30 prozentigem Anteil erneuerbarer Energien an der Stromerzeugung in
2020 wird die Erzeugung aus fluktuierenden Energieträgern wiederholt die Gesamtstromlast in Deutsch-
land, etwa in Starkwind / Schwachlastzeiten, übersteigen. Der Stromexport ist durch die verfügbaren
Grenzkuppelkapazitäten sowie durch die starke Korrelation der europäischen Last und Stromerzeugung
aus erneuerbaren Energien begrenzt. Die Stromspeicherung ist daher ein notwendiger Baustein in einem
zukunftsfähigen Stromsystem, wenn die nahezu klimaneutral erzeugte Elektrizität aus erneuerbaren
Energien nicht ungenutzt verworfen werden soll.
18 BMU Leitszenario 2009. S. 40.
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Vor diesem Hintergrund wurde sowohl auf nationaler als auch europäischer Ebene eine Vielzahl von
Programmen zur Erforschung und Erprobung neuer Speichertechnologien in der Energieversorgung
initiiert. Dennoch gibt es derzeit zur großtechnischen Energiespeicherung in Pumpspeicherwerken keine
verfügbare wirtschaftliche Alternative.
Das vorliegende Gutachten analysiert die Notwendigkeit des Ausbaus von Pumpspeicherwerkkapazitäten
und anderer Energie- bzw. Stromspeicher zur Integration der erneuerbaren Energien unter Diskussion
folgender Aspekte:
• Entwicklung des deutschen Stromerzeugungssystems bis zum Jahr 2030 mit Fokus auf die
Herausforderungen der Integration der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien. Die weitere
erwartete Entwicklung bis 2050 wird im Rahmen eines kurzen Ausblicks dargestellt.
• Strategien zum Ausbau erneuerbarer Energien und Speichertechnologien unter Berücksichti-
gung eines kosten- und potentialtechnischen Vergleichs heutiger und zukünftiger Speicher-
technologien.
• Bereitstellung von Systemdienstleistungen wie Regel- und Reserveenergie und Schwarzstart-
fähigkeit durch Pumpspeicherwerke als Beitrag zur Versorgungssicherheit. Dabei wird insbe-
sondere die Bedeutung des geplanten Pumpspeicherwerks Atdorf (im Folgenden kurz PSW Atdorf
genannt) am Netzknoten Kühmoos auf der Basis von Netzsimulationsergebnissen diskutiert.
• Netzentlastungen durch den Einsatz des geplanten PSW Atdorf für Redispatch-Maßnahmen.
• Einsatz von Pumpspeicherwerken zur Integration der fluktuierenden Einspeisung aus erneuer-
baren Energien sowie Auswirkungen des geplanten PSW Atdorf auf die Systemkosten und CO2-
Emissionen des deutschen Stromerzeugungssystems.
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3 Einschätzung der Entwicklung des deutschen Stromversorgungssystems
Im Folgenden wird die derzeitige Struktur des deutschen Stromerzeugungssystems dargestellt und dessen
Entwicklung bis zum Jahr 2030 prognostiziert. Es werden die installierten Kapazitäten der einzelnen
Erzeugungstechnologien, deren Anteil an der Stromerzeugung und die geographische Verteilung in
Deutschland aufgezeigt. Die Abschätzung der weiteren Entwicklung des Anteils der erneuerbaren
Energien an der Stromversorgung erfolgt auf der Basis der Studie „Leitszenario 2009“.19 Die Entwicklung
des konventionellen Kraftwerksparks orientiert sich an der dena-Kraftwerksanalyse 2008, die
insbesondere den Bestand, die voraussichtlichen Stilllegungen sowie die (in 2008 bestehende) Aus-
bauplanungen des konventionellen Kraftwerksparks analysiert hat. Aufbauend darauf werden in Kapitel
4 die zur Deckung des Strombedarfs notwendigen konventionellen Erzeugungskapazitäten mittels eines
volkswirtschaftlichen Optimierungsmodells der TU München, Lehrstuhl für Energiewirtschaft und
Anwendungstechnik, berechnet. Hierfür werden zwei verschiedene Szenarios für die Entwicklung der
Stromnachfrage bis 2030, ein Szenario sinken-der Stromnachfrage und ein Szenario steigender
Stromnachfrage, zugrunde gelegt.
Die weitere Entwicklung bis zum Jahr 2050 wird im Rahmen eines Ausblicks diskutiert. Für diesen Aus-
blick werden vor dem Hintergrund der damit verbundenen Unsicherheiten keine Detailbetrachtungen
gemacht. Insbesondere wird die Marktsimulation der Kraftwerksparkentwicklung nur für den Zeitraum
bis 2030 durchgeführt.
Die in diesem Kapitel dargestellte Entwicklung der Stromerzeugungskapazitäten in Deutschland sind
Grundlage für die nachfolgenden Analysen und Simulationen.
3.1 Stromerzeugungsstruktur in Deutschland
Der konventionelle Kraftwerkspark besteht derzeit aus ca. 890 Kraftwerken der allgemeinen Versorgung,
ca. 350 industriellen Eigenerzeugungsanlagen sowie Privatanlagen (genaue Anzahl unbekannt).20
Derzeit ist insgesamt eine Bruttostromerzeugungskapazität von 137,5 GW (inkl. EE) in Deutschland
installiert. Der größte Anteil daran entfällt auf Steinkohlekraftwerke (29,3 GW), auf Kernkraftwerke
(21,3 GW), auf erdgasgefeuerte Kraftwerke (21,3 GW) sowie auf Braunkohlekraftwerke (22,5 GW).21 Die
konventionellen Kraftwerke machen damit zusammen ca. 73 % der installierten Stromerzeugungsleistung
in Deutschland aus. Seit 1993 ist die installierte Leistung von Stromerzeugungskapazitäten zur Nutzung
von erneuerbaren Energien um den Faktor vier auf mittlerweile 38 GW in 2008 angewachsen. Die
Anlagenkapazitäten zur Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien setzten sich in 2008 wie folgt
zusammen: 24 GW Windenergie, 5 GW Photovoltaik, 5 GW Laufwasser und 4 GW Biomasseanlagen.22 Seit
November 2009 ist der erste deutsche Offshore-Windenergiepark vor der niedersächsischen Küste mit 12
Windturbinen und einer Gesamtleistung von 60 MW in Betrieb.
Abbildung 3-1 veranschaulicht die bestehende Struktur der installierten Leistung des Stromsystems.
19 BMU Leitszenario 2009. 20 BNetzA Monitoringbericht 2009. 21 BMWi Energiedaten 2009. 22 BMWi Energiedaten 2009, BMU Leitszenario 2009.
Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena): PSW – Integration EE Abschlussbericht
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Abbildung 3-1: Installierte Bruttostromerzeugungskapazitäten in Deutschland (2007/2008)23
Obwohl die installierte Leistung der erneuerbaren Energien bereits mehr als 25 % der gesamten
installierten Bruttostromerzeugungskapazität des Kraftwerksparks ausmacht, ist der Anteil am
Bruttostromverbrauch mit 15 % in 2008 vergleichsweise gering. So betrug die mittlere Auslastung der
erneuerbaren Erzeugungskapazitäten im Jahr 2008 nur 2.413 h/a. Dies ist insbesondere durch die
wetterbedingt fluktuierende Produktion der Wind- und Solarenergie bedingt. Die Auslastung der
erneuerbaren Energien zeigt dabei von Biomasse (ca. 6.000 h/a) bis Photovoltaik (ca. 760 h/a) eine
beträchtliche Bandbreite.25
3.2 Stromerzeugung
Im Jahr 2008 wurden in Deutschland insgesamt 639 TWh Strom erzeugt (Bruttostromerzeugung gemäß
BMWi Energiedaten 2009). Den größten Anteil von ca. 80 % bzw. 521 TWh generierten fossil befeuerte
Kraftwerke und Kernkraftwerke. Aufgeteilt nach Primärenergieträgern stammten 129 TWh (20,1 %) aus
Steinkohlekaftwerken, 150 TWh (23,5 %) aus Braunkohlekraftwerken und 149 TWh (23,3 %) aus
Kernkraftwerken.24
23 Eigene Darstellung basierend auf BMWi Energiedaten 2009 (Stand der Ausbauzahlen Ende 2007) für konventionelle Kraftwerke und auf BMU Leitszenario 2009 für die installierte EE-Kapazität (Stand der Ausbauzahlen Ende 2008). 24 BMWi Energiedaten 2009.
29,3 21,0 %
24,0 17,2 %
22,5 16,2 %
21,3 15,3 %
21,3 15,3 %
10,1 7,3 % 5,4 4,0 % 5,3 3,8 %
0,0
20,0
40,0
60,0
80,0
100,0
120,0
140,0
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Installierte Bruttostromerzeugun
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Sonstige
Heizöl
Wasser
Gase
Kernenergie
Braunkohle
Wind
Steinkohle einschl. Mischfeuerung
Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena): PSW – Integration EE Abschlussbericht
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Der Anteil der Kraft-Wärme-Kopplung betrug in 2008 ca. 13,3 % an der Bruttostromerzeugung. Die
Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien erreichte mit 93 TWh im Jahr 2008 einen neuen Spitzenwert.
Somit stammten ca. 15 % der gesamten Stromerzeugung in Deutschland aus erneuerbaren Energien. 25
Die 24 GW installierten Onshore-Windenergieanlagen erzeugten etwa 40 TWh. Von Wasserkaftwerken
wurden im Jahr 2008 27 TWh Strom erzeugt. Dies schließt die Stromerzeugung aus PSW mit 6 TWh bereits
ein.26 Abbildung 3-2 zeigt die Bruttostromerzeugung nach Energieträgern für das Jahr 2008.
Abbildung 3-2: Bruttostromerzeugung in Deutschland (2008)27
3.3 Geographische Verteilung der installierten Kapazität
Der Bestand großer konventioneller Kraftwerksblöcke ist häufig in der Nähe von Verbrauchszentren
installiert. Braunkohlekraftwerke befinden sich vor allem im Ruhrgebiet sowie in den ehemaligen Last-
zentren der Lausitz und im Großraum Leipzig befinden. Dies sind zugleich die bedeutendsten deutschen
Braunkohleabbaugebiete. Steinkohle- und Gaskraftwerke sind über Gesamtdeutschland verteilt. Ihre
Lage orientiert sich an den großen Verbrauchszentren. Die sich im Betrieb befindlichen Kernkraftwerke
liegen ausschließlich in den alten Bundesländern.
Mit 24 GW haben Anlagen zur Windenenergienutzung den größten Anteil an der installierten Leistung
zur Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien in Deutschland (2008). Da sich der bisherige Ausbau der
Windenergienutzung insbesondere auf den Norden und Osten Deutschlands konzentriert, müssen heute
große Windstrommengen in die Verbrauchszentren des Westens und Südens transportiert werden.
25 BMU Leitszenario 2009. 26 BMWi Energiedaten 2009. 27 Eigene Darstellung basierend auf BMWi Energiedaten 2009.
150,0 23,5 %
148,8 23,3 %
128,5 20,1 %
83,0 13,0 %
51,1 8,0 %
40,2 6,3 % 27,0 4,2 % 10,5 1,7 %
0,0
100,0
200,0
300,0
400,0
500,0
600,0
700,0
Absolut Relativ
Bruttostromerzeugun
g [TWh] Mineralöl
Wasserkraft
Windkraft
übrige Energieträger
Erdgas
Steinkohlen
Kernenergie
Braunkohlen
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Abbildung 3-3: Geographische Verteilung von Kraftwerksblöcken in Deutschland28
28 UBA Kraftwerkskarte 2009.
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Im Folgenden wird die geographische Verteilung der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien (kurz
EE-Stromerzeugung genannt) für die einzelnen Energieträger diskutiert. Die bundesländerscharfe
Verteilung ist in Abbildung 3-4 dargestellt.
Abbildung 3-4: Geographische Verteilung erneuerbarer Energien nach Bundesländern29
Windenergienutzung
Die installierte Leistung an Onshore-Windenergieanlagen konzentriert sich in Niedersachsen, Branden-
burg, Sachsen-Anhalt, Schleswig-Holstein und Nordrhein-Westfalen. Beim Zubau haben sich die
regionalen Schwerpunkte im Jahr 2008 leicht verschoben. Der größte Zubau erfolgte im Jahr 2008 in
Brandenburg.30 Seit November 2009 sind 60 MW-Windenergieanlagen im Testfeld alpha ventus in der
Nordsee in Betrieb (offshore). Beim Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) sind bereits
über 1.500 weitere Anlagenstandorte in 22 Windparks genehmigt worden.31 In der nächsten Dekade
werden für den Ausbau von Offshore-Windenergieanlagen große Wachstumsraten erwartet (vgl.
Abbildung 3-5). Die Bundesregierung verfolgt das Ziel, bis 2030 eine installierte Leistung von 20 bis 25 GW
Offshore-Windenergieanlagen zu erreichen.
29 Eigene Darstellung basierend auf BNetzA Monitoringbericht 2009. 30 Staschus, Wegner 2009. 31 www.bsh.de, Stand: 07.12.09.
NDS NRW BB BY SA SH BW MV RP SN TH HE SL HH HB B
Wasser 56 153 4 569 21 4 266 3 41 82 32 50 11 0 0 0
Biomasse 608 381 244 658 120 95 382 169 132 149 143 78 11 28 0 22
Geothermie 0 0 0 0 0 0 0 0 3 0 0 0 0 0 0 0
Onshore‐Wind 5.597 2.532 3.339 327 2.742 2.430 369 1.308 1.069 846 685 468 97 34 65 0
Solar 256 405 40 1.632 48 104 834 27 226 96 53 203 36 5 3 8
Summe 6.517 3.471 3.627 3.186 2.931 2.633 1.851 1.507 1.471 1.173 913 799 155 67 68 30
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
3.500
4.000
4.500
5.000
5.500
6.000
Installierte Leistung, Stand
200
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Seite 30 von 174
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Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena): PSW – Integration EE Abschlussbericht
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Abbildung 3-7: Globalstrahlungsdaten Deutschland 2001-200834
Wasserkraftnutzung
Die installierte Kapazität von Laufwasser- und Pumpspeicherwerken stagniert in Deutschland seit Mitte
der 90er Jahre. Veränderungen hat es lediglich auf Grund von Um- und Ausbauten einiger größerer
Anlagen am Oberrhein und eines sukzessiven Ausbaus von Kleinwasserkraftanlagen gegeben. Ein deut-
34 Europäische Kommission Globalstrahlungsdaten 2009.
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licher Anstieg der installierten Leistung an Laufwasserkraftwerken wird mit der Fertigstellung des
Laufwasserkraftwerkes Rheinfelden im Jahr 2010 erwartet. Insgesamt sind in Deutschland Laufwasser-
kraftwerke mit einer Leistung von ca. 5 GW am Netz (Stand 2008).35 Deren regionale Verteilung ist stark
durch die topologischen und geographischen Gegebenheiten bedingt, da für den Betrieb von Laufwasser-
kraftwerken ausreichend wasserführende Flüsse benötigt werden. Zusätzlich sind in Deutschland Pump-
speicherwerke mit einer Gesamtleistung von ca. 6,6 GW installiert. Da für Pumpspeicherwerke eine Topo-
graphie mit hinreichend potentieller Lageenergie benötigt wird, befinden sich regionalen Schwerpunkte
in Baden-Württemberg (2,0 GW), Thüringen (1,5 GW), sowie Sachsen (1,2 GW).36
Biomassenutzung
Ende 2008 waren in Deutschland Biomasse- und Biogaskraftwerke zur Stromerzeugung nach EEG-
Vergütung mit einer Gesamtleistung von 4,4 GW installiert.37 Der Schwerpunkt der installierten
Kraftwerkskapazität liegt in Bayern (17 % der Gesamtkapazität), gefolgt von Nordrhein-Westfalen (16 %)
und Baden-Württemberg (12 %).38 In diesen drei Bundesländern ist auch der Anteil am Anlagenbestand am
größten. Die Biomassenutzung orientiert sich leicht an den Lastschwerpunkten ist aber insgesamt relativ
gleichmäßig über Deutschland verteilt.
Nur ein geringer Anteil der Biomassekraftwerke produziert ausschließlich Strom (ca. 10-20 %). Der Großteil
der Anlagen wird im Kraft-Wärme-Kopplungs-Betrieb (KWK) gefahren. Dabei wird neben dem ins
öffentliche Netz eingespeisten Strom auch Wärme in Form von Heißwasser oder Dampf bereitgestellt.
Diese Wärme wird in Nah- und Fernwärmenetze eingespeist oder für industrielle Prozesswärme genutzt.
Die ausgekoppelte Wärmemenge für das Jahr 2008, die gekoppelt zur Stromproduktion erzeugt wurde,
wird auf etwa 3.200 bis 5.200 GWh geschätzt.38
35 BMU Leitszenario 2009. 36 platts data base 2008, www.platts.com, Stand: 02.12.2009. 37 BMU Leitszenario 2009. 38 DBFZ Monitoring Biomasse 2009.
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4 Entwicklung des Kraftwerksparks bis 2030 und Ausblick bis 2050
Aufbauend auf dem Ist-Zustand des Stromversorgungssystems wird in diesem Abschnitt die Entwicklung
des Erzeugungssystems dargestellt. Der Ausbau der erneuerbaren Energien orientiert sich an den
Zielsetzungen der Bundesregierung. Für die Prognose der Entwicklung des konventionellen
Kraftwerksparks werden die Sterbelinie der bestehenden Kraftwerke sowie derzeitig geplante
Neubauprojekte zugrundegelegt. Der darüber hinaus notwendige Zubau konventioneller Leistung wird
mithilfe eines volkswirtschaftlichen Optimierungsmodells der TU München (Institut für Energiewirtschaft
und Anwendungstechnik) ermittelt.
4.1 Entwicklung der Stromnachfrage
Für die Prognose der Entwicklung des Kraftwerksparks ist die zukünftige Entwicklung der
Stromnachfrage von wesentlicher Bedeutung. Die bisherige Entwicklung des Stromverbrauchs in
deutschland (bis zum Beginn der weltweiten Wirtschaftskrise im Herbst 2008) ist durch eine stetige
Zunahme gekennzeichnet. In den Sektoren Industrie, Handel, Gewerbe, Dienstleistungen sowie private
Haushalte ist der Stromverbrauch kontinuierlich angestiegen. Den stärksten Zuwachs verzeichnete dabei
der Industriesektor. Diese Entwicklung ist u.a. durch die Zunahme auf dem Einsatzes elektrischer Energie
basierender Produktionsprozesse, dem kontinuierlich steigenden Einsatz von Kommunikations- und
Informationstechnologien in allen Verbrauchssektoren, der Zunahme der Gebäudeklimatisierung sowie
der anwachsenden Anzahl strombetriebene Geräte in privaten Haushalten begründet.
Gleichzeitig zeigen zahlreiche Untersuchungen, dass auf nationaler und europäischer Ebene erhebliche
wirtschaftlich erschließbare Potenziale zur Steigerung der Stromeffizienz auf der Nachfrageseite
existieren. In vielen Stromanwendungsbereichen konnte die Effizienz der Energieumwandlungsprozesse
erheblich gesteigert werden. Um diese Entwicklung weiter zu forcieren, betreibt die Europäische Union
mit verschiedenen Instrumenten (z.B. Verordnungen der EU-Ökodesign-Rahmenrichtlinie) die
Begrenzung der weiteren Zunahme des Strom- und Energiebedarfs auf der Nachfrageseite. Darüber
hinaus ist die erhebliche Steigerung der Energieeffizienz auf der Nachfrageseite ein wichtiges Instrument,
um die anspruchsvolle Zielsetzung der Bundesregierung, die Treibhausgasemissionen bis 2020 um 40 %
gegenüber 1990 zu reduzieren, zu erreichen.
Vor diesem Hintergrund werden in diesem Gutachten zwei verschiedene Szenarios zur Entwicklung der
Stromverbrauchsentwicklung bis 2030 zugrundegelegt: Ein Szenario sinkender und ein Szenario
steigender Stromnachfrage. Die Annahmen für die Entwicklung des Stromverbrauchs im Szenario
sinkender Stromnachfrage gehen von energiewirtschaftlichen Rahmensetzungen aus, die zu einer
Reduzierung des Stromverbrauchs führen. Dabei werden technische, organisatorische und rechtliche
Maßnahmen für eine effiziente Energienutzung in bestehenden Stromanwendungen – sowohl
ordnungsrechtlich als auch marktgetrieben –initiiert und umgesetzt. Das Szenario sinkender
Stromnachfrage geht von einem Rückgang des Stromverbrauchs um 8 % bis zum Jahr 2020 und daran
anschließend mit konstanter Stromnachfrage bis 2030 aus. Dem Szenario steigender Stromnachfrage liegt
die Annahme zugrunde, dass die in vielen Anwendungsbereichen fortschreitende Substitution
konventioneller Energieträger durch Strom die Effizienzsteigerungen überwiegt. Infolge dessen wird eine
Zunahme des Stromverbrauchs um rund 8,3 % bis zum Jahr 2030 erwartet. Abbildung 4-1 zeigt die
Entwicklung der Stromnachfrage bis zum Jahr 2030.
Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena): PSW – Integration EE Abschlussbericht
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Abbildung 4-1: Stromnachfrageszenarios bis 203039
4.2 Ausbau der erneuerbaren Energien
Das vorliegende Gutachten geht davon aus, dass die Bundesregierung sowohl die im Koalitionsvertrag
2009 formulierten Klimaschutzziele als auch den damit verbundenen Ausbau der Stromerzeugung aus
erneuerbaren Energien verfolgt. So hat sich die Bundesregierung zum Ziel gesetzt:
• Senkung der Klimagasemissionen um 40 % bis zum Jahr 2020 (bezogen auf das Jahr 1990).
• Steigerung des Anteils der erneuerbaren Energien am Stromverbrauch auf mindestens 30 % bis
zum Jahr 2020 (gemäß Integriertem Energie- und Klimaprogramm der Bundesregierung 2007).
• Erhalt des unbegrenzten Einspeisevorrangs der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien.
• Vermehrter Einsatz erneuerbarer Energien zur Wärmeerzeugung in Gebäuden.
• Erhöhung der Energieeffizienz, um die damit verbundenen Potenziale zu heben.
• Steigerung des Anteils von Strom aus KWK an der Stromerzeugung auf 25 % bis 2020.
Zur Erreichung dieser Ziele ist ein starker Ausbau der erneuerbaren Energien notwendig. Diese Ziele
spiegeln sich im vom BMU in Auftrag gegebenen „Leitszenario erneuerbare Energien“ des Jahres 2009
wider, das davon ausgeht, dass die EEG-bedingte Wachstumsdynamik der erneuerbaren Energien bis 2020
anhält.40 Ab 2020 wird von einer vollständigen Wirtschaftlichkeit der Energieerzeugung aus
39 Eigene Darstellung basierend auf dena-Netzstudie I 2005 und TU München. 40 BMU Leitszenario 2009.
2005 2006 2007 2010 2015 2020 2025 2030
Steigende Stromnachfrage 503,5 506,0 508,6 516,2 523,5 531,5 538,8 545,1
Sinkende Stromnachfrage 503,5 506,0 508,6 491,1 474,0 456,9 456,9 456,9
400,0
420,0
440,0
460,0
480,0
500,0
520,0
540,0
560,0
Nettostromverbrauch
(inkl. N
etzverluste exkl. Eigen
anlagen)
[TWH/a]
Steigende Stromnachfrage
Sinkende Stromnachfrage
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erneuerbaren Energien ausgegangen. Abbildung 4-2 zeigt die diesem Gutachten zugrunde liegende
Entwicklung der installierten Leistung erneuerbarer Energien bis zum Jahr 2030.
Abbildung 4-2: Installierte Leistung erneuerbarer Energien in [GW]41
Gemäß diesem Szenario steigt der EE-Beitrag an der Stromerzeugung von 93 TWh im Jahr 2008 auf
193 TWh im Jahr 2020. Der geamte Stromverbrauch im Jahr 2020 wird mit 557 TWh vorausgesagt. Für das
Jahr 2030 wird ein Bruttostromverbrauch von 540 TWh und EE Erzeugung von 317 TWh erwartet. Die
installierte Leistung der Laufwasserkraftwerke stagniert bzw. wird nur geringfügig durch Moderni-
sierung und wenige Neubauprojekte erweitert. Im Jahr 2030 wird eine installierte Leistung von 5,2 GW
und ein Beitrag von 25 TWh/a zur Stromerzeugung durch die Laufwasserkraftwerke erwartet. Der Ausbau
der Onshore-Windenergienutzung hat nach 2010 einen etwas geringeren Zuwachs als in der vorherigen
Dekade. Unter Berücksichtigung von Repowering bestehender Anlagen wird die installierte Leistung der
Onshore-Windenergienutzung dennoch auf 36 GW bis 2030 gesteigert. Der größte Zuwachs wird bei der
Offshore-Windenergienutzung und der Photovoltaik erwartet. In 2030 sollen insgesamt 24 GW Offshore-
Windenergieanlagen und 28 GW Photovoltaik-Anlagen installiert sein.
41 Eigene Darstellung basierend auf BMU Leitszenario 2009.
2005 2008 2010 2015 2020 2025 2030
Erdwärme 0,0 0,0 0,0 0,1 0,3 0,6 1,0
Biomasse 2,6 4,5 5,3 6,8 7,9 8,2 8,5
Laufwasser 4,7 4,7 4,8 5,0 5,1 5,2 5,2
Photovoltaik 1,9 5,3 8,9 16,6 23,2 25,8 28,4
Offshore‐Wind 0,2 2,5 9,0 16,4 23,8
Onshore‐Wind 18,4 23,9 26,8 30,5 32,9 34,4 35,9
Summe 27,6 38,4 46,0 61,4 78,4 90,5 102,7
0,0
20,0
40,0
60,0
80,0
100,0
120,0
Installierte Leistung
[GW]
Erdwärme
Biomasse
Laufwasser
Photovoltaik
Offshore‐Wind
Onshore‐Wind
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4.3 Entwicklung des konventionellen Kraftwerksparks
Basis für die folgende Analyse und Prognose der Entwicklung des konventionellen Kraftwerksparks ist die
Altersstruktur der bestehenden Erzeugungskapazitäten. Unter Annahme branchenüblicher Nutzungs-
dauern wird die resultierende Sterbelinie der bestehenden Kraftwerkskapazitäten als Basis für die
folgenden Betrachtungen ermittelt. Darauf aufsetzend werden aktuelle Neubauplanungen, für die eine
hohe Realisierungswahrscheinlichkeit besteht, berücksichtigt. Schließlich wird unter Einbeziehung des
Ausbauszenarios der erneuerbaren Energien, deren vorrangiger Stromeinspeisung sowie der KWK-
Zielsetzung der weitere notwendige Zubau mittels eines Modells zur Kraftwerksausbauoptimierung der
TU München ermittelt.
4.3.1 Charakteristika, Einsatz und Kostendeckung von Kraftwerkstechnologien – Grundlagen für
Einsatz und Investitionsentscheidung
In diesem Abschnitt werden die derzeitigen grundlegenden technisch-ökonomischen Charakteristika von
Energieerzeugungstechnologien dargestellt. Diese determinieren die Stromgestehungskosten der
verschiedenen Technologien und somit deren Fahrweise.
Die verschiedenen technischen Varianten der Stromgestehung divergieren in ihren Kostenstrukturen und
Einsatzweisen. Fixe und variable Kosten sowie der Wirkungsgrad und die Auslastung eines Kraftwerks
bestimmen dessen Stromgestehungskosten. Tabelle 4-1 gibt eine Übersicht der derzeit typischen
Kraftwerkseigenschaften, die maßgeblichen Einfluss auf die Stromgestehungskosten haben.42 Die
Investitionskosten sind demnach bei Photovoltaikanlagen und Kernkraftwerken am höchsten. Hingegen
weisen Photovoltaikanlagen Brennstoffkosten von Null auf, während der Energieträger Gas am teuersten
ist. Die Wirkungsgrade konventioneller Kraftwerke konnten in der Vergangenheit durch
Technologieentwicklung kontinuierlich gesteigert werden. Am wettbewerblichen Markt wird ein
Kraftwerksbetreiber nur dann Elektrizität anbieten, wenn mit dem zu erzielenden Preis mindestens die
Grenzkosten der Erzeugung gedeckt werden können. Langfristig muss der Einsatz des Kraftwerks die
Vollkosten decken.
42 Erdmann, Zweifel 2008, dena Kraftwerksstudie 2008.
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Tabelle 4-1: Technisch-ökonomische Charakteristika von Kraftwerken43
Kraftwerksart Investition
[Euro/kW]
Brennstoffkosten
[Euro/MWh]
Durchschnittlicher
Wirkungsgrad im
dt. Kraftwerkspark
(Stand 2005) 44
Durchschnittlicher
Wirkungsgrad
neuer Kraftwerke
Steinkohle 1.100-1.200 25-30 38 % bis 51 %
Braunkohle 1.200-1.300 19-23 37 % bis 47 %
Kernkraft 2.000-2.500 10-13 34 % 38 %
Gasturbine 400 75-100 28-37 % ca. 39 %
GuD 800 50-55 55-58 % bis 60 %
Wind 800-1.200 0 25-35 % max. 58 %
Photovoltaik 3.000-6.000 0 5-25 % 40 %
Die Kraftwerke, die die geringsten Grenzkosten der Stromerzeugung aufweisen, produzieren im
Allgemeinen Strom für die Grundlastversorgung, d.h. für die Nachfrage, die konstant bedient werden
muss. Die Grundlastkraftwerke, die noch nicht abgeschrieben sind, müssen auf Grund ihrer hohen
Investitionskosten eine sehr hohe Volllaststundenzahl pro Jahr aufweisen. Steigende Skaleneffekte
ermöglichen hierbei in Kombination mit den hohen Nutzungsdauern geringe variable Produktions-
kosten.45 Zu den Grundlastkraftwerken zählen Kernkraft,- Braunkohle- und Laufwasserkraftwerke.
Die Mittellastkraftwerke decken auf Grund ihrer technischen Charakteristika und der eingesetzten
Primärenergieträger die Mittellast. Die Ausnutzungsdauern variieren zwischen 3.000 und 5.000 Stunden
im Jahr, daher müssen Mittellastkraftwerke wie Steinkohle- und Gaskraftwerke für häufigere Lastwechsel
geeignet sein.
Die Spitzenlastkraftwerke decken schließlich einzelne kurzzeitige Nachfragespitzen ab und weisen die
höchsten variablen Stromgestehungskosten auf. Jähliche Betriebsstunden von unter 1.000 Stunden und
mehrmals tägliches An- und Abfahren mit kurzen Anfahrzeiten und Leistungsänderungen sind zentrale
Betriebscharakteristika. In Deutschland zählen vornehmlich Gasturbinen- und Pumpspeicherwerke zu
den verfügbaren Spitzenlastkraftwerken. Abbildung 4-3 veranschaulicht die derzeit branchenüblichen,
durchschnittlichen Betriebsstunden des bestehenden konventionellen Kraftwerksparks in Deutschland.
Dabei wird ersichtlich, dass bereits heute mit Windenergieeinspeisung die durchschnittlichen
Ausnutzungsdauern konventioneller Kraftwerke niedriger sind als ohne Windenergieeinspeisung. In
Zukunft wird sich dieser Effekt tendenziell verstärken.
43 Erdmann, Zweifel 2008, dena Kraftwerksstudie 2008, Kaltschmitt et al. 2006. 44 Die Wirkungsgrade von Photovoltaik- und Windkraftanlagen geben den Ausnutzungsgrad eines unerschöpflichen Primärenergieträgers – Wind bzw. Sonne – wieder. Daher sind sie nur eingeschränkt vergleichbar mit Wirkungsgraden fossil befeuerter Kraftwerke, die begrenzte Primärenergieträger zur Energieerzeugung verwenden. 45 Steigende Skaleneffekte bezeichnen in der Produktionstheorie den Fall sinkender Grenzkosten mit steigender Produktionsmenge ( , … , , … , ). Vgl. Samuelson, Nordhaus 2007.
Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena): PSW – Integration EE Abschlussbericht
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Abbildung 4-3:Ausnutzungsdauern konventioneller Kraftwerke46
Die bereits heute installierte Leistung insbesondere von Windenergieanlagen und deren flukturiende
Stromerzeugung führt dazu, dass konventionelle Kraftwerke heruntergeregelt werden müssen da sie in
der Merit-Order mit ihren Geboten nicht mehr zum Zuge kommen. Es besteht daher mit dem verstärkten
Ausbau erneuerbarer Kapazitäten ein zunehmender Bedarf an flexiblen Komponenten mit geringer
Trägheit im Energiesystem, wie beispielsweise flexibel regelbare konventionelle Kraftwerke, verlagerbare
Lasten und/oder Energiespeicher mit möglichst geringer Trägheit.
4.3.2 Altersstruktur und Sterbelinie des bestehenden konventionellen Kraftwerksparks
Das Durchschnittsalter der sich in Betrieb befindenden Braunkohlekraftwerke beträgt in Deutschland
rund 30 Jahre, die deutschen Steinkohlekraftwerke sind im Durchschnitt 27 Jahre alt. Im europäischen
Altersvergleich dieser beiden Kraftwerkstypen befinden sich die deutschen Bestandskraftwerke im
Mittelfeld: Ein europäisches Braunkohlekraftwerk ist durchschnittlich 33 Jahre, ein Steinkohlekraftwerk
30 Jahre alt. Das Alter der deutschen Gas- und Wasserkraftwerke weicht vom europäischen Durchschnitt
teilweise erheblich ab. Ein Gaskraftwerk ist in Deutschland im Durchschnitt sieben Jahre älter, ein
Wasserkraftwerk acht Jahre jünger als der EU-Altersdurchschnitt dieser Kraftwerkstypen.47
Innerhalb Deutschlands muss zwischen den alten und neuen Bundesländern differenziert werden. Der
Kraftwerkspark in den neuen Bundesländern wurde nach der Wiedervereinigung größtenteils
grundlegend saniert, in den alten Bundesländern hingegen ist der Kraftwerkspark deutlich älter. Der
Vergleich mit den branchenüblichen, technischen Nutzungsdauern (vgl. Tabelle 4-2) zeigt, dass der
deutsche Kraftwerkspark einer Erneuerung bedarf.48
46 Roth, Brückl, Held 2005. 47 dena Kraftwerksstudie 2008. 48 Die hier angenommenen Nutzungsdauern entsprechen Durchschnittswerten aus der Praxis und liegen deshalb z.T. höher als üblicherweise angegebene technische Lebensdauern.
Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena): PSW – Integration EE Abschlussbericht
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Tabelle 4-2: Branchenübliche Nutzungsdauern für verschiedene Kraftwerkstypen49
Kraftwerkstyp Nutzungsdauer [a]
Gasturbine (Erdgas) 50
GuD 40
Erdgas konventionell 40
Steinkohle 45
Braunkohle 45
Gasturbine (Erdöl) 40
Kernenergie Restlaufzeit (2009) +20
Wasser k. A.
Die Bundesregierung beabsichtigt gemäß Koalitionsvertrag 2009 eine Laufzeitverlängerung der
deutschen Kernkraftwerke. Zum aktuellen Zeitpunkt ist eine blockscharfe Identifizierung und
Quantifizierung dieser Laufzeitverlängerungen nicht möglich, da zum Zeitpunkt der Erstellung dieses
Gutachtens keine nähere Konkretisierung dieser Absicht bekannt war. Im vorliegenden Bericht wird eine
Laufzeitverlängerung aller deutschen Kernkraftwerke um 20 Jahre angenommen.
Aus den Nutzungsdauern gemäß Tabelle 4-2 lässt sich die Sterbelinie des bestehenden konventionellen
Kraftwerksparks ableiten. Ausgehend vom Ist-Zustand der installierten Kraftwerksleistung und deren
Inbetriebnahme wird in Abbildung 4-4 die zukünftige Entwicklung ohne Berücksichtigung geplanter
Zubauten dargestellt. Da viele Bestandskraftwerke innerhalb des dargestellten Zeitraums das Ende ihrer
technischen Lebensdauer erreichen, nimmt die installierte Kraftwerksleistung kontinuierlich ab. Bis zum
Jahr 2030 werden insbesondere Braun-und Steinkohlekraftwerke stillgelegt. Der Bestand an GuD-
Kraftwerken sowie Wasser- und Pumpspeicherwerken kann hingegen über das Jahr 2030 hinaus genutzt
werden.
49 dena Kraftwerksstudie 2008, Die hier angenommenen Nutzungsdauern entsprechen Durchschnittswerten aus der Praxis und liegen deshalb z.T. höher als üblicherweise angegebene technische Lebensdauern.
Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena): PSW – Integration EE Abschlussbericht
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Abbildung 4-4: Sterbelinie bestehender konventioneller Kraftwerke50
4.3.3 Zubau neuer konventioneller Erzeugungskapazitäten bis zum Jahr 2030
Die gegenwärtigen gesellschaftlichen Rahmenbedingungen in Deutschland für die Realisierung von
Kraftwerksneubauten können als äußerst schwierig bezeichnet werden. Ein hohes Investitionsrisiko sowie
unsicherer gesellschaftlicher Rückhalt bzw. sinkende Akzeptanz in der Bevölkerung haben in den
vergangenen Jahren (und bis heute) bei mehreren Kraftwerks-Neubauplanungen zum Stillstand oder
Abbruch geführt. Die Situation hat sich in Folge der weltweiten Wirtschaftskrise in 2009 weiter verschärft.
Auch die beabsichtigte Laufzeitverlängerung für deutsche Kernkraftwerke könnte zur Überprüfung
bestehender Neubauplanungen für konventionelle Kraftwerke führen. Zusätzliche Unsicherheiten bei
der Brennstoff- und CO2-Preisentwicklung kommen hinzu.
Auf Basis der oben dargestellten Sterbelinie bestehender konventioneller Kraftwerke wird der Zubau
konventioneller Kraftwerke ermittelt. In einem ersten Schritt werden heute als wahrscheinlich
50 Eigene Darstellung basierend auf dena Kraftwerksstudie 2008.
2005 2010 2015 2020 2025 2030
Gasturbine (Erdgas) 2.078 1.782 1.782 1.782 1.147 857
Pumpspeicher 6.700 6.700 6.700 6.700 6.700 6.700
Laufwasser 4.700 4.900 5.000 5.100 5.100 5.100
Gasturbine (Erdöl) 2.586 2.586 2.586 2.586 990 325
Erdgas konventionell 7.779 7.336 1.893 578 578 578
GuD 10.240 10.240 10.240 8.714 8.371 8.371
Braunkohle 19.187 17.868 14.543 11.296 9.786 7.851
Kernenergie 20.330 20.330 20.330 20.330 20.330 19.163
Steinkohle 25.120 23.456 18.111 15.496 12.847 5.554
Summe 98.719 95.197 81.184 72.581 65.848 54.498
0
20.000
40.000
60.000
80.000
100.000
120.000
Installierte Nettoleistung
[MW]
Gasturbine (Erdgas)
Pumpspeicher
Laufwasser
Gasturbine (Erdöl)
Erdgas konventionellGuD
Braunkohle
Kernenergie
Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena): PSW – Integration EE Abschlussbericht
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einzustufenden Kraftwerksneubauten in die Modellierung einbezogen (ca. 14,5 GW). Diese
Kraftwerkkapazitäten beruhen auf Daten zu aktuellen Neubauprojekten bis zum Jahr 2014, die die dena
im Rahmen der Studie dena-Kraftwerksanalyse 2008 erhoben hat.
Modellierungsansatz der TU München
Im nächsten Schritt wird der darüber hinaus zur Deckung des Strombedarfs notwendige Zubau
konventioneller Erzeugungskapazitäten mit einem Model zur Kraftwerksausbauoptimierung der TU
München, Lehrstuhl für Energiewirtschaft und Anwendungstechnik, für den Zeitraum 2015-2030
ermittelt. Dabei werden die installierte Kraftwerksleistung, Konservierung oder Stilllegung und
insbesondere Zubauten von Kraftwerken in Abhängigkeit von Kosten- und Nachfrageentwicklungen
abgeschätzt. Weitere Randbedingung des Modells sind das von der Bundesregierung im Integrierten
Energie- und Klimaprogramm (IEKP 2007) und im KWK-Gesetz (KWKG 2009) beschlossene Ausbauziel für
KWK von 25 % an der Stromerzeugung bis zum Jahr 2020 sowie der Ausbau der erneuerbaren Energien
gemäß dem BMU-Leitszenario 2009 wie in Kapitel 4.2 dargestellt. Wichtige Eingangsgröße für die
Simulation des notwendigen Kraftwerkszubaus ist die angenommene Stromnachfrageentwicklung bis
zum Jahr 2030. Dem Gutachten liegen zwei Stromnachfrageszenarios zugrunde (vgl. Kapitel 4.1). Die
Stromnachfrage bezeichnet dabei den jährlichen Nettostromverbrauch inklusive der Netzverluste und
exklusive des Verbrauchs bzw. der Erzeugung industrieller Eigenanlagen. Der Zubau des konventionellen
Kraftwerksparks in Deutschland wird für beide Stromnachfrage-Szenarios simuliert. Bei dem verwen-
deten Modell zur Kraftwerksausbauoptimierung handelt es sich um ein Single-Node-Modell (Netz-
restriktionen werden nicht berücksichtigt), so dass die auftretenden Netzverluste dem Verbrauch
zugeschlagen werden. Des Weiteren beinhaltet der betrachtete Kraftwerkspark (vgl. Abbildung 4-4) keine
industriellen Eigenanlagen, so dass der durch diese Kraftwerke gedeckte industrielle Stromverbrauch
nicht berücksichtigt werden darf. Durch die Modellierung der Kraftwerke mit Nettoleistungen und
Nettowirkungsgraden wird außerdem der Kraftwerkseigenbedarf inhärent berücksichtigt und muss
somit nicht dem Stromverbrauch zugeschlagen werden.
Ausgangspunkt für die Bestimmung der jährlichen Kraftwerksinvestitionen ist die Residuallast, die nach
Abzug der vorrangigen Einspeisung, also der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien und KWK-
Anlagen, durch fossil befeuerte Kraftwerke und durch Kernkraftwerke gedeckt werden muss. Die Höhe
der mindestens vorzuhaltenden oder ggf. zuzubauenden Kraftwerkskapazität richtet sich nach der
einzuhaltenden Versorgungssicherheit, d.h. nach der notwendigen gesicherten Leistung des
Kraftwerksparks, um die Jahreshöchstlast zu decken. Bei der Bestimmung der gesicherten Leistung wird
auch der Beitrag der Windkraftanlagen berücksichtigt. In jedem Simulationsjahr ist der Zubau von
Kraftwerkskapazität aus einer festgelegten Auswahl an Kraftwerkstypen möglich. Das Optimierungs-
modell verteilt die in den einzelnen Jahren zu installierende Leistung auf die verschiedenen Kraftwerks-
typen. Dabei werden schrittweise Lösungen generiert und als optimale Lösung eine Aufteilung gewählt,
welche die niedrigsten Gesamtkosten aufweist. Neben den Investitionskosten bestimmt das Modell daher
auch die Betriebskosten der Kraftwerke. Durch Einordnung der Kraftwerke unter die geordnete
Jahresdauerlinie der residualen Last können die jeweils erzeugte Strommenge, Ausnutzungsdauer und
die Betriebskosten ermittelt werden. Die Auswirkungen durch den Einsatz von Pumpspeicherwerken
bleiben dabei unberücksichtigt. Zunächst sind nur die spezifischen Erzeugungskosten maßgeblich. Durch
die zusätzliche Betrachtung der Fixkosten der Kraftwerke wird außerdem der Effekt der
Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena): PSW – Integration EE Abschlussbericht
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Langzeitkonservierung bzw. der vorzeitigen Stilllegung von Kraftwerken berücksichtigt, deren Betrieb
aufgrund zu geringer Ausnutzungsdauern unrentabel wäre.
Eine Berücksichtigung von Stromimport und -export bei der Ermittlung des Kraftwerksausbaus wird in
diesem Gutachten nicht vorgenommen. Zum einen ist die Vorhaltung der notwendigen gesicherten
Leistung von energiepolitisch strategischer Bedeutung, was eine Berücksichtigung von Stromimporten
entweder ausschließt oder die Bestimmung der gesicherten Leistung des Stromimports voraussetzt. Zum
anderen treten die Lastspitzen in den Nachbarländern in etwa zeitgleich mit den Lastspitzen in
Deutschland auf. Somit stehen zum Zeitpunkt der Jahreshöchstlast nicht notwendigerweise Überschuss-
kapazitäten aus dem Ausland zur Verfügung.
Wie oben beschrieben baut die Simulation der Kraftwerksausbauoptimierung der TU München auf den
folgenden Vorgaben auf:
• Sterbelinie des deutschen Kraftwerkparks
• Bau neuer Kraftwerkskapazitäten , die gemäß dena-Kraftwerksanalyse 2008 als wahrscheinlich
einzustufen sind
• Ausbau der erneuerbaren Energien gemäß BMU-Leitszenario 2009
• Ausbau wärmegeführter KWK-Anlagen laut KWK-Ziel der Bundesregierung
• Ein Szenario sinkender und ein Szenario steigender Stromnachfrage
Modellergebnisse
Abbildung 4-5 stellt den Zubau des konventionallen Kraftwerksparks für das Szenario sinkender
Stromnachfrage dar. Das Modell zur Kraftwerksausbauoptimierung der TU München ermittelt aufbauend
auf oben genannten Randbedingungen einen Zubau konventioneller Kraftwerksleistung von 6,8 GW
(blaue Blöcke in Abbildung 4-5). Diese Leistung wird ausschließlich durch den Bau von Gaskraftwerken
realisiert. Mit 5,5 GW wird der Großteil dieses Zubaus im Zeitraum 2026 bis 2030 realisiert. Insgesamt
wird über den Betrachtungszeitraum zwar eine wachsende Strommenge aus erneuerbaren Energien und
wärmegeführter KWK erzeugt, da die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien aber stark fluktuiert,
ist ihr Beitrag zur gesicherten Leistung relativ gering. Daher ist der Zubau weiterer konventioneller
Kraftwerkskapazitäten gemäß Kraftwerksausbauoptimierung notwendig.
Während der Zubau von Grundlastkraftwerken aufgrund der zu erwartenden niedrigen Ausnutzungs-
dauern unrentabel wäre, stellen zugebaute Spitzenlastkraftwerke mit typischerweise niedrigen
Investitionskosten in diesem Fall eine sinnvolle Ergänzung des Kraftwerksparks dar. Im Jahr 2030 erfolgt
ein besonders hoher Zubau von 3,3 GW, der auf den Wegfall eines Kernkraftwerks sowie mehrerer Stein-
und Braunkohleblöcke mit einer Gesamtleistung von mehr als 5 GW in diesem Jahr zurückzuführen ist.
Die Entwicklung der Ausnutzungsdauern zeigt für das Szenario sinkender Stromnachfrage eine deutliche
Abnahme der Ausnutzungsdauer aller konventionellen Kraftwerke im betrachteten Zeitraum.
Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena): PSW – Integration EE Abschlussbericht
Seite 44 von 174
Abbildung 4-5: Krafwerksneubauten bis 2030, Szenario sinkender Stromnachfrage
Abbildung 4-6 stellt das Ergebnis des Modells zur Kraftwerksausbauoptimierung für das Szenario
steigender Stromnachfrage dar. In diesem Fall ermittelt das Modell für denselben Simulationszeitraum
einen deutlich höheren Zubau konventioneller Kraftwerksleistung als im Szenario sinkender
Stromnachfrage. Für das Szenario steigender Stromnachfrage weist das Modell der Kraftwerksausbau-
optimierung einen Zubau von 5 GW konventioneller Kraftwerksleistung bis 2020 und im anschließenden
Zeitraum bis 2030 einen weiteren Zubau in Höhe von 16,3 GW aus (vgl. blaue Blöcke in Abbildung 4-6).
Ingesamt werden bis zum Jahr 2030 Gasturbinenkraftwerke mit einer Leistung von 19,4 GW installiert.
Etwa 45 % dieses Leistungszubaus entfällt dabei auf den Zeitraum nach 2025. Des Weiteren errechnet das
Modell zur Kraftwerksausbauoptimierung einen Zubau von sowohl für den Mittel- als auch den
Spitzenlasteinsatz geeigneten GuD-Kraftwerken mit einer Leistung von 1,8 GW. Auch im Szenario
steigender Stromnachfrage erfolgt der höchste jährliche Zubau im Jahr 2030 (5,3 GW), da hier die
gleichzeitige Abschaltung mehrerer großer Bestandsblöcke erfolgt. Der insgesamt stärkere Ausbau der
Kraftwerkskapazitäten ist auf die höhere Stromnachfrage zurückzuführen. So muss in diesem Szenario
mehr Energie durch konventionelle Kraftwerke bereitgestellt werden. Auch die notwendige gesicherte
Leistung des konventionellen Kraftwerksparks erhöht sich, da der Beitrag der fluktuierenden Einspeisung
zur gesicherten Leistung in beiden Szenarios gleich bleibt. Die Anzahl der langzeitkonservierten
Kraftwerke sowie die Konservierungsdauern sind im Szenario steigender Stromnachfrage zwar deutlich
geringer, das Niveau der Ausnutzungsdauern bleibt aber auch in diesem Szenario relativ niedrig.
0
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
14.000
2009 bis
2010
2011 bis
2015
2016 bis
2020
2021 bis
2025
2026 bis
2030
Zub
au in
stal
lier
ter
Leis
tun
g [M
W]
Kraftwerkszubau gemäß Erhebungen der dena
Zubau gemäß Kraftwerksausbau-optimierung
Zubau wärmegeführte KWK gemäß der Ziele der Bundesregierung
Szenario sinkender Stromnachfrage
Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena): PSW – Integration EE Abschlussbericht
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Abbildung 4-6: Krafwerksneubauten bis 2030, Szenario steigender Stromnachfrage
In beiden Szenarios der Stromnachfrageentwicklung werden gemäß Kraftwerksausbauoptimierung
ausschließlich Gasturbinen bzw. GuD-Kraftwerke neu gebaut. Zwar erfolgt bis zum Jahr 2014 ein Zubau
von Braun- und Steinkohlekapazitäten gemäß der dena-Kraftwerksanalyse im Umfang von mehr als
10 GW, doch werden im Zeitraum bis 2030 große Kapazitäten der Grund- und Mittellastkraftwerke
altersbedingt abgeschaltet. Diese Kapazitäten werden lediglich im Hinblick auf die gesicherte Leistung
durch den Zubau von Spitzenlastkraftwerken ersetzt. Anhand der Ausnutzungsdauern ist erkennbar, dass
die Gaskraftwerke bei der tatsächlichen Stromerzeugung eine untergeordnete Rolle spielen und primär
der Bereitstellung von Regelenergie und der sicheren Abdeckung von Lastspitzen dienen. Die Ursache für
diese Entwicklung ist der im Rahmen dieser Studie angenommene massive Ausbau der erneuerbaren
Energien sowie die Annahme einer gleichzeitigen Verlängerung der Kernkraftlaufzeiten. So nimmt die
durch konventionelle Kraftwerke zu deckende residuale Strommenge im betrachteten Zeitraum stark ab,
während der Grundlast- und Mittellastbereich weitgehend durch Kernkraftwerke gedeckt werden kann.
Die resultierende Leistung des konventionellen Kraftwerksparks für die Jahre 2015-2030 wird für beide
betrachtete Stromnachfrageszenarios in Abbildung 4-7 und Abbildung 4-8 dargestellt. In den Betrach-
tungen der TU München zur energiewirtschaftlichen Relevanz (vgl. Kapitel 10) werden beide
Stromnachfrageszenarios verwendet, in der Netzanalyse der RWTH Aachen (vgl. Kapitel 8 ) wird die
Betrachtung auf das Szenario sinkender Stromnachfrage beschränkt.
0
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
14.000
16.000
2009 bis
2010
2011 bis
2015
2016 bis
2020
2021 bis
2025
2026 bis
2030
Zub
au in
stal
lier
ter
Leis
tun
g [M
W]
Kraftwerkszubau gemäß Erhebungen der dena
Zubau gemäß Kraftwerksausbau‐optimierung
Zubau wärmegeführte KWK gemäß der Ziele der Bundesregierung
Szenario steigender Stromnachfrage
Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena): PSW – Integration EE Abschlussbericht
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Abbildung 4-7: Installierte Kraftwerksleistung gesamt; Szenario sinkende Stromnachfrage 51
Abbildung 4-8: Installierte Kraftwerksleistung gesamt; Szenario steigende Stromnachfrage 51
51 Eigene Darstellung basierend auf den Ergebnissen der Kraftwerksausbauoptimierung der TU München.
0
25.000
50.000
75.000
100.000
125.000
150.000
175.000
200.000
2015
2016
2017
2018
2019 20
…
2021
2022
2023
2024
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2028
2029 20
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Inst
alli
erte
Lei
stu
ng
[MW
]
Geothermie
Biomasse
Wasserkraft
Photovoltaik
Wind-offshore
Wind-onshore
Konventionell
0
25.000
50.000
75.000
100.000
125.000
150.000
175.000
200.000
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029 20
…
Inst
alli
erte
Lei
stu
ng
[MW
]
Geothermie
Biomasse
Wasserkraft
Photovoltaik
Wind-offshore
Wind-onshore
Konventionell
Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena): PSW – Integration EE Abschlussbericht
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4.4 Zusammenfassung und Ausblick bis 2050 (nicht modelliert)
Das Energiesystem in Deutschland erfährt aktuell einen tiefgreifenden Strukturwandel, der als
Transformationsprozess im Hinblick auf die Zielsetzung eines stetig steigenden Anteils der erneuerbaren
Energien bezeichnet werden kann. Die zur Sicherstellung der Stromversorgung eingesetzten
Kraftwerkstechnologien diversifizieren sich weiter und der Anteil erneuerbarer und dezentraler
Stromeinspeisung erhöht sich stetig.
Das vorliegende Gutachten geht davon aus, dass die Bundesregierung die vereinbarten Ziele zum Ausbau
der erneuerbaren Energien mit Nachdruck verfolgt und dass sich die installierte Leistung zur
Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien bis zum Jahr 2030 von derzeit 38,4 GW auf voraussichtlich
102,6 GW erhöhen wird. Der Anteil der erneuerbaren Energien am Stromverbrauch wird auf etwa 60 % im
Jahr 2030 anwachsen. Die installierte Erzeugungskapazität von Offshore-Windkraft und Photovoltaik-
Anlagen wird in den nächsten beiden Dekaden stark zunehmen. Den Großteil der erwarteten installierten
Leistung zur Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien wird demzufolge auf den fluktuierend darge-
botenen Energieträgern Wind und Sonne basieren.
Die Altersstruktur des bestehenden deutschen konventionellen Kraftwerksparks erfordert eine umfas-
sende Erneuerung, damit alte ineffiziente Kraftwerke, die ihre Nutzungsdauer erreicht haben, durch
wesentlich effizientere Kraftwerke ersetzt werden: Das Durchschnittsalter eines konventionellen
Kraftwerks in Deutschland beträgt ca. 35 Jahre. Unter der Annahme einer durchschnittlichen Nutzungs-
dauer von 40-50 Jahren je nach Kraftwerkstechnologie reduziert sich die in Deutschland installierte
Kraftwerksleistung bis zum Jahr 2030 durch Außerbetriebnahmen um rund 50 GW. Aufbauend auf dieser
Sterbelinie wurden alle in 2008 als wahrscheinlich einzustufenden Kraftwerksneubauten in die
Modellierung einbezogen (ca. 14,5 GW) und schließlich mit einem Investitionsentscheidungsmodell der
zur Deckung des Strombedarfs zusätzlich benötigte Zubau an Kapazitäten für den Zeitraum 2015-2030
ermittelt. Diese Betrachtungen wurden jeweils für das Szenario sinkende Stromnachfrage und das
Szenario steigende Stromnachfrage durchgeführt.
In beiden Szenarios wird ein Zubau konventioneller Kraftwerkskapazitäten festgestellt. Bis zum Jahr 2030
wird demgemäß trotz eines erheblichen Zubaus von Erzeugungskapazitäten auf der Basis der Nutzung
erneuerbarer Energien im Umfang von 64,2 GW die installierte Leistung konventioneller Kraftwerke um
weniger als 30 GW (Szenario sinkende Stromnachfrage) bzw. weniger als 15 GW (Szenario steigende
Stromnachfrage) abnehmen. Diese Ergebnisse basieren maßgeblich auf der Tatsache, dass eine erhebliche
Zunahme der fluktuierenden Stromerzeugung aus Windenergie- und PV-Anlagen erwartet wird. Diese
Simulationsergebnisse verdeutlichen die zukünftig erheblich wachsende Anforderung zur Flexibili-
sierung des Stromerzeugungssystems. Die gemäß diesen Simulationsergebnissen umfangreiche
Vorhaltung konventioneller Kraftwerkskapazität zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit ist mit
erheblichen technischen Anforderungen sowie betriebs- und volkswirtschaftlichen Kosten verbunden.
Gleichzeitig verdeutlichen diese Ergebnisse die Anforderung zur Integration von Energiespeichern –
unter Nutzung sowohl zentraler als auch dezentraler Technologien – sowie die Erschließung von
Stromeffizienzpotentialen und die Nutzung vorhandener Lastmanagementpotentiale auf der
Nachfrageseite.
Die regionale Verteilung der installierten Kraftwerkskapazitäten in Deutschland wird zu einer Mischung
aus zentraler (z.B. Offshore-Windenergienutzung) und dezentraler Erzeugungsstruktur führen. Der
Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena): PSW – Integration EE Abschlussbericht
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Ausbau der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien, insbesondere die Windenergienutzung,
erfordert einen verstärkten Stromtransport aus den nördlichen und östlichen Bundesländern in die
Lastschwerpunkte im Westen und Süden der Bundesrepublik.
Ausblick der Stromerzeugungsentwicklung bis 2050
Für die weitere Entwicklung der Stromerzeugungskapazität in Deutschland nach 2030 können aufgrund
der mit dieser Langfristigkeit verbundenen Unsicherheiten keine belastbaren Berechnungen durchführt
werden. Die nachfolgenden Aussagen basieren auf einer qualitativen Einschätzung der weiteren
Entwicklung der Stromerzeugung.
Zwischen 2030 und 2050 wird vor dem Hintergrund der energie- und klimapolitischen Zielsetzungen ein
weiterer Ausbau der erneuerbaren Erzeugungskapazitäten erwartet. Damit verbunden wird die Stromerzeugung aus fossil befeuerten Kraftwerken bis 2050 voraussichtlich weiter deutlich zurückgehen.
Die dann verbleibenden konventionellen Kraftwerke, voraussichtlich vornehmlich Gaskraftwerke,
werden zu diesem Zeitpunkt vorwiegend für die Bereitstellung von Reserve- und Ausgleichsenergie (bzw.
Reserve- und Ausgleichsleistung) eingesetzt werden. Es ist davon auszugehen, dass bis 2050 der Großteil
des Stromverbrauchs in Deutschland aus erneuerbaren Energien gedeckt werden wird.
Der hohe Anteil wetterbedingt fluktuierender Stromerzeugung im Jahr 2050 wird zunehmend dazu
führen, dass die Stromerzeugung aus erneuerbarer Energien im Jahresverlauf zu zahlreichen Zeitpunkten
die Stromnachfrage übersteigt. Dennoch wird es z.B. zu Starklast-Schwachwind-Zeiten Situationen geben,
in denen die Nachfrage ohne Speicher nicht allein durch erneuerbare Energien gedeckt werden kann.
Es kann festgehalten werden, dass die enormen Herausforderungen der Kraftwerksparktransformation
(hin zu mehr verteilter Erzeugung und mehr Erzeugung aus erneuerbaren Energien) nur durch die
effiziente Kombination vieler Maßnahmen bewältigt werden können. Dazu müssen:
• wirtschaftliche Stromeffizienzpotentiale konsequent erschlossen werden,
• der Ausbau der Stromnetze auf Übertragungs- und Verteilnetzebene (bis 2020 u.a. gemäß dena-
Netzstudie I und TEN-E Leitlinien) zügig erfolgen,
• flexiblen Lastmodulation weiter ausgebaut werden und
• der Ausbau der Grenzkuppelstellen zur Erweiterung des Stromaustauschs mit den
Nachbarländern verstärkt werden.
Auch bei optimaler Kombination der genannten Maßnahmen wird eine sichere und bezahlbare
Stromversorgung auf Basis erneuerbarer Energien nur unter Einbezug ausreichender
Speicherkapazitäten möglich sein.
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5 Analyse politischer Ziele zur Bedeutung von elektrischen Speichern in der Energieversorgung
5.1 Koalitionsvertrag der Bundesregierung (2009)
Die Bundesregierung trifft in ihrem Koalitionsvertrag 2009 Aussagen über ihre energiepolitischen Ziele
sowie zur gegenwärtigen und zukünftig angestrebten Bedeutung von (elektrischen) Speichern im
Energiesystem in Deutschland:
• Durch intelligente Integration der erwarteten zusätzlichen Stromnachfrage infolge des Ausbaus
der Elektromobilität kann auch ein Beitrag zur Verbesserung des Netzmanagements geleistet
werden. Dies berücksichtigt bereits den Gedanken, die Fahrzeugbatterien im Stromsystem als
Stromspeicher zu nutzen. So kann die Netzstabilität durch Ausregelung des wachsenden Anteils
fluktuierenden Stroms aus erneuerbaren Energien erhöht und gleichzeitig Effizienzreserven
nutzbar gemacht werden. Zielsetzung der Bundesregierung ist, dass bis 2020 eine Million
Elektrofahrzeuge auf Deutschlands Straßen fahren. Deutschland soll sich zu einem sog. Leitmarkt
für Elektromobilität entwickeln. Die Erreichung dieser Zielsetzung soll durch ein umfangreiches
Entwicklungsprogramm sowie die Erprobung ganzheitlicher Verkehrskonzepte in Modell-
regionen unterstützt werden. Die Aufgabe des Staates ist es, insbesondere den notwendigen
Rechtsrahmen für den Aufbau eines Ladenetzes für Elektrofahrzeuge in Ballungsräumen zu
schaffen. Unter der Maßgabe der Technologieneutralität strebt die Bundesregierung die
Förderung der Erprobung und des Einsatzes innovativer Batterietechnologien und die
Weiterentwicklung von Brennstoffzellen an.
• Die Bundesregierung plant ein neues Energieforschungsprogramm mit den Schwerpunkten
Energieeffizienz, Speichertechnologien, intelligente Netztechnik sowie Biokraftstoffe der zweiten
Generation. Das Forschungsprogramm wird das aktuelle 5. Energieforschungsprogramm ablösen
und soll in eine Mobilitäts-und Kraftstoffstrategie eingebettet werden. Dazu hat die Helmholtz-
Gemeinschaft Deutscher Forschungszentren ein Strategiepapier zum Thema "Eckpunkte und
Leitlinien zur Weiterentwicklung der Energieforschungspolitik der Bundesregierung" erarbeitet.
Das Strategiepapier misst der Speicherforschung sowohl kurz- als auch mittelfristig für den
Elektrizitäts– und Mobilitätssektor eine herausragende Bedeutung bei. Die Speicherforschung soll
im aktualisierten Energieforschungsprogramm einen Schwerpunkt bilden, für den zusätzliche
Förderung bereitgestellt wird.52
• Es wird erwartet, dass die Bundesregierung bei einer Laufzeitverlängerung der Kernkraftwerke
eine Beteiligung der Betreiber an den Zusatzgewinnen anstrebt. Die damit verbundenen
Einnahmen können u.a. für die Förderung einer nachhaltigen und zukunftsfähigen
Energieversorgung, insbesondere der Erforschung von Speichertechnologien in Verbindung mit
der Nutzung der erneuerbaren Energien, verwendet werden.
52 Pressemitteilung des BMWi vom 20.01.10, www.bmwi.de.
Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena): PSW – Integration EE Abschlussbericht
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5.2 Bedeutung elektrischer Energiespeicher in der Ressortforschung
Speichertechnologien sind ein notwendiges Instrument, um die Stromerzeugung aus erneuerbaren
Energien (in Verbindung mit ihrem stetigen Ausbau) vollständig nutzen zu können. Die Befreiung von bis
Ende des Jahres 2019 neu errichteter Pumpspeicherwerke von Netznutzungsentgelten für die Dauer von
zehn Jahren (EnWG §118) ist ein Beispiel dafür, dass die Bundesregierung Energiespeichern einen hohen
Stellenwert beimisst. Darüber hinaus befasst sich ein signifikanter Anteil der von den zuständigen
Bundesministerien geförderten Energieforschung mit der Erforschung von Speichertechnologien.
Neben den jeweiligen Forschungsschwerpunkten bzw. Forschungsprogrammen der zuständigen
Bundesministerien werden auch ressortübergreifende Forschungsprogramme aufgelegt. Im
nachfolgenden Abschnitt werden die gegenwärtigen Forschungsschwerpunkte und –programme der
Ressorts Bundesministerium für Bildung und Forschung (BMBF), Bundesministerium für Wirtschaft und
Technologie (BMWi) und Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU) bzgl.
Energiespeicher zusammengestellt.
Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie (BMWi)
Das BMWi bündelt die Energieforschung und dessen Förderung im Programm „Klimaschutz und
Energieeffizienz“. Inhaltliche Schwerpunkte dieses Programms in Bezug auf Speicherforschung werden in
den Themenbereichen „Effiziente Stromnutzung, Speicher“ sowie „E-Energy: IKT-basiertes Energiesystem
der Zukunft“ gesetzt.
Im Fachprogramm “Effiziente Stromnutzung, Speicher“ soll eine erhebliche Kostendegression für
Errichtung und Betrieb von Energiespeichern erreicht werden. Besonderer Fokus wird dabei auf die
Entwicklung von Li-Ionen Batteriesystemen, vor allem für den Einsatz im Mobilitätsbereich, sowie die
adiabate Druckluftspeicherung gelegt. Pumpspeicherwerke und diabate Druckluftspeicher sind aus Sicht
des BMWi eine bereits erprobte Technologie. Zur Erhöhung des Wirkungsgrades und damit der
Wirtschaftlichkeit von Speichertechnologien sind laut BMWi jedoch neuere technische Ansätze
notwendig, um vor dem Hintergrund der Ausbauziele der Bundesregierung eine vollständige Integration
erneuerbarer Energien in das Energieversorgungssystems zu erreichen.
Bei dem Technologiewettbewerb „e-Energy: IKT-basiertes Energiesystem der Zukunft“ wird in sechs
Modellregionen die effiziente Erzeugung, Verteilung und Nutzung von Elektrizität durch innovative
Lösungen der Informations- und Kommunikationstechnologie erforscht. Als Modellregion wird beispiels-
weise im Landkreis Harz untersucht, inwieweit unter Berücksichtigung einer Vielzahl von Windparks,
Photovoltaik-Anlagen, Biogasanlagen, PSW sowie durch ein Online-Netzwerk die Netzstabilität sicher-
gestellt werden kann.53
Weiterhin hat das BMWi 500 Mio. € für anwendungsorientierte Forschung im Rahmen des
Konjunkturpakets II bereitgestellt, davon stehen 30 Mio. € für die Förderinitiative „Stromwirtschaftliche
Schlüsselelemente: Speicher, Netze, Integration“ bereit. Ergänzend wurde bereits das Forschungs-
vorhaben „Stand und Entwicklungspotenzial der Speichertechniken für Elektroenergie“ ausgeschrieben,
deren Ergebnisse im August 2009 veröffentlicht wurden. In diesem Vorhaben wurden Speichertechno-
logien insbesondere nach ökonomischen Kriterien bewertet und ihre großtechnische Verfügbarkeit
53 BMWi nicht-nukleare Energieforschung 2008.
Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena): PSW – Integration EE Abschlussbericht
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zeitlich abgeschätzt.54 Demnach sind Pumpspeicherwerke im Bereich der stationären Speicher heute und
zukünftig die führende Technologie für netzgekoppelte, zentrale Speichereinheiten zur Bereitstellung
von Reserve- und Regelleistung. Alternativen wie etwa Druckluft- oder Wasserstoffspeicher stehen aktuell
nicht hinreichend entwickelt zur Verfügung.
Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU)
Das BMU hat kein explizites Energieforschungsprogramm aufgelegt, sondern fördert
anwendungsorientierte Forschungs-, Entwicklungs- und Demonstrationsprojekte. Die Forschungs-
projekte werden in Eigenregie der Antragsteller konzipiert und können ggf. vom Projektträger des BMU
(Projektträger Jülich) finanziell gefördert werden. Förderschwerpunkte des BMU sind hierbei
insbesondere moderne Kraftwerkstechnologien auf der Basis von Kohle und Gas einschließlich CO2-
Abtrennung und CO2-Speicherung, Photovoltaik, Windenergie im Offshore-Bereich, Brennstoffzellen,
Wasserstoff und elektrische Energiespeicher.55 Der Fokus der Projektförderung wird seitens des BMU auf
systemorientierte Ansätze gelegt, die auf eine Optimierung von Gesamtsystemen im Zusammenhang mit
dem Einsatz erneuerbarer Energien abzielen. Elektrische Energiespeicher werden dabei als signifikanter
Bestandteil von Energiesystemen betrachtet und als Förderschwerpunkt ausgewiesen.
Bundesministerium für Bildung und Forschung (BMBF)
Das BMBF fördert im Programm „Grundlagenforschung Energie 2020+“ seit 2008 die Entwicklung neuer
technologischer Optionen, die noch langwierige grundlegende Forschungsarbeit erfordern.56
Schwerpunktgebiete sind unter anderem die Entwicklung hochleistungsfähiger elektrischer Energie-
speicher. Verschiedene Forschungsprojekte zur Entwicklung von Li-Ionen-Batterien sind bereits auf dem
Weg gebracht worden. Aktuell fördert das BMBF im Rahmen des nationalen Entwicklungsplans
„Elektromobilität“ die Innovationsallianz "Lithium-Ionen Batterie LIB 2015" mit 60 Millionen Euro.
Darüber hinaus fördert das BMBF Forschungsvorhaben im Hinblick auf die Systemoptimierung
dezentraler Erzeugungsstrukturen aus regenerativen Energiequellen. Hierbei sollen vor allem
computergestützte mathematische Modelle entwickelt werden, die eine räumliche und zeitliche
Entkoppelung der Energieerzeugung aus erneuerbaren Energien und der Nachfrage durch den Einsatz
von Energiespeichern abbilden können.57
In der „Hightech-Strategie zum Klimaschutz“ sollen zukunftsweisende Themenfelder in Kooperation mit
der Wirtschaft bearbeitet werden.58 Die „Hightech-Strategie zum Klimaschutz“ wurde auf dem zweiten
Klima-Forschungsgipfel am 16. Oktober 2007 vom BMBF vorgestellt und enthält die forschungspolitischen
Leitlinien zum Klimaschutz der Ressorts BMBF, BMWi, BMU, BMVBS,BMELV für die kommenden Jahre. Die
Hightech-Strategie erfasst unter anderem auch das Technologiefeld Energie. Der Fokus soll dabei in
kooperativen Forschungsprojekten zwischen Wirtschaft und Wissenschaft auf die Themen organische
Photovoltaik, verbesserte Energiespeicher, CO2-Reduktion im Automobilbereich und Abscheidung und
Speicherung von CO2 bei fossilen Kraftwerken gelegt werden. Die Energiespeicherforschung konzentriert
54 BMWi Wettbewerb „E-Energy“ 2008. 55 BMU Leitstudie 2008. 56 BReg Klimaprogramm 2007, S.83. 57 BMBF NGEE 2008. 58 BReg Klimaprogramm 2007, S.84.
Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena): PSW – Integration EE Abschlussbericht
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sich auf Wasserstoff- und Brennstoffzellen. Durch gezielte Unterstützung und Förderung der
entstehenden Wasserstoff- und Brennstoffzellenbranche im mobilen, stationären und portablen Bereich
soll am Standort Deutschland die Marktentwicklung beschleunigt werden.59
Zusammenfassung nationale Speicherforschung
Die Bundesregierung misst der Energieforschung in ihrem Koalitionsvertrag 2009 eine hohe Bedeutung
bei. Es wird das Fernziel einer vollständig regenerativen Energieversorgung in Aussicht gestellt.
Bestehende energiepolitische Zielsetzungen und Gesetzesinitiativen sollen mit Nachdruck verfolgt oder
erweitert werden (IEKP, Umsetzung der EU-Binnenmarktpakete Strom und Gas). Deutschland soll sich
durch intensive begleitende Forschung zu einem sog. Leitmarkt für Elektromobilität entwickeln. In der
Aktualisierung des 5. Energieforschungsrahmenprogramms wird u.a. ein Fokus auf die Erforschung von
Speichertechnologien gelegt.
In der aktuellen Ressortforschung des Bundesministeriums für Bildung und Forschung, des Bundesminis-
teriums für Wirtschaft und Technologie und des Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz und
Reaktorsicherheit werden Forschungsschwerpunkte mit Bezug zu elektrischen Energiespeichern in den
Technologieprogrammen „Klimaschutz und Energieeffizienz“, „Innovation und neue Energietechno-
logien“, „Grundlagenforschung 2020+“ und „Hightech- Strategie“ formuliert. Tabelle 5-1 gibt einen
Überblick über aktuelle Forschungsprogramme mit Bezug zu Energiespeichern.
Tabelle 5-1: Zusammenfassung der einzelnen Forschungsvorhaben mit Bezug zu Energiespeicher
Träger Programm Teilaspekte der Programme mit
Bezug zu Speichern
Programm-
budget
Laufzeit
BMWi Technologiepro-
gramm „Klimaschutz
und Energieeffizienz“
Fachprogramme „Stromspeicher“ und
„E-Energy: IKT-basiertes Energiesystem
der Zukunft“; Förderinitiative
„Stromwirtschaftliche
Schlüsselelemente: Speicher, Netze,
Integration“
500 Mio. Euro 2008-2011
BMU Innovation und neue
Energietechnologien
Förderung von
Forschungsprogrammen und
Integration fluktuierender
Erneuerbarer Energiequellen in das
Gesamtsystem u. a. mit
Speichertechnologien
400 Mio. Euro 2008-2011
BMBF Grundlagenforschung
2020+
u. a. Entwicklung hochleistungsfähiger
elektrischer Energiespeicher
350 Mio. Euro 2008-2011
BMBF HighTech-Strategie u. a. Verbesserung der Energiespeicher 500 Mio. Euro 2008-2011
59 BReg High-Tech Strategie Deutschland 2008.
Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena): PSW – Integration EE Abschlussbericht
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5.3 Bedeutung elektrischer Energiespeicher für die Europäische Union
Die EU-Kommission strebt im Rahmen des europäischen Strategieplans für Energietechnologie (SET-Plan)
eine deutliche Kostendegression erneuerbarer Energietechnologien, mehr Energieeffizienz und eine
weltweite Führungsposition der diesbezüglichen europäischen Industrie an.60 Der SET-Plan analysiert
Technologieoptionen, um das sogenannte 20-20-20-Ziel der europäischen Union zu erreichen. D.h. der
SET-Plan soll die Erreichung der europäischen Zielsetzung - Verringerung der Treibhausgasemissionen
und Verringerung des Primärenergiebedarfs um jeweils 20 % sowie Steigerung des Anteils erneuerbaren
Energien am Endenergiebedarf auf 20 % bis 2020 - unterstützen. Eine wichtige Maßnahme ist die
Verdoppelung der Stromerzeugungskapazität von großen Offshore-Windturbinen. Weiterhin soll das
Stromnetz hin zu einem einheitlichen und intelligenten europäischen Elektrizitätsnetz transformiert
werden, um so erneuerbare und dezentrale Erzeugungssysteme zu integrieren. Eine weitere
Kernforderung der EU ist ein Durchbruch bei der Kosteneffizienz der Energiespeichertechnologien.61
5.3.1 Technology Map
Die Technology Map setzt auf dem SET-Plan auf und diskutiert technologiescharf die Potenziale,
Hindernisse und den weiteren Bedarf an politischer Flankierung zur Erreichung der Ziele aus dem SET-
Plan. Ausgehend vom Ist-Zustand der relevanten Technologien werden Hemmnisse und
Forschungsbedarf für deren weitere Entwicklung aufgezeigt. Elektrische Energiespeicher werden im
aktuellen Technology Map zwar nicht explizit als eine Technologieoption hervorgehoben, jedoch im
Zusammenhang mit der Erforschung der Technologien
• Wind Power Generation,
• Hydropower Generation und
• Electricity Networks
als wichtige flankierende Maßnahme genannt. In einem Update der Technology Map sollen
Speichertechnologien dann explizit beschrieben werden.62
Wind Power Generation
Die Technology Map betont explizit, dass der große Anteil fluktuierender Einspeisung aus Windenergie
nur durch den parallelen Ausbau von Energiespeichern vollständig genutzt werden kann.
Im Zusammenhang mit der verstärkten Stromerzeugung aus Windenergienutzung soll ein EU-weit
harmonisierter Regulierungsrahmen entwickelt werden. Dieser soll auf die Herausforderung der
Netzintegration der Stromerzeugung aus erneuerbarer Energien, und insbesondere deren fluktuierender
Einspeisung, reagieren. Die Netzinfrastruktur soll verbessert, um zukünftig im größeren Maße
Energiespeichersysteme ins Stromsystem integrieren zu können. Zielsetzung der EU ist es, in diesem
Zusammenhang bestehendes Know-how aus anderen Wirtschaftsbereichen wie der Nutzung von Öl-,
Gas- und Offshore-Fördertechnologien zu nutzen.
60 KOMM europäischer Strategieplan 2007. 61 KOMM europäischer Strategieplan 2007, S. 6. 62 http://ec.europa.eu/energy/technology/set_plan/doc/2007_technology_map_description.pdf, Stand: 26.10.2009.
Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena): PSW – Integration EE Abschlussbericht
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Hydropower
Zurzeit sind in der EU-27 Pumpspeicherwerkkapazitäten in Höhe von ca. 35 GW installiert.
Pumpspeicherwerke können als Speichertechnologien einen bedeutenden Beitrag zur Integration von
erneuerbaren Energien in der Stromerzeugung leisten. Die Attraktivität dieser Speichersysteme liegt u.a.
in Ihrem hohen Wirkungsgrad von bis zu 80 % und den relativ niedrigen Nutzungskosten begründet. In
vielen Ländern haben sie bereits heute eine wichtige Rolle bei der Regelung der Stromnetze inne.
− Um das bisher ungenutzte Wasserkraftpotenzial in Europa und bestehende Ressourcen besser
auszunutzen, plant die EU, die Forschung und Entwicklung bei den Wasserkrafttechnologien
zu verstärken. Die EU wird die Wasserkraftindustrie dabei unterstützen, die Bereiche Wasser-
kraftwerkssanierung, Turbinen- und Speicherpumpen sowie Wasserkraftelektronik zu
verbessern, um letztlich die Kosten zu senken.
− Retrofitting und Erweiterung bestehender Wasserkraftanlagen zu Pumpspeicherwerken wird
in der europäischen Technology Map als eine wichtige Option angesehen, um die Nutzung
dieser großtechnischen Speichertechnologie zu fördern.
Electricity Networks (Smart Grids)
Das europäische Stromnetz befindet sich in einem Prozess tiefgreifender Veränderungen. Vor allem durch
die zunehmend zentrale Einspeisung der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien (Ausbau Offshore-
Windenergienutzung), aber auch durch den noch nicht abgeschlossenen Aufbau dezentraler
Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien und KWK, werden neue und flexiblere Netzstrukturen
benötigt.
Die dezentralen Erzeuger speisen vornehmlich in die Verteilnetzebene ein. Die Netze müssen daher an
diese sich ändernden Bedingungen angepasst werden und flexibel betrieben werden. Eine Diskussion
über innovative Lösungen für die zukünftigen Anforderungen an die Stromnetze wird zurzeit europaweit
unter dem Begriff Smart Grids geführt. Dabei sollen neben der Erforschung neuer Infrastrukturen mit
effizienteren Technologien wie z. B. Hochleistungsgleichstromkabeln und der Einbindung von
Informations- und Kommunikationstechnologien auch die Entwicklung sowie Verbesserung
kosteneffizienter Speichertechnologien eine entscheidende Rolle spielen.
Weiterhin wird der Aufbau eines so genannten Offshore-Netzes (Offshore-Grid) für Nordeuropa erwogen,
um den länderübergreifenden Stromaustausch zu ermöglichen und langfristig in Richtung eines
integrierten europäischen Strommarkts zu wirken. Deutschland diskutiert in Kooperation mit acht
europäischen Staaten, innerhalb von zehn Jahren ein 6.000 km langes Stromnetz aus Unterseekabeln in
der Nordsee zu installieren. Die Gesamtkosten des Projekts werden auf 30 Mrd. € abgeschätzt. Das
Offshore-Grid soll Windparks in der Nordsee, Wasserspeicher in Norwegen, Gezeitenkraftwerke in
Belgien und Dänemark sowie Solar- und Windkraftanlagen auf dem europäischen Festland miteinander
verbinden und zu einer Verstetigung der erneuerbaren Stromproduktion beitragen.
Es muss aber hinterfragt werden, welches Risiko die zentralisierte Abhängigkeit von einigen wenigen
Offshore-Leitungen für den Speicherstrombezug aus norwegischen Wasserspeichern birgt. Außerdem
wäre eine sehr hohe Dimensionierung der Transportkapazitäten notwendig, wenn etwa bei Windflaute
ein Großteil der deutschen Stromnachfrage allein aus norwegischen Wasserspeichern gedeckt werden
soll. Im Hinblick auf ein Versorgungssystem der Zukunft mit einem hohen Anteil erneuerbarer Energien
Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena): PSW – Integration EE Abschlussbericht
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wird der Bedarf an Speichern nur zum Teil durch den Einsatz skandinavischer Wasserspeicher möglich
sein, so dass der Aufbau weiterer Speicherkapazitäten notwendig ist.
5.3.2 Framework Programme 7: Cooperation Work Programme Energy
Parallel zum SET-Plan und der dazugehörigen Technology Map fördert die Europäische Union
Forschungsaktivitäten im Kontext der so genannten Forschungsrahmenprogramme.63 Das aktuelle siebte
Forschungsrahmenprogramm (FP 7) wurde 2007 aufgelegt. Zielsetzung dieser Forschungsrahmen-
programme ist es, den europäischen Mitgliedsstaaten übergreifend Wissen zu relevanten Themen zur
Verfügung zu stellen. Im „Cooperation Theme 5: Energy“ des FP 7 wird die Notwendigkeit einer
nachhaltigeren Energieversorgung betont. Damit soll die EU ihre Abhängigkeit von importierten
Primärenergieträgern verringern und auf einen diversifizierten Energiemix aufbauen können.
Erneuerbare Energien sowie Energieeffizienz spielen dabei in Verbindung mit Energiespeichern eine
entscheidende Rolle. Im FP 7 werden die einzelnen zu fördernden Projekte ausgeschrieben. In der
folgenden Übersicht sind die Ausschreibungen, die sich u. a. mit Energiespeicherung befassen,
dargestellt.
Energiespeichersysteme
− Inhalt/Ziele: Das Ziel dieses Programmes ist es, die technologische Entwicklung von Energie-
speichersystemen für stationäre Anwendungen in der Größenordnung mehrerer kW-
Leistung bis zu mehr als 1 MW. Die Forschungsarbeit soll innovative Komponenten und ihre
Integration in kosteneffiziente Energiespeichersysteme umfassen. Dabei soll auf Energie-
speicher fokussiert werden, die die Integration von fluktuierenden erneuerbaren
Energiequellen, wie Wind, Wasser und Photovoltaik, unterstützen.
− Erwartete Auswirkungen: Die Forschung und Entwicklung kosteneffizienter Energie-
speichersysteme, soll sich auf die Aufnahmefähigkeit zukünftiger Elektrizitätsnetzwerke für
fluktuierende dezentrale Energiequellen konzentrieren. Darüber hinaus werden
Erkenntnisse hinsichtlich der Effizienz, der Sicherheit und eines minimalen Eingriffs von
Elektrizitätsnetzwerke in die Umwelt erwartet.
Großtechnische Demonstration von intelligenten Elektrizitätsnetzwerken mit dezentraler
Energiegewinnung und aktiver Verbraucherbeteiligung
− Inhalt/Ziele: Die Konzepte für ein aktives Verteilnetz, das die Integration einer wachsenden
Anzahl kleiner und mittlerer dezentralisierter Energieerzeuger ermöglicht, sollen auf
großtechnischer Ebene demonstriert werden. Die Projekte sollen sämtliche Optionen für eine
gleichmäßige Verteilung von fluktuierenden Energieerzeugern in Betracht ziehen. Ziel ist es,
eine bessere Voraussage, Bedarfssteuerung und Speicherung von Energie innerhalb von
Verteilnetzen zu ermöglichen, sowie die Integration von Elektrofahrzeugen zu analysieren.
Subsysteme von mehr als einem Anbieter sollen integriert werden, sowie insbesondere deren
Architektur und Schnittstellen betrachtet werden, um Standardisierungsmaßnahmen
vorzubereiten. Jedes Projekt soll ein spezielles Konzept auf einer einzelnen Versuchsanlage
63 Europäische Kommission Technology Map 2007.
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unter realen Bedingungen, z. B. mit mehreren tausend Verbrauchern, testen und soll eine
Vielzahl an Profilen, unter anderem Privathaushalte, kommerzielle und kleinere industrielle
Betriebe, beinhalten.
− Erwartete Auswirkungen: Es wird ein klarer Integrationspfad für die Mehrheit der erneuer-
baren und der dezentralisierten Energieerzeugungssyteme in Verteilnetzen, sowie für die
aktive Beteiligung der Endnutzer im Energiemarkt erwartet. Vorbereitungen für die
Standardisierung der Architekturen und Schnittstellen von Verteilnetzen sollen die Markt-
durchdringung der neuen Elektrizitätserzeuger voran treiben.
Materialien, Technologien und Prozesse für nachhaltige Speichersysteme der Elektromobilität
− Inhalt/Ziel: Forschungsprojekte sollen sich mit innovativen Materialien, Batteriekompo-
nenten und Speichersystemen für Elektrofahrzeugen beschäftigen. Dabei stehen vor allen
deren Kosten, Recycling und Sicherheit im Fokus. Der gesamte Lebenszyklus von Speicher-
technologien soll dabei betrachtet werden, sowie deren nachhaltige und sichere Entsorgung
gewährleistet werden. Im Bereich der Batterieforschung soll auf die Lithium-Ionen Techno-
logie fokussiert werden, um deren Sicherheit und Energiedichte zu erhöhen. Darüber hinaus
kann das Recycling von Batteriebestandteilen analysiert werden. Dem tieferen Verständnis
und der Modellierung von Verschleißprozessen wird ebenfalls hohe Bedeutung beigemessen,
da die Lebensdauer von Lithium-Ionen- Batterien erhöht werden soll. Die Projekte werden
unter Beteiligung der Industrie durchgeführt, um Standardisierungspotentiale zu evaluieren.
− Erwartete Auswirkungen: Beiträge zur Schaffung einer wettbewerbsfähigen europäischen
Elektromobilitätsindustrie im Hinblick auf Kosten, Effizienz, Recycling und Nachhaltigkeit
werden erwartet. Kosten für Lithium-Ionen Speichertechnologien sollen auf 150 €/kW
reduziert werden. Deren Speicherkapazität soll auf mindestens 200 Wh/kg erweitert werden.
Zusammenfassung der Forschung zu Energiespeichertechnologien in der EU
Der elektrizitätswirtschaftlichen Speicherforschung wird im siebten Forschungsrahmenprogramm der
Europäischen Union hohe Bedeutung beigemessen. Im aktuellen Work Program 2010, welches die
Themenfelder für einzureichende Forschungsanträge enthält, wird die Speicherforschung im Hinblick
auf Elektromobilität, Speichertechnologien in Verteilnetzen sowie großtechnische Speicher hervorge-
hoben.
Im SET-Plan und der flankierenden Technologie-Map werden die bestehenden technologischen Optionen
zur Erreichung des 20-20-20 Ziels der Europäischen Union untersucht. Elektrische Energiespeicher
werden dabei nicht als eigenständige Option behandelt, jedoch in Kombination mit Windnutzungs-
technologien, Wasserkraftwerken und der Entwicklung eines intelligenten europäischen Stromnetzes.
Dabei hat der Ausbau und die Optimierung bestehender Energiespeicher eine hohe Priorität. Es wird
erwartet, dass mit der Aktualisierung des SET-Plans das Thema Energiespeicher ein eigenständiger
Untersuchungsschwerpunkt wird.
Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena): PSW – Integration EE Abschlussbericht
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5.4 Förderung des Ausbaus von Pumpspeicherwerken in Europa
Zum Vergleich folgt in diesem Kapitel ein kurzer Exkurs zur Forschungsförderung mit Speicherbezug in
den Nachbarländern Österreich und Frankreich.
Die Österreichische Forschungsförderungsgesellschaft mbH (FFG) ist die nationale Förderstelle für
anwendungsorientierte und wirtschaftsnahe Forschung in Österreich.64 In der letzten Dekade wurde ver-
stärkt die Biomasseforschung, Solarthermie sowie die energetische Optimierung des Passivhauses geför-
dert. Im Rahmen des aktuellen Forschungs- und Technologieprogramms „NEUE ENERGIEN 2020“ werden
Forschungsprojekte zu fortgeschrittenen Speicher- und Energieumwandlungstechnologien gefördert.
Dem bedeutenden Beitrag der Wasserkraft zur Stromerzeugung soll in Österreich durch eine Ausweitung
der internationalen Kooperationen im Bereich der Energieforschung Rechnung getragen werden.
In Frankreich hat das zuständige Ministerium für Umwelt, Energie und ländliche Entwicklung eine
Zusammenstellung der Prioritäten für Speicherforschung erarbeitet. Schwerpunkte der französischen
Speicherforschung sind die Integration von Speichern durch Systemoptimierung und Systemerweiterung,
eine markante Kostendegression und Leistungssteigerung sowie die Entwicklung neuer
Speichertechnologien. Tabelle 5-2 veranschaulicht Inhalte sowie Zeithorizont der aktuellen
Forschungsförderung.
64 http://www.ffg.at, Stand: 17.11.2009.
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Tabelle 5-2: Prioritäten der französischen Speicherforschung65
Ziel von FuE Inhalte Zeithorizont
Systemoptimierung Großtechnische Demonstrationsanlagen
Entwicklung von Simulationssoftware
Forschung bezgl. starker Durchdringung mit
dezentralisierten Speichern
Evaluation und Erweiterung von Hybridlösungen zur
Verbindung von verschiedenen Speichertechnologien
(Kompatibilität,…)
< 5 Jahre
< 5 Jahre
5 – 10 Jahre
5 – 10 Jahre
Leistungssteigerung und
Kostendegression von
elektrochemischen
Speichern
Herstellungskosten und Marktpreise senken
Erhöhung der Lebensdauer
Gesteigerte Umweltverträglichkeit und Recycling
< 5 Jahre
< 5 Jahre
< 5 Jahre
Entwicklung neuer
Technologien
Thermische insbesondere feuerfeste Speicher mit Turbinen
hoher Leistungsfähigkeit
Schwungräder für dezentralisierte Anwendungen
Wasserstoffspeicher, Elektrolyse
< 5 Jahre
5 – 10 Jahre
> 10 Jahre
5.5 Aktuelle Studien
Die Integration zunehmender Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien in das Energiesystem
motiviert vielfältige privatwirtschaftliche und akademische Institutionen zu umfangreichen
Studienarbeiten.
5.5.1 VDE-Studie „Energiespeicher in Stromversorgungssystemen mit hohem Anteil
erneuerbarer Energieträger“
Die VDE-Studie „Energiespeicher in Stromversorgungssystemen mit hohem Anteil erneuerbarer
Energieträger“ wurde Ende 2008 veröffentlicht und sieht massive Investitionen in FuE sowie
Demonstrationsanlagen von Speichersystemen als Schlüsselaufgabe zur Sicherstellung eines stabilen
Betriebs der Stromnetze.66 Andernfalls lasse sich der geplante Ausbau erneuerbarer Energien nur durch
Engpassmanagement abfangen. Die Speicherkosten verschiedener Technologien divergieren demnach
zwischen 3ct/kWh (Stundenspeicherung) und 10 ct/kWh (Wochenspeicherung). Für die Kurz-
fristspeicherung kämen primär elektrochemische Speicher in Betracht, da sie schnell und flexibel zu
errichten sind sowie kurze Abschreibungsdauern aufweisen. Die Langfristspeicherung mit weniger als
einem Ladezyklus pro Woche sei nach heutigem Stand kaum wirtschaftlich darstellbar. Zentrale Groß-
65 http://www.developpement-durable.gouv.fr/energie/recherche/f1e_rech.htm, Stand: 02.12.2009. 66 VDE Energiespeicher 2008.
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speicher wie Pumpspeicher- und Druckluftkraftwerke bedürfen laut VDE auf Grund langer Abschrei-
bungszeiträume und hohem Investitionsrisiko stabile politische Rahmenbedingungen.
Grundsätzlich kommt die VDE-Studie zu dem Schluss, dass PSW im großtechnischen Einsatz auf absehbare
Zeit die wirtschaftlichste Technologie zur Stromspeicherung darstellen.
5.5.2 Ifeu-Studie „Wasserstoff- und Stromspeicher in einem Energiesystem mit hohem Anteil
erneuerbarer Energien“
Das Kurzgutachten des ifeu-Instituts „Wasserstoff- und Stromspeicher in einem Energiesystem mit hohem
Anteil erneuerbarer Energien“ vergleicht im Auftrag des BMU technische und wirtschaftliche Potentiale
verschiedener Speichertechnologien hinsichtlich Wirkungsgraden und CO2-Vermeidung.67 Von den
Speichertechnologien seien momentan lediglich Pumpspeicher und Druckluftspeicher ausgereift.
Politische und regulatorische Unterstützung für den derzeit stattfindenden Ausbau der Netzinfrastruktur
seien daher von besonderer Bedeutung. Pumpspeicherwerke haben insbesondere einen zwei- bis vierfach
höheren Wirkungsgrad als derzeit verfügbare Wasserstofftechnologien. Dies wirke sich auch auf die
derzeit erzielbaren Treibhausgasreduktionen aus. Wasserstoff weise aber eine vergleichsweise sehr hohe
Energiedichte auf.
5.5.3 dena-Netzstudie I und dena-Netzstudie II
Bereits die dena-Netzstudie I (2005) betont die Bedeutung der Speichertechnologien für die Integration
von Windenergienutzung in das Energiesystem. Als Konsequenz des verstärkten Kapazitätsausbaus an
On- und Offshore-Windenergieanlagen wird laut dena-Netzstudie I ein Stromexport, Erzeugungsmanage-
ment erneuerbarer Energien oder der verstärkte Ausbau an Speichertechnologien dringend benötigt.
Die dena-Netzstudie II setzt auf den Ergebnissen der dena-Netzstudie I auf. In der dena-Netzstudie II wird
u.a. die verstärkte Notwendigkeit von Speichern vor dem Hintergrund des Ausbaus erneuerbarer
Energien in der Stromerzeugung im Betrachtungszeitraum bis 2020 untersucht. Auf der Erzeugerseite
wird für relevante Speichertechnologien eine detaillierte Untersuchung bezüglich der Kosten nach
Anlagenkomponenten, der technischen Konfiguration und der geographische Verteilung potentieller
Standorte für neue Speicher durchgeführt. Nachfrageseitig wird die flexible Anpassung u.a. ausgewählter
industrieller Prozesse oder Energieanwendungen privater Haushalte analysiert und das Potenzial dieser
Lastverlagerung abgeschätzt.
Die dena-Netzstudie II befindet sich derzeit in der Bearbeitung.
5.5.4 BMWi-Studie „Stand und Entwicklungspotenzial der Speichertechniken für Elektroenergie
[…]“
Die BMWi-Studie „Stand und Entwicklungspotenzial der Speichertechniken für Elektroenergie […]“
analysiert die wachsende Bedeutung von elektrischen, elektrochemischen sowie mechanischen
Speichertechnologien für den mobilen und stationären Bereich. Im mobilen Bereich werden gemäß
Studienergebnis vorwiegend elektrochemische Speicher zum Einsatz kommen. Bis zum Jahr 2025 wird die
Gesamtspeicherkapazität der Elektromobilität auf 37,5 bis 129 MWh abgeschätzt. Im stationären Bereich
67 Ifeu Wasserstoff- und Stromspeicher 2009.
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wird laut einer durchgeführten Expertenbefragung auf mechanische Speicher zurückgegriffen. Der
Ausbau erneuerbarer Energien lasse darüber hinaus eine Deckungslücke der Regelenergie entstehen. Da
das Ausbaupotenzial von Pumpspeicherwerken beschränkt sei, müsse dem gewachsenen Bedarf an
Regelenergie auch durch den Ausbau von Druckluft- und Schwungmassespeicherkapazitäten begegnet
werden.
5.5.5 Forschungsprojekt Windenergiespeicherung durch Nachnutzung stillgelegter Bergwerke
Das Energieforschungszentrum Niedersachsen untersucht derzeit in Deutschland das wirtschaftlich-
technische Potenzial für die Nachnutzung von stillgelegten Bergwerken als untertägige Pumpspeicher-
werke.68 Neben berg- und ingenieurtechnischen Fragestellungen sollen auch umwelt- und
haftungsrechtliche Fragestellungen untersucht werden, um weitere Speicherkapazitäten aufzubauen
und Handlungsempfehlungen für mögliche Prototypstandorte zu erarbeiten.
5.6 Zusammenfassung
Die Bundesregierung und auch die EU sehen eine besondere Relevanz von Energiespeichern zur
Erhaltung der Systemstabilität und zur Ausnutzung des vollen Potenzials erneuerbarer Energien. In den
Forschungsvorhaben der Bundesregierung und der EU wird eine Vielzahl von Projekten mit Bezug zu
Speichertechnologien benannt. Ein Hauptanliegen der Forschungsbemühungen ist es, zu einem Durch-
bruch bei der Wirtschaftlichkeit und Kosteneffizienz dieser Technologien zu gelangen. In diesem Zusam-
menhang stellen PSW (mit etwas Abstand) gefolgt von Druckluftspeichern heute die wirtschaftlichsten
Varianten dar.69 Wasserstoff als Speichermedium ist nach heutigem Stand hinsichtlich Effizienz,
Wirkungsgrad und CO2-Minderungspotential nicht konkurrenzfähig und bietet sich lediglich als
langfristige Option an, die noch erheblichen Forschungs- und Entwicklungsbedarf aufweist.
Die Bundesregierung wie auch einzelne Ressorts legen jeweils eigene energiepolitische Forschungs-
programme mit unterschiedlichem Speicherbezug auf. Deren Gesamtvolumen beträgt auf nationaler
Ebene momentan ca. 1,7 Mrd. Euro. Darüber hinaus misst die Bundesregierung der Speicherforschung an
verschiedenen Stellen des Koalitionsvertrages eine hohe Bedeutung bei. Das aktuelle 5. Energiefor-
schungsrahmenprogramm soll aktualisiert werden und Speichertechnologien als einen Schwerpunkt
behandeln. Im Zuge einer breiten Markteinführung der Elektromobilität werden ein Entwicklungspro-
gramm sowie die Erprobung von ganzheitlichen Verkehrskonzepten in Modellregionen in Aussicht
gestellt. Durch die voraussichtliche Laufzeitverlängerung von Kernkraftwerken entstehen den Betreibern
zusätzliche Gewinne. Diese sollen teilweise an den Staat abgeführt und der Energieforschung und
insbesondere der Speicherforschung zufließen.
Auf EU-Ebene wird den Speichertechnologien im aktuellen SET-Plan mit der flankierenden Technology
Map zwar kein eigenständiger Forschungsschwerpunkt zugewiesen, jedoch werden sie als notwendige
Bedingung für die weitere Entwicklung von erneuerbaren Energien sowie einem europäischen Smart
Grid hervorgehoben. Das Work Program 2010, des aktuellen siebten Forschungsrahmenprogramms der
68 http://www.efzn.de, Stand: 01.11.2009. 69 Ein Vergleich der Speichertechnologien erfolgt in Kapitel 6.1.
Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena): PSW – Integration EE Abschlussbericht
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EU, listet die Themenfelder für Bewerbungen um Forschungsmittel auf. Darunter finden sich im
„Cooperation Theme 5: Energy“ vielfältige Ausschreibungen mit Speicherbezug.
Auf Grund der hohen Bedeutung von Speichern in zukünftigen Energiesystemen finden sich diesbe-
züglich vielfältige Forschungsprogramme, -ausschreibungen und -projekte auf nationaler und europä-
ischer Ebene.
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6 Bewertung und Vergleich verschiedener Speichertechnologien mit Fokus auf die Speichertechnologie des PSW
Ziel des folgenden Kapitels ist eine Analyse derzeit technisch zur Verfügung stehender oder in der
aktuellen Diskussion genannter (auch zukünftiger) Speichertechnologien. Die Untersuchung erfolgt in
einem dreistufigen Prozess:
1. Kurzbeschreibung verschiedener Speichertechnologien
2. Vergleich und Bewertung der Speichertechnologien anhand technischer, wirtschaftlicher und
netzorganisatorischer Vergleichskriterien, definierter Anwendungsfälle sowie der Betrachtung
zentraler und dezentraler Speicherung
3. Zusammenfassung und Diskussion der Speichertechnologien auf Basis oben genannter Analyse
Gemäß der Zielsetzung der Arbeit liegt der Fokus der Analyse auf PSW. Die Betrachtung anderer Techno-
logien erfolgt vor dem Hintergrund der Einordnung, d. h. der Fragestellung nach der Eignung anderer
Speichertechnologien als Alternativen zu PSW.
6.1 Darstellung verschiedener Speichertechnologien
Die folgende Darstellung verschiedener Speichertechnologien konzentriert sich auf die jeweiligen
technischen und ökonomischen Charakteristika sowie daraus abgeleitet typischer Betriebsweisen.70 Für
ausgewählte Technologien wird zudem das technische Entwicklungspotenzial sowie bei von
geographischen Gegebenheiten abhängigen Technologien das grundsätzlich in Deutschland
realisierbare Ausbaupotential betrachtet.71
Abbildung 6-1 gliedert die Speichertechnologien nach Art der Speicherung. Unterschieden werden:
• Mechanische Speicher wie Pump- oder Druckluftspeicher speichern elektrische Energie in
kinetischer oder potenzieller Form.
• Elektrochemische Speicher wie Wasserstoff oder Batterien nutzen die elektrochemische
Bindungsenergie zur Speicherung.
• Elektrische Speicher wie supraleitende Spulen oder Doppelschichtkondensatoren speichern
Energie in elektromagnetischen oder statischen Feldern.
70 Die folgenden Ausführungen des Kapitels 6.1 stützen sich soweit nicht anders gekennzeichnet auf die entsprechenden Ausführungen des Zwischenberichts der dena-Netzstudie II. Vgl. dena-Netzstudie II 2008, Kapitel 25 (S. 279-291), sowie Gatzen Power Storage 2008, Kapitel 2.2 (S.7-23). 71 Auf die Beschreibung von Schwungrädern und supraleitenden Spulen wird verzichtet, da sie bis auf Weiteres voraussichtlich keinen entscheidenden Beitrag für großtechnische Speicherung liefern können.
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Abbildung 6-1: Speichertechnologien nach Art der Speicherung72
6.1.1 Diabate Druckluftspeicher
Funktionsweise. Diabate Druckluftspeicher oder Compressed Air Energy Storage (CAES) Kraftwerke
speichern Energie in Form von Druckluft. Dazu wird elektrische Energie zum Antrieb eines Kompressors
genutzt und die erzeugte komprimierte Luft in unterirdischen Hohlräumen (meist Kavernen) unter Druck
gespeichert. Für die Energierückgewinnung wird unter Dekompression der Druckluft eine Turbine
(Generator) angetrieben. Die während des Speicherprozesses gekühlte Luft muss zum Antrieb der Turbine
zusätzlich über eine Gasbefeuerung erhitzt werden. Abbildung 6-2 skizziert den Aufbau eines CAES-
Kraftwerks.
Die beim Kompressionsvorgang frei werdende Wärmeenergie wird bei diabaten Druckluftspeichern
nicht genützt. Im adiabatischen Druckluftspeicher wird die Wärme zwischengespeichert (siehe Kapitel
6.1.2).
Entwicklungsstand. Es existieren derzeit weltweit zwei CAES-Kraftwerke (vgl. Tabelle 6-1). Diese sind seit
mehreren Jahrzehnten im kommerziellen Einsatz. In den USA gibt es aktuell Planungen für den Bau neuer
CAES-Kraftwerke. Das größte davon soll in Ohio (USA) mit einer Endleistung von 2.700 MW gebaut
werden.73 In Deutschland gibt es seit kurzem die Planung zum Bau eines adiabaten Druckluftspeichers
(Demonstrationsanlage, vgl. dazu Kapitel 6.1.2).
Auslegung. Die optimale Auslegung eines CAES-Kraftwerks ist von der Einsatzart und dem Marktumfeld
abhängig. Die Speichergröße wird durch das Volumen des vorhandenen unterirdischen Hohlraums
bestimmt. Das Verhältnis aus Speichervolumen und Turbinengröße sollte dabei maximal so ausgelegt
werden, dass das Kraftwerk den Tageshochlastzeitraum (maximal 12 h) bedienen kann. Ein noch größerer
72 Energy 2.0 Kompendium 2008, S. 302. 73 Für weitere Informationen zum CAES-Werk Ohio siehe http://www.opsb.ohio.gov, Stand: 21.11.2009.
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Speicher kann innerhalb des Tageshochlastzeitraums nicht abgerufen werden und ist i.d.R. nicht
wirtschaftlich.
Tabelle 6-1: Erfahrungen mit CAES-Kraftwerken74
Derzeit existierende CAES-Kraftwerke
Ort Huntorf, Deutschland McIntosh, USA
Inbetriebnahme 1978 1991
Speicher zwei Salzkavernen je 150.000 m³ Salzkaverne 538.000 m³
Leistung 290 MW über 2 Stunden 110 MW über 26 Stunden
Energieaufwand für 1 kWhel
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0,69 kWh Strom 1,17 kWh Gas
Wirkungsgrad 42 % 54 %
Druckspiel 50 – 70 bar 45 – 76 bar
Anmerkung Weltweit erste CAES Anlage Erste CAES Anlage mit Rekuperator75
Kosten. Die Errichtung von CAES-Kraftwerken verursacht hohe Investitionskosten. Dabei fallen für
Kompressor und Kaverne zusammen etwa die Hälfte der gesamten Aufwendungen an. Die
Investitionskosten für eine Anlage zur Bereitstellung von 1 GWh Strom betragen knapp 70 Mio. EUR
(Beispielhaft: 180 MW Kompressor 30 Mio. EUR, 260 MW Turbine 15 Mio. EUR, Kaverne 20 Mio. EUR).76 Auf
Grund des Stromeinkaufs sowie der benötigten Gaszusatzbefeuerung zum Turbinenantrieb fallen für die
Ausspeicherung/ Stromgenerierung auch erhebliche variable Betriebskosten an.
Einsatzmöglichkeiten. Die Einsatzmöglichkeiten eines Speicherkraftwerks werden im Allgemeinen
durch die Anfahrtszeit, den Wirkungsgrad, die Gesamtkapazität, den (Investitions-)Kosten sowie den
insgesamt möglichen Ladezyklen bestimmt. Die Reaktionszeit (Anfahrtszeit) eines CAES-Kraftwerks ist
sehr niedrig (circa 1/3 einer GuD-Anlage), der Wirkungsgrad ist mit circa 50 % eher gering. CAES-
Kraftwerke können damit sowohl den Spotmarkt bedienen, als auch als Systemdienstleistungsanbieter
am Minutenreservemarkt teilnehmen.
Geologisches Ausbaupotential in Deutschland. Für CAES-Kraftwerke sind vor allem Salzkavernen mit
Volumen über 500.000 m³geeignet, die in geringer Tiefe (weniger als 800 m) liegen. Salzkavernen eignen
sich besser zur schnellen Be- und Entladung als Aquifere. Geeignete Kavernen sind vor allem in Schleswig-
Holstein und Niedersachen verfügbar und vereinzelt auch in südwestlichen Landesteilen von
Mecklenburg-Vorpommern.77 In Deutschland sind grundsätzlich die geologischen Voraussetzungen zur
74 Basierend auf eine Tabelle des BINE Informationsdienst 2005, S. 2. 75 Ein Rekuperator nutzt die heißen Abgase der Gasturbine zur Vorerwärmung der Luft und mindert dadurch den nötigen Brennstoffeinsatz, was die Kosten senkt und den Wirkungsgrad steigert. 76 Aussage beruht auf verschiedenen Studien des EWI-Instituts. Für weitere Informationen zum EWI-Institut siehe www.ewi.uni-koeln.de, Stand: 28.11.2009. 77 Vgl. BINE Informationsdienst2005, S. 2 oder Crotogino Druckluftspeicher 2003, S. 1f.
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auf die Wirtschaftlichkeit von CAES-Kraftwerken wirkt sich ihr niedriger Wirkungsgrad aus (etwa 50 %),
der auf der benötigten Gaszusatzbefeuerung bzw. den Wärmeverlust bei der Kompression beruht.79
6.1.2 Adiabate Druckluftspeicher
Funktionsweise. Bei adiabaten Druckluftspeichern (AA-CAES) ist keine Gaszusatzbefeuerung notwendig,
da die im Beladevorgang anfallende Kompressionswärme nicht abgeleitet, sondern in Wärmespeichern
aufgefangen wird. Mit der gespeicherten Wärme wird im Endladevorgang die ausströmende Druckluft
erhitzt und so die Zusatzbefeuerung ersetzt.
Entwicklungsstand. Bisher wurden noch keine AA-CAES-Kraftwerke errichtet. Die nötige Technik zur
Errichtung adiabater Druckluftspeicher gilt als weitgehend vorhanden. Gerade beim Kompressor aber
auch Wärmespeicher und Turbine sind noch Teilweiterentwicklungen notwendig, um den Umgang mit
der Kompressionswärme zu optimieren.
Kosten. Die Investitionskosten eines AA-CAES-Kraftwerks erhöhen sich im Vergleich zu denen eines CAES-
Kraftwerks vor allem um die Investitionen in den Wärmespeicher und Wärmetauscher (auch die
Kompressorkosten sind etwas höher). Die Investitionskosten des Wärmespeichers machen bei einer
Speicherkapazität von 8 h mindestens 25 % des Gesamtinvestitionsvolumens aus und steigen bzw. sinken
etwa linear mit der Anlagengröße. Die variablen Kosten der Stromerzeugung sinken dagegen erheblich,
da auf die Gaszusatzbefeuerung verzichtet werden kann. Insgesamt wird erwartet, dass der
Wirkungsgrad gegenüber den 50 % der diabaten Variante auf bis zu 70 % gesteigert werden kann.
Auslegung. Einsatzmöglichkeiten und geologisches Ausbaupotenzial gleichen denen der CAES-
Kraftwerke. Ein Unterschied besteht bei den Standortanforderungen, da durch den Wegfall der
Gaszusatzbefeuerung für AA-CAES-Kraftwerke die Notwendigkeit eines Gasanschlusses entfällt.
Zusammenfassung. Adiabate Druckluftspeicher haben im Vergleich zu diabaten Druckluftspeichern
höhere Investitionskosten (vor allem für Wärmespeicher und Wärmetauscher). Dafür entfällt die
Gaszusatzbefeuerung, was die Betriebskosten senkt und den Wirkungsgrad steigert. Es wird daher davon
ausgegangen, dass die Rentabilität von adiabaten Druckluftspeichern höher ist, als die von diabaten
Druckluftspeichern. Da bisher weltweit noch kein adiabates Druckluftspeicherwerk errichtet wurde,
konnte diese Annahme in der Praxis weder belegt noch widerlegt werden. Es wird davon ausgegangen,
dass für einzelne Komponenten (Wärmespeicher, Kompressor, Turbine) adiabater Druckluftspeicher noch
Entwicklungsbedarf besteht. Im Januar dieses Jahres hat ein Konsortium unter der Führung von RWE
Power die gemeinsame Bearbeitung des Projekts ADELE beschlossen.80 In dem Projekt soll die
Entwicklung adiabater Druckluftspeicher bis zur Angebotsreife für eine erste Demonstrationsanlage
durchgeführt werden. Mit dem Bau der Demonstrationsanlage soll 2013 begonnen werden, mit der
Inbetriebnahme ist frühestens 2016 zu rechnen. Spätere Anlagen sollen eine Leistung von 300 MW und
eine Speichergröße von etwa 1.000 MWh haben. Die Demonstrationsanlage wird kleiner ausfallen.
79 Vgl. DLR Nachrichten 116 2006, S. 51f . 80 Das Konsortium besteht aus Deutsches Zentrum für Luft und Raumfahr e.V., Ed. Züblin AG, Erdgasspeicher Kalle GmbH, GE Global Research, Ooms-Ittner-Hof GmbH, RWE Power AG; Adiabate Druckluftspeicher für die Elektrizitätsversorgung (ADELE).
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6.1.3 Batteriespeicher
Elektrochemische Speichersysteme lassen sich nach unterschiedlichen Kriterien gliedern. Abbildung 6-3
skizziert eine Gliederung nach internen und externen Speichern.
Bei internen chemischen Batteriespeichern ist die Baugröße direkt von der speicherbaren Energiemenge
abhängig. Umgekehrt wird bei Technologien mit externem Speicher der Speichervorgang vom
Wandlungsvorgang getrennt, und damit auch deren kapazitive Verknüpfung aufgehoben.81
Batterien mit internem Speicher. Elektrochemische Batterien mit internem Speicher (wie z.B. Blei-,
NiCd-, NaS-Batterien, etc.) werden hier zusammenfassend betrachtet. Die Zusammenfassung erfolgt, da
diese Batterietypen sehr ähnliche Funktions- und Einsatzmerkmale aufweisen.
Einsatzmöglichkeiten und Entwicklungsstand. Batterien werden derzeit vor allem für kleinere
Anwendungen eingesetzt. Ihr Einsatz als größere Speicher ist jedoch nicht nur technisch denkbar,
sondern wird bereits heute bei Inselsystemen oder für Netzdienstleistungen verwendet. So wird z.B. in
Japan eine NaS-Batteriespeicheranlage für Aufgaben des Lastausgleichs benutzt.82
Abbildung 6-3: Gliederung elektrochemischer Speichertechnologien83
Vorteile chemischer Batterien:
• Die Reaktionszeit chemischer Batterien beträgt wenige Millisekunden. Sie sind daher
grundsätzlich gut zur Erbringung von Systemdienstleistungen wie dem Ausgleich kurzfristiger
Netzschwankungen geeignet.
81 Vgl. Bullinger Technologieführer 2007, S. 364ff. 82 Die Firma Tokyo Electric Power Company betreibt eine NaS-Batteriespeicheranlage für den Lastausgleich in Tsunashima (Leistung 6MW, Speicher 48 MWh, für weitere Informationen siehe: http://www.tepco.co.jp/en/index-e.html, Stand: 14.10.2009). Der Hersteller dieser Batterien ist die Firma NGK (für weitere Informationen siehe: http://www.ngkntk.co.jp/english/company/index.html, Stand: 14.12.2009). 83 VDE Energiespeicher 2008, S. 76.
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• Der Wirkungsgrad ist mit bis zu über 95 % sehr hoch. Zudem ist der Anstieg der Speicherverluste
bei Erhöhung der Speicherdauer mit weniger als 5 % je Monat verhältnismäßig gering.
Nachteile chemischer Batterien:
• Batterien haben eine relativ geringe Anzahl möglicher Ladezyklen. Ihre Lebensdauer beträgt
daher je nach Nutzungsschema nur drei bis zwölf Jahre.
• Die Investitionskosten betragen etwa 1.200 – 1.500 EUR/kW. Die geringe Anzahl der Ladezyklen
bewirkt eine hohe Belastung jedes Ladezyklus mit den umgelegten Investitionskosten.
Zusammenfassung. Auf Grund der geringen Ladezyklenanzahl sind die Gesamtkosten je bereitgestellter
Energieeinheit bei Batterien sehr teuer. Ihre Einsatzmöglichkeiten zur Integration fluktuierender
Einspeisung aus erneuerbaren Energiequellen (insb. Wind, Sonne) sind daher sehr beschränkt. Auf Grund
der geringen Verluste und der sehr schnellen Einsatzzeiten eignen sich Batterien zur Bereitstellung
kurzfristiger Systemdienstleistungen oder für den Inselbetrieb.
Chemische Batterien mit externem Speicher. Stellvertretend für die Gruppe der chemischen Batterien
mit externem Speicher werden hier Redox-Flow-Batterien beschrieben.
Funktionsweise. Die Redox-Flow-Batterie nutzt wie herkömmliche Batterien chemische Bindungsenergie
zur Speicherung elektrischer Energie. Das Besondere ist die Speicherung Flüssigkeit und die Trennung von
Wandlungseinheit und Speichereinheit (siehe dazu Abbildung 6-4). Die Ladung der Batterie kann
automatisch oder über manuelle Befüllung erfolgen. Die Wandlungseinheit besteht aus zwei
energiespeichernden Elektrolyten, zwischen denen mittels einer Membran der Elektronenaustausch
erfolgt.
Entwicklungsstand. Redox-Flow-Batterien wurden bereits in den 70er Jahren intensiv erforscht. Das
Interesse an dieser Technologie hat aber erst in den letzten Jahren wieder zugenommen. In Amerika und
Japan werden derzeit größere Anlagen errichtet. In Japan sind Redox-Flow-Anlagen bereits sei einigen
Jahren im Betrieb, allerdings sind die Anlagengrößen noch vergleichbar klein (siehe dazu Tabelle 6-2 ).84
Tabelle 6-2: Auswahl in Japan betriebener Redox-Flow-Anlagen85
Betreiber Einsatzart Anlagenspezifikation Inbetriebnahme
Energiedienstleister Spitzenlast/ Lastglättung 0,2 MW, 8 h 1996
Industrie Unterbrechungsfreie Stromversorgung Spitzenlast/ Lastglättung
3 MW, 1,5 h 1,5 MW, 1 h
2001
Forschung Windeinspeisestabilisierung 0,17 MW, 6 h 2001
Industrie Windeinspeisestabilisierung 4 MW, 1,5 h 2005
84 Vgl. www.pdenergy.com, Stand: 13.12.2009. 85 Vgl. www.pdenergy.com/en/applications-solutions/projects_installations/In%20Japan/In%20Japan.html, Stand: 21.12.2009.
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Kosten. Die Investitionskosten je kW betragen derzeit circa 2.000 EUR für Großspeicher. Das entspricht in
etwa dem Dreifachen der Investitionskosten von Druckluftspeichern.
Auslegung. Die Reaktionszeiten von Redox-Flow-Batterien betragen wie bei Batterien mit internen
Speichern wenige Millisekunden. Durch die Trennung von Speicher und Wandler ergibt sich eine höhere
Anzahl von Lebenszyklen (etwa 12.000), aber ein niedrigerer Wirkungsgrad (etwa 80 %). Die Trennung von
Speicher und Wandler lässt flexible Kombinationen aus Speichergröße und Konverter zu. Auf Grund der
hohen Konverterkosten bietet sich aus wirtschaftlicher Sicht eine im Verhältnis zur Konverterkapazität
große Speicherdimensionierung (Volllaststundenzahl wesentlich größer als 8 h) an.
Abbildung 6-4: Schematische Darstellung einer Redox-Flow-Batterie86
Einsatzmöglichkeiten/ Zusammenfassung. Da der Bau großer Tanks einfach erfolgen kann und die
Tankaufstellung relativ unabhängig von geographischen Gegebenheiten ist, eigenen sich Redox-Flow-
Batterien grundsätzlich gut für den großtechnischen Einsatz. Die schnellen Reaktionszeiten erlauben den
Einsatz zur Regelenergiebereitstellung. Die hohe Abnutzung und die damit trotz Steigerung gegenüber
herkömmlichen Batterien immer noch geringe Anzahl an Lebenszyklen erschwert derzeit den
wirtschaftlichen Einsatz zum Ausgleich von Stark- und Schwachlastzeiten bzw. den Ausgleich
fluktuierender Einspeisung.
6.1.4 Superkondensatoren
Funktionsweise. Superkondensatoren oder elektrochemische Doppelschicht-Kondensatoren (EDLC)
erweitern die klassischen Kondensatoreigenschaften (hohe Leistung, fast unbegrenzte Zyklen) um eine
deutlich höhere Energiedichte (bis zu 20 kWh/m³). Dies wird dadurch erreicht, dass die Speicherung ohne
elektrochemischen Zwischenschritt auf (bzw. in) einem Elektrodenmaterial erfolgt, dessen effektive
Oberfläche durch hohe Porosität stark gesteigert wurde. Abbildung 6-5 skizziert die Funktionsweise eines
Doppelschicht-Kondensators.
86 Abbildung entnommen aus www.cellstrom.at, Stand: 17.11.2009.
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Abbildung 6-6: Grundschema der Elektrolyse88
Entwicklungsstand. Brennstoffzellen und Wasserstoffspeicher befinden sich, insbesondere für ihren
Einsatz als Großspeichertechnologie, noch in der Forschungs- und Entwicklungsphase. Die Speicherung
von reinem Wasserstoff in Salzkavernen wird in den USA durch die chemische Industrie bereits praktiziert.
Kosten. Die Investitionskosten sind mit bis zu 2.500 EUR/kW (für eine Speichergröße von 12
Volllaststunden und einer Erzeugungsleistung von 300 MW) vergleichsweise hoch. Sie werden vor allem
durch den Konverter verursacht.
Auslegung. Die im Vergleich zum Speicher sehr hohen Konverterkosten fördern
Anlagenkonfigurationen, in denen ein großes Speichervolumen eine hohe Vollaststundenzahl des
Konverters ermöglicht.
Einsatzmöglichkeiten. Der Wirkungsgrad ist mit 30 % - 40 % sehr niedrig. Auf Grund der im Vergleich zu
Druckluft- oder Pumpspeicherkraftwerken hohen Energiedichte von Wasserstoff, ist mit Wasserstoff die
Speicherung größerer Energiemengen bei relativ geringem Platzbedarf möglich.
Zusammenfassung. Bei den derzeit sehr hohen Konverterkosten ergeben sich verbunden mit dem
niedrigen Wirkungsgrad keine wirtschaftlichen Einsatzmöglichkeiten. Langfristig wird Wasserstoff auf
Grund der höheren Energiedichte (und auch aus Mangel an Alternativen) ein hohes Potenzial für
Energiespeicherung in Wochen- und Saisonzeiträumen eingeräumt.
88 Abbildung entnommen aus http://de.academic.ru, Stand: 01.12.2009.
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6.1.6 Pumpspeicherwerke89
Funktionsweise. PSW speichern Energie, in dem sie Wasser von einem niedrigen Niveau (Unterbecken)
auf ein höheres Niveau (Oberbecken) pumpen. Zur Rückumwandlung wird Wasser aus dem Oberbecken
abgelassen und so die pontezielle Energie über Turbinen wieder in Strom umgewandelt. Abbildung 7-1
stellt die Funktionsweise eines PSW schematisch dar. Eine eingehende Beschreibung der Funktionsweise
von PSW erfolgt in Kapitel 7.1.1.
Entwicklungsstand. PSW werden bereits seit vielen Jahrzehnten weltweit eingesetzt, d.h. ihr
großtechnischer Einsatz ist langjährig erprobt.
Kosten. PSW werden seit vielen Jahrzehnten wirtschaftlich rentabel eingesetzt. Die Investitionskosten
betragen in etwa 750EUR/kW.
Auslegung. Die Speicherauslegung von Pumpspeicherwerken wird durch die natürlichen Gegebenheiten
eingeschränkt. Das größte derzeit in Deutschland betriebene Pumpspeicherwerk (Goldisthal) hat eine
nutzbare Gesamtspeicherleistung von knapp 8.500 MWh. Das durchschnittliche Verhältnis aus
Turbinenleistung und Speichergröße ermöglicht etwa 7 Stunden Volllastbetrieb.
Einsatzmöglichkeiten. Auf Grund der schnellen Anfahrtszeiten und der guten Wirkungsgrade (bis zu
80 %) eignen sich Pumpspeicherwerke sowohl für die Teilnahme am Regelenergiemarkt als auch zur
Glättung der Tageslastschwankungen. Die Einsatzmöglichkeiten von PSW werden detailliert in Kapitel 7.2
diskutiert.
Geographisches Ausbaupotenzial. Ein Ausbau von PSW ist in Deutschland auf Grund fehlender
geographisch geeigneter Standorte oder ökologischer Einschränkungen begrenzt. Steigerungen der
installierten Kapazität werden in gewissem Maß durch Repowering bestehender Anlagen erwartet.90 Der
Ist-Stand der PSW in Deutschland sowie Szenarios und Ausbaupotenziale werden in Kapitel 7.1.2
beschrieben.
Zusammenfassung. Pumpspeicherwerke stellen eine weltweit langjährige und in wirtschaftlichem
Betrieb erprobte Technologie dar. Für elektrische Großspeicher gibt es keine andere auch nur annähernd
vergleichbar verbreitete Technologie. Die technischen Charakteristika der PSW lassen einen Einsatz
sowohl am Spot- als auch am Regelenergiemarkt zu. PSW können damit sowohl zur Aufrechterhaltung
der Netzstabilität als auch zur Last- bzw. Einspeiseglättung genutzt werden. Auf Grund ihrer variablen
und sicheren Einsatzweise besitzen PSW eine sehr hohe Systemqualität. Sie stellen dadurch ein wichtiges
Instrument zur (tagesweisen) Integration von erneuerbaren Energien in das Stromsystem dar. Für den
längerfristigen (Wochen-, Monats-, saisonalen) Ausgleich fluktuierender Energien reicht die in
Deutschland installierte Leistung jedoch bei weitem nicht aus.
89 Die hier erfolgende Beschreibung der Technologie Pumpspeicherwerke beschränkt sich auf die zum Vergleich der Technologien notwendigen Aspekte. Eine ausführliche Analyse der Funktionsweise, Einsatzmöglichkeiten, sowie des Standes der ausgebauten Kapazität und des weiteren Ausbaupotenzials erfolgt in Kapitel 6. 90 VDE Energiespeicher 2008, S. 46.
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6.2 Einsatzbereiche der Speichertechnologien
Aufbauend auf den Beschreibungen aus Kapitel 6.1 erfolgt in diesem Kapitel ein Vergleich der
verschiedenen Speichertechnologien. Ziel dieses Vergleichs ist es, ein detailliertes Bild der
Einsatzmöglichkeiten und der dazugehörigen Rahmenbedingungen der einzelnen Technologien zu
zeichnen.
Ein einfacher (zweidimensionaler) Vergleich der Speichertechnologien über Technologieart und
Vergleichskriterium (z.B. Ausbaukapazität, Verlässlichkeit, Kosten je kWh) wird der Komplexität nicht
gerecht. Zur Bewertung einer Speichertechnologie müssen immer die spezifischen Anforderungen der
jeweiligen Einsatzart (wie z.B. Systemdienstleistungsanforderungen, Speicherzeit, Ein- bzw.
Ausspeicherleistung) und die zu erwartende technologische Entwicklung beachtet werden.
Eine Diskussion zu zentralen und dezentralen Energiespeichern erfolgt in Kapitel 6.3.
6.2.1 Regelenergie und Blindleistungsregelung.91
Zur Aufrechterhaltung der Netzstabilität existieren verschiedene Systemdienstleistungen. Für die
Bereitstellung der Dienstleistungen ergeben sich jeweils unterschiedliche Anforderungen an die
Kraftwerke (eine genauere Beschreibung der Systemdienstleistungen erfolgt in Kapitel 7.2.2 und 7.2.3.).
Im Folgenden werden kurz die wichtigsten Bereitstellungsanforderungen je Dienstleistungsart genannt
und daraus abgeleitet, welche Speichertechnologie die jeweiligen Anforderungen bestmöglich erfüllt.
Primärregelung.Die Primärregelreserve muss innerhalb von 30 s in vollem Umfang bereitstehen. Aus
diesem Grund kommen für die Bereitstellung von Primärregelreserve aus dem Stillstand nur große
Batteriespeicher in Frage, die sich in wenigen Sekunden ansprechen lassen. Kraftwerke müssen allgemein
ab einer Größe von 100 MW aus dem Betrieb heraus in der Lage sein, Primärregelenergie bereitzustellen.
PSW können durch eine entsprechend abgestimmte Feinregelung der Wasserzufuhr zu den
hydraulischen Maschinen sowohl im Pump- als auch im Turbinenbetrieb Primärregelung stellen.
Sekundärregelung. Die Sekundärregelreserve muss innerhalb von 15 min in vollem Umfang zur
Verfügung stehen, eine Einzelanlage muss daher innerhalb von 5 min voll einsatzbereit sein. Da die
Energie aber zunächst nur Vorgehalten und nicht regelmäßig abgerufen wird, sind Schwungräder und
Superkondensatoren wegen ihrer mit der Speicherdauer steigenden Verluste ungeeignet. Auf Grund der
hohen Investitionskosten je Leistungseinheit eignen sich auch Batterien nur bedingt. Zur Bereitstellung
von Sekundärregelreserve sind daher PSW die geeignetste Speichertechnologie.
Tertiärregelung. Die Minutenreserve muss innerhalb von 15 min für eine Dauer von bis zu 4 x 15 min
abrufbar sein. Neben PSW sind aus technisch wirtschaftlichen Gesichtspunkten zur Bereitstellung von
Tertiärregelleistung auch Druckluftspeicher geeignet.
Blindleistungsregelung. Bei Wirkleistungsbetrieb (Speicherbe-/ -entladung) ist es immer möglich
Blindleistung zu liefern oder aufzunehmen. Eine reine Lieferung oder Aufnahme von Blindleistung (d.h.
eine Blindleistungslieferung oder Aufnahme ohne die Abgabe von Wirkleistung) ist derzeit nur durch
PSW bzw. Anlagen mit Vollstromrichter möglich. Obwohl CAES-Kraftwerke die Grundvoraussetzung zum
91 Zu Kapitel 6.2.1 und 6.2.2 vgl. dena NNE-Pumpspeicher 2008, S. 22-24.
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reinen Blindleistungsbetrieb erfüllen, müssten Generator und Kompressor dazu geeignet gekoppelt
werden.
Zusammenfassung. Batterien sind auf Grund Ihrer schnellen Ansprechzeit neben PSW die einzige
Speichertechnologie die sich zur Bereitstellung von Primärregelenergie eignet. Für die Bereitstellung der
anderen Regelenergieleistungen sind Batterien zwar technisch geeignet aber auf Grund der hohen
Investitionskosten zu teuer. Wasserstoffspeichersysteme (auf Grund der hohen Investitionskosten) sowie
Schwungräder und Superkondensatoren (auf Grund der Investitionskosten sowie der hohen Energiever-
luste mit der Speicherdauer) sind im Systemdienstleistungsbereich wirtschaftlich nicht konkurrenzfähig.
PSW stellen nach wie vor die zentrale Speichertechnologie zur Bereitstellung von Primär-, Sekundär- und
Tertiärregelenergie sowie Blindleistung dar. Zur Bereitstellung von Tertiärregelenergie und Blindleistung
sind mit Einschränkungen (siehe oben) auch Druckluftspeicherkraftwerke geeignet.
6.2.2 Lastausgleich/ Stromveredelung
Lastausgleich bzw. Stromveredelung auf zentraler Ebene (Übertragungsnetz/ großtechnischer Rahmen)
setzt Kapazitäten im GW-Bereich voraus.92 Alternativ könnte auch die Kopplung kleiner Speicher genutzt
werden. Dies ist aber auf Grund des Koordinations- und Kostenaufwands (tendenziell steigende
Speicherkosten je kWh mit sinkender Speichergröße) auf dieser Ebene zumindest derzeit nicht
wettbewerbsfähig.
Der Kostenvergleich für Speichertechnologien im Tages- bzw. Stundeneinsatz zeigt, dass sowohl zum
heutigen Zeitpunkt als auch unter Einbezug zukünftiger Entwicklungen PSW und CAES ähnliche Kosten
aufweisen (vgl. Abbildung 6-7, oben-links).93 Je nach Standort liegen die Kosten von PSW auf gleicher
Höhe mit CAES oder etwas darunter. Die Kosten von Wasserstoffspeichersystemen sind dagegen drei- bis
fünfmal höher. Obwohl bei Batteriesystemen in Zukunft erhebliche Kostenreduktionen erwartet werden,
belaufen sich diese für den Lastausgleich auf zentraler Ebene auch in absehbarer Zukunft auf mindestens
das Doppelte der Kosten von PSW (vgl. Abbildung 6-7, unten-rechts).
Eine vom BMWi in Auftrag gegebenen Studie vergleicht die großtechnischen Speichertechnologien nach
Energiedichte, Zykleneffizienz, Zyklenfestigkeit, Lebensdauer, spezifischen Investitionskosten, Verfügbar-
keit und Umweltauswirkungen. Insbesondere auf Grund der Kriterien Verfügbarkeit, Lebensdauer und
Zyklenfestigkeit erweisen sich auch in diesem Vergleich PSW als die am besten beurteilte großtechnische
Speicheroption.94
Dennoch werden für den Lastausgleich in Zukunft neben PSW auch andere Speichertechnologien zum
Einsatz kommen. Dies liegt zum einen an dem zunehmenden Bedarf die Stromerzeugung aus
erneuerbaren Energien zeitlich vom Verbrauch zu entkoppeln, und zum anderem an dem beschränkten
Ausbaupotenzial für PSW. Außerdem wird sich der Einsatzbereich von Batterien erweitern (siehe obige
Beschreibungen und später folgende Ausführungen zur Elektromobilität). Batterien bieten sich auch als
92 Die Definition bzw. Beschreibung der Begriffe Lastausgleich bzw. Stromveredelung erfolgt in Kapitel 7.2.4. Beide Ansätze führen über den Marktpreis zu einer ähnlichen Fahrweise von Speichern mit zumindest einem Speicherzyklus pro Tag. 93 Hier basierend auf VDE Energiespeicher 2008. Auch die dena kam in den Berechnungen der Studie dena NNE-Pumpspeicher 2008 zu vergleichbaren Ergebnissen. 94 BMWi Speichertechniken 2009, S. 25ff.
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grundsätzliche Alternative an, wenn die geographischen Gegebenheiten den Bau von PSW oder CAES
nicht zulassen oder die geplante Lebensdauer des benötigten Speichers unter 20 Jahren liegt.
Wasserstoff
Druckluft(adiabatisch)
Pumpspeicher
5 10 15 20 25 30 10 20 30 40 500 0
Kosten in €-Cent pro kWh
heute
abhängig vom Standort
> 10 Jahre heute> 10 Jahre
abhängig vom Standort
Lastausgleich: Tageszyklus Flautenausgleich: 2-Wochenzyklus
Zink-Brom
Redox-flow (Vanadium)
NaNiCl (Hochtemp.)
Lithium-Ionen
NaS (Hochtemp.)
NiCd
Blei-Batterie
5 10 15 20 25 30 10 20 30 40 50 600 0
Kosten in €-Cent pro kWh
5 -10 Jahre
heute 5 -10Jahre
heute
dezentral: 2 Zyklen pro Tag zentraler Lastausgleich: Tageszyklus
Abbildung 6-7: Vollkostenvergleich von Speichertechnologien nach Einsatzart95
95 Darstellung aufbauend auf VDE Energiespeicher 2008.
Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena): PSW – Integration EE Abschlussbericht
Seite 76 von 174
6.2.3 Längerfristige (saisonaler, Wochen-) Speicher.96
Die Stromerzeugung aus Sonne und Wind unterliegt nicht nur kurzfristigen Schwankungen im
Tagesverlauf, sondern auch Schwankungen mehrerer Tage oder Wochen (z.B. Windflauten) sowie
saisonalen Schwankungen. Für eine sichere und effiziente Energieversorgung auf Basis erneuerbarer
Energien ist damit ein ganzheitlicher Systemansatz notwendig, um flexibel sowohl auf Tages- wie auch
längerfristige Schwankungen reagieren zu können. Dies gilt insbesondere vor dem Hintergrund des Ziels,
das CO2-Vermeidungspotenzial der erneuerbaren Energieerzeugung vollständig auszuschöpfen. Dafür
sind z.B. der koordinierte Einbezug der Nachfrageseite oder der zügige Netzausbau auf nationaler wie
europäischer Ebene notwendig.97 Ein weiterer wichtiger Baustein zur sicheren und effizienten
Stromversorgung sind Stromspeicher, die auch Schwankungen im Wochenbereich (oder gar saisonal)
ausgleichen können. Um Energie für Flauten zu speichern (Wochenbereich), werden sehr hohe
Speichergrößen von mehreren 100 GWh benötigt. Die längeren Speicherzeiten führen dazu, dass jeder
Speicherzyklus mit einem höheren Anteil an Investitions- und Betriebskosten belastet wird. So verkauft ein
Speicher für den Tagesausgleich täglich Strom und kann somit theoretisch täglich einen Beitrag zur
Deckung der Fix- und Investitionskosten erwirtschaften, ein Speicher für den Wochenausgleich nur
einmal pro Woche. In welchem Ausmaß die unterschiedliche Zyklenanzahl die Vollkosten eines Speichers
beeinflusst, wurden z.B. in der VDE-Studie „Energiespeicher“98 analysiert. Die Ergebnisse dieses Vergleichs
werden in Abbildung 6-7 dargestellt. Festzuhalten ist, dass sich die Vollkosten der Energiespeicherung für
alle untersuchten Speichertechnologien mit einer Verlängerung der Speicherdauer erhöhen.
Sowohl aus heutiger Sicht, als auch unter Einbeziehung der vermuteten technischen Entwicklungs- und
ökonomischen Kostenreduktionspotentiale stellen PSW die wirtschaftlichste Speichertechnologie für den
Einsatz als Wochenspeicher dar.
Es ist auch in Zukunft kaum zu erwarten, dass PSW als Wochenspeicher eingesetzt werden. Gründe sind:
• Obwohl PSW die wirtschaftlichste Option für Wochenspeicher darstellen, gibt es für sie andere
wesentlich rentablere Einsatzmöglichkeiten.99
• Obwohl mit PSW die Leistung im erforderlichen GW-Bereich erreicht werden könnte, ist das
Gesamtausbaupotential für PSW in Deutschland viel zu gering, um die für den Wochenausgleich
erforderliche Menge Energie zu speichern. Dies liegt zum einen an dem geringen
Ausbaupotential für PSW in Deutschland, zum anderen an der relativ geringen Energiedichte und
dem damit einhergehenden enormen Platzbedarf für die Speicherung hunderter GWh Strom.
Für die längerfristige Speicherung wird daher vor allem Wasserstoff mit wesentlich höherer
Energiedichte diskutiert. Der niedrige Wirkungsgrad, sowie noch zu lösende technische
Herausforderungen auch absehbare Zeit keine (wirtschaftliche) Nutzung von
96 Vgl. z.B. Gatzen Power Storage 2008, S. 19-22 oder dena NNE-Pumpspeicher 2008, S. 63 ff. 97 Der niedrige Kapazitätskredit fluktuierender Einspeisung erneuerbarer Energiequellen kann durch die räumliche Verteilung der Erzeugungseinheiten gesteigert werden. Dieser Effekt wurde ausführlich in dem EU-Projekt TradeWind (www.trade-wind.eu, Stand: 12.11.2009.) untersucht. Trotz eines als optimal angenommenen Leitungsausbaus bei einem Betrachtungsraum von ganz Europa kann dadurch der Kapazitätskredit in Deutschland nur von circa 7 % auf circa 14 % gesteigert werden. 98 In dem Vergleich wird mit einer Leistung von 500 MW, einem Speicher von 100 GWh und in etwa einem Zweiwochenzyklus gerechnet. 99 Siehe dazu die vorausgegangenen und nachfolgenden Ausführungen dieses Kapitels.
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Wasserstoffspeichersystemen erwarten. Hier besteht noch erheblicher Forschungs- und
Entwicklungsbedarf.
6.3 Speichereinsatz auf dezentraler Ebene
Eingrenzung der Begriffe dezentrale Energieversorgung/ dezentraler Speicher. Bisher gibt es keine
eindeutige Definition des Begriffs dezentrale Energieversorgung über klare Abgrenzungsparameter wie
Technologieart, Leistung oder für Energiespeichergröße. Der Begriff wird vielmehr relativ verwendet. So
stellen kommunale Versorgungseinheiten aus Sicht eines europaweit agierenden Energieversorgungs-
unternehmens ggf. dezentrale Strukturen dar, für ein Stadtwerk dagegen ist ggf. erst ein kleiner
Ausschnitt, z.B. ein Stadtteil eine dezentrale Einheit. Im Energiewirtschaftsgesetz werden mit dezentralen
Erzeugungsanlagen verbrauchsnah an das Verteilnetz angeschlossene Erzeugungsanlagen bezeichnet.100
In diesem Sinne werden in der folgenden Diskussion unter dezentralen Speichern alle Speicher
verstanden, die einsatznah an das Mittel- und Niederspannungsnetz (Verteilnetz) angeschlossen, oder zur
Eigenversorgung bestimmt sind. Mit einsatznah soll sowohl die Nähe zum Verbraucher (Endkunde) als
auch in anderen Fällen die Nähe zu Einspeisern (etwa Erzeugungsanlangen mit fluktuierenden
Energiequellen wie Wind oder Sonne) beschrieben werden. Eine feste Abgrenzung der Speichergröße ist
damit nicht gegeben, jedoch ergibt sich aus dem Verbrauchs- und Einspeiseverhalten dezentraler
Einheiten sowie den Übertragungskapazitäten des Verteilnetzes automatisch, dass die Speicherparameter
wie z.B. Turbinenleistung und Speichergröße i. A. erheblich kleiner sind als bei zentralen Speichertechno-
logien. Typische Leistungswerte dezentraler Speicher sind 0,1 MW bis mehrere 10 MW. Folgende
Auflistung verdeutlicht das breite Spektrum der Einsatzmöglichkeiten dezentraler Speicher:
• Vergleichmäßigung der Energielieferung. Die Netze sind derzeit nicht für die zunehmend
festzustellende Rückspeisung (Flussrichtung vom Verteilnetz zum Übertragungsnetz) ausgelegt.
Speicher können hier Rückflussspitzen auf den unteren Netzebenen minimieren.101
• Entkoppelung der Strom- und Wärmegeneration bei KWK
• Überbrückung von kurzfristigen Stromversorgungsunterbrechungen
• Optimierungsaufgaben auf Verteilnetzebene
• Insellösungen. Unterstützung der Versorgungssicherheit für nicht an das allgemeine Stromnetz
angeschlossenen Verbraucher
• Lastmanagement durch die zeitliche Entkopplung von Stromangebot und -nachfrage
Eingrenzung möglicher Technologien zur dezentralen Energiespeicherung. Neben der
Stromspeicherung werden insbesondere auf der dezentralen Ebene zur Integration fluktuierender
Einspeisung aus erneuerbaren Energiequellen auch weitere Technologieoptionen zur
Energiespeicherung und Lastverschiebung diskutiert. Beispiele hierfür sind (vgl. Kapitel 6.3.3):
• Wärmespeicher
• Speicher in Druckluftanwendungen (Druckluftspeicher auf der Nachfrageseite)
100 Vgl. EnWG §3 Abs. 11. 101 dena EEG-Netzentgeltauswirkungen in Sachsen-Anhalt 2008, S. 74ff.
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• Lastverlagerung/ Demand-Side-Management (DSM): Kühlhäuser, energieintensive Anwendungen
im privaten, öffentlichen und industriellen Bereich
Diese Technologieoptionen stellen Energiespeicher, aber keine Stromspeicher im eigentlichen Sinne dar.
Ein Stromspeicher wandelt Elektrizität in eine andere Energieform (z.B. Wasserstoff oder potenzielle
Energie), speichert diese zwischen und nutzt die gespeicherte Energie schließlich zur Rückwandlung in
Elektrizität.
Viele der technisch verfügbaren Lösungen zur dezentralen Stromspeicherung sind auf absehbare Zeit
nicht wirtschaftlich realisierbar. Darunter fallen z.B. Superkondensatoren oder supraleitende Speicher.
Andere Technologien wie Schwungräder eignen sich vor allem zur sehr kurzen Energiespeicherung
(unterbrechungsfreie Stromversorgung). Zum Tages- oder gar Saisonausgleich sind sie auf Grund der mit
der Speicherzeit stark ansteigenden Verluste nicht geeignet.
Als Ergebnis kann festgehalten werden, dass auf dezentraler Ebene elektrochemische Batterien die relativ
gesehen kostengünstigste Speicheroption sind.102
Im Folgenden sollen daher zunächst Batterien (Kapitel 6.3.1) und deren Möglichkeiten in Verbindung mit
der Elektromobilität (Kapitel 6.3.2) sowie anschließend auch andere Formen der dezentralen
Energiespeicherung (Kapitel 6.3.3) diskutiert werden.
6.3.1 Kostenbewertung von Batteriespeichern
Batterien stellen derzeit und auch mittel- bis langfristig die günstigste und einzige annähernd
wirtschaftliche Technologie zur Speicherung von Strom auf der dezentralen Ebene dar. Abbildung 6-7
bildet (unten-links) einen Vollkostenvergleich für Batteriespeicher im dezentralem Einsatz ab. Für alle
betrachteten Batteriearten werden für die nächsten Jahre erhebliche Kostenreduktionen erwartet. Nach
den betrachteten Abschätzungen (siehe Abbildung 6-7) werden Natrium-Schwefel-Batterien (NaS) die
Vollkosten der Natrium-Nickel-Chlorid-Batterien (NaNiCl) innerhalb der nächsten 10 Jahre unterbieten.
Auch Bleibatterien sind und bleiben eine relativ günstige und auf Grund der langen Erfahrung extrem
verlässliche Batterieart. Ein allgemeiner Vorteil der Batterien ist, dass sie durch die schnellen
Reaktionszeiten für alle Arten der Regelenergie eingesetzt werden können.
Die Tatsache, dass Batteriespeicher auf dezentraler Ebene kostengünstiger als auf zentraler Ebene sind, ist
darauf zurückzuführen ist, dass im dezentralen Einsatz zwei Speicherzyklen pro Tag angenommen
werden, für den zentralen Einsatz aber nur mit einem Zyklus pro Tag gerechnet wurde.103 Dies basiert auf
der Überlegung, dass zentrale Speicher die Tagesschwankung ausgleichen, auf dezentraler Ebene aber
untertätige Schwankungen überwiegen. Für den Ausgleich der Tagesschwankungen (also ein
Speicherzyklus pro Tag) wären dezentrale Batteriespeicher durchschnittlich teurer als zentrale
Batteriespeicher. Dies liegt an dem Skaleneffekt, nachdem zwei kleine Batterien durchschnittlich höhere
Vollkosten der Energiespeicherung aufweisen, als eine große Batterie.
Dabei gilt grundsätzlich, dass der großtechnische Einsatz von Pump- oder Druckluftspeichern sowohl
heute als auch unter Berücksichtigung der zu erwarteten Kostenreduktion auch in Zukunft deutlich
102 Vergleiche hierzu auch Ausführungen des Kapitels 6.1. 103 Ein Ladyzyklus meint die Be- und Entladung eines Speichers. Je häufiger Ladezyklen stattfinden, umso besser können die Investitionskosten in einen Speicher wieder erwirtschaftet werden.
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geringere Stromspeicherkosten aufweist bzw. aufweisen wird als der (dezentrale oder zentrale) Einsatz
von Batterien.
6.3.2 Batteriespeicher und Elektromobilität
In den vorangegangenen Abschnitten (Einführung zu Kapitel 6.3 und Kapitel 6.3.1) wurde diskutiert, dass
Batterien zwar die vergleichsweise kostengünstigste Technologieoption zur dezentralen
Energiespeicherung darstellen, jedoch sowohl heute als auch unter der Berücksichtigung zukünftiger
Kosteneinsparpotenziale deutlich über den Kosten von großtechnologischen Speicheroptionen wie
Pump- oder Druckluftspeicherwerken liegen.
Im amerikanischen und japanischen Raum gibt es aktuell vermehrt Bestrebungen, Batterien als Speicher
in Stromnetzen einzusetzen. Noch liegen die typischen Batteriegrößen unter 10 MW (siehe auch
Ausführungen in Kapitel 6.1.3). Der dezentrale Einsatz von Batterien, die direkt und ortsfest an das
Verteilnetz angeschlossen sind, wird auch in Deutschland zunehmend diskutiert. Allerdings ist auf Grund
des im Allgemeinen gut ausgebauten deutschen Verteilnetzes derzeit der Lastausgleich über das
Übertragungsnetz (und damit evtl. auch über zentrale Speicher) günstiger und Speicher auf dezentraler
Ebene wirtschaftlich kaum darstellbar.104
Dennoch sind Batterien häufig ein Schwerpunktthema in der Diskussion über dezentrale Energiespeicher.
Dies beruht vor allem auf der Tatsache, dass in Zukunft ein Anstieg der Elektromobilität prognostiziert
wird und, dass in Folge dessen auf die Fahrzeugbatterien als Speicher zugegriffen werden könnte. Hierbei
wird davon ausgegangen, dass die Batteriespeicher parkender Elektrofahrzeuge an die Verteilnetzebene
angeschlossen werden und bei aktivem koordiniertem Speichermanagement einen Beitrag zum
Ausgleich fluktuierender erneuerbarer Energien leisten könnten. Derzeit fehlt dazu aber sowohl die
nötige Infrastruktur, als auch eine größere Anzahl an Elektrofahrzeugen. Mit Blick auf das Ziel der
Bundesregierung, bis 2020 eine Million Elektrofahrzeuge auf die Straße zu bringen, ist in diesem Bereich
jedoch ein bedeutendes Wachstum zu erwarten.105
Im Folgenden wird das Potenzial der Speicher von Elektrofahrzeugen zur dezentralen
Energiespeicherung abgeschätzt.
• Dazu werden zunächst grundlegende Aspekte diskutiert: Fahrzeugtyp, Speichergröße,
Nutzungsgrade, etc.
• Darauf aufbauend erfolgt eine Maximalabschätzung des möglichen Speicherpotenzials von
Elektrofahrzeugen, vor dem Hintergrund des Ausbauziels der Bundesregierung.
• Anschließend werden grundlegende Einschränkungen des Potenzials betrachtet und unter deren
Berücksichtigung eine zweite Potenzialabschätzung erarbeitet.
• Abschließend werden Aspekte genannt, die das Potenzial dieser zweiten Abschätzung weiter
senken oder wieder steigern könnten.
Fahrzeugtyp. Im Ziel der Bundesregierung (1 Million Elektrofahrzeuge bis 2020) ist der Begriff
Elektrofahrzeug nicht näher spezifiziert. Je nach Quelle wird er ausschließlich für rein
104 BMWi Speichertechniken 2009. 105 Koalitionsvertrag 17. Legislaturperiode 2009, S. 31f.
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elektrizitätsangetriebene Fahrzeuge verwendet oder schließt Fahrzeuge mit Hybridantrieb mit ein.
Weiterhin schließt dieser Begriff ggf. auch Zweiräder wie Elektroroller oder Fahrräder mit Elektromotor-
unterstützung mit ein. Diese Fahrzeuge verfügen im Allgemeinen über wesentlich kleinere
Ladekapazitäten.
Speichergröße. Der Haupteinsatzbereich für Elektrofahrzeuge wird zunächst voraussichtlich im
Stadtverkehr und Kurzstreckenpendelverkehr liegen. Dies liegt auch darin begründet, dass die Reichweite
der Elektrofahrzeuge mittelfristig durch die Akkuleistung stark beschränkt sein wird. Die statistische
Streckennutzung für Fahrzeuge ist im Allgemeinen:
• 90 % Tagesfahrten sind kleiner als 100 km.
• Der Durchschnittswert der an einem Tag zurückgelegten Strecken liegt bei 30 km.
Die ersten Elektrofahrzeuge werden vermutlich mit einer Batteriespeicherleistung von 20-40 kWh
ausgelegt. Bei einem angenommenen Verbrauch von 0,2 kWh/km ergibt sich daraus eine Reichweite von
100 -200 km. Die Speicherleistung beträgt beim Anschluss an das Hausstromnetz (230 V) etwa 3,7 kW,
beim Anschluss an das Dreiphasenwechselstromnetz (400V) etwa 22kW. Letzteres hat stark verkürzte
Ladezeiten als Vorteil.
Im Folgenden wird beginnend mit einer Maximalabschätzung das theoretische Speicherpotenzial der
Elektromobilität in 2020 abgeschätzt.106 Die Annahmen dieser Abschätzung sind:
• 1 Mio. rein elektroangetriebene Fahrzeuge. Die Durchschnittsfahrzeuggröße dieser Fahrzeuge
entspricht einem Pkw (Verbrauch: 0,2 kWh/km, Batteriespeicher 20-40 kWh).
• Der Anteil der gleichzeitig parkenden Fahrzeuge liegt bei ca. 88 %. Es wird davon ausgegangen,
dass alle parkenden Fahrzeuge am Netz angeschlossen sind.
Daraus folgen eine durchschnittliche Speicherleistung von etwa 3-10 GW und ein
Speichervolumen von etwa 20-30 GWh. Die Spannbreite der Angaben hängt wesentlich von der
Anschlussart (230 V oder 400 V) ab.
Mit dieser Maximalabschätzung wurde das theoretische Speicherpotenzial der Elektromobilität in 2020
abgeschätzt. Im Folgenden werden mögliche Einschränkungen dieser Abschätzung diskutiert.
• Die Abschätzung geht davon aus, dass das Ziel der Bundesregierung vollständig erreicht wird.
Weiterhin wird davon ausgegangen, dass alle 1 Mio. Elektrofahrzeuge rein elektrobetrieben sind
und die durchschnittliche Größe eines Pkw haben.
Diese Annahmen werfen verschiedene Fragen auf, die nachfolgende diskutiert werden. So könnte
der Anteil der Hybridfahrzeuge an den Elektrofahrzeugen in 2020 überwiegen. Hybridfahrzeuge
werden evtl. nur zu einem sehr geringen Prozentsatz an das Stromnetz angeschlossen und
verfügen über eine deutlich geringere Speicherkapazität. Weiterhin stellt sich die Frage, ob es
nicht einen signifikanten Anteil an kleinen zweirädrigen Elektrofahrzeugen geben wird, die
ebenfalls über wesentlich kleinere Batteriespeicher als Pkw verfügen.
106 Vgl. auch Rehtanz Netzdienstleistungen 2009.
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• In der Abschätzung wird davon ausgegangen, dass alle parkenden Fahrzeuge zu jeder Zeit mit
dem Stromnetz verbunden und zur Speichernutzung im Stromsystem verfügbar sind.
Da für den Fahrzeugbesitzer die Möglichkeit des Ladens vermutlich eine Voraussetzung für den
Kauf eines Elektrofahrzeuges ist, ist anzunehmen, dass zu Hause alle Fahrzeuge angeschlossen
werden können. Am Arbeitsplatz oder an anderen Stellen steht derzeit keine Ladeinfrastruktur
zur Verfügung. Diese müsste bis 2020 aufgebaut und wirtschaftlich betrieben werden. Weiterhin
wird ein Fahrzeughalter erwarten, dass sein Fahrzeug jederzeit einsatzbereit ist. In diesem Fall
steht nur ein Teil der Speicherleistung für die Stromsystemnutzung bereit.
• Für die Abschätzung wird vorausgesetzt, dass die ans Netz angeschlossenen Elektrofahrzeuge
gebündelt steuerbar sind (z.B. durch Stromhändler oder Netzbetreiber). Derzeit werden Elektro-
fahrzeuge insbesondere dafür ausgelegt, Strom aus dem Netz zu beziehen. Die Möglichkeit der
Rückeinspeisung ins Stromnetz ist noch nicht Stand der Technik. Auch hier gilt, dass die zur
effizienten Bündelung und Steuerung noch nicht vorhandene Infrastruktur aufgebaut und
wirtschaftliche betrieben werden muss. Wird die Ein- und Ausspeicherung nur durch das
Nutzerverhalten gesteuert, so besteht sogar die Möglichkeit der Erhöhung der Höchstlast, da die
Hauptladezeit dann mit Hauptlastzeit (früher Abend) zusammenfällt.
Die genannten Aspekte führen zu einer starken Einschränkung des nutzbaren Speicherpotenzials.
Folgende Annahmen berücksichtigen diese Einschränkungen:
• Das Ziel der Bundesregierung (1 Mio. Elektrofahrzeuge in 2020) wird erreicht. Der Anteil der
reinen Elektrofahrzeuge liegt bei 30 %. Hybridfahrzeuge werden über keinen Netzanschluss
verfügen. Damit stehen rund 300.000 reine Elektrofahrzeuge für die Stromspeicherung zur
Verfügung.
• Die Elektrofahrzeuge schließen einen erheblichen Anteil kleiner Elektrofahrzeuge ein. Die
durchschnittliche Ladekapazität kann damit auf etwa 15 kWh abgeschätzt werden.
• Tagsüber ist nur etwa die Hälfte aller Elektrofahrzeuge an das Stromnetz angeschlossen, nachts
liegt diese Zahl bei etwa 90 %.
Auf Basis dieser Annahmen lässt sich für 2020 eine durchschnittliche Speicherleistung der
Elektrofahrzeuge von etwa 0,5-3 GW abschätzen. Die gesamte Speicherkapazität liegt bei etwa 2-
4 GWh. Die Spannbreite der Angaben hängt wesentlich von der Anschlussart (230 V oder 400 V)
und der Tageszeit (tagsüber, nachts)ab.
Die Diskussion der beiden Szenarios verdeutlicht, dass die realistische Prognose von Speicherkapazitäten
der Elektromobilität zur Nutzung im Stromsystem sehr schwierig ist. Klar wird, dass mehrere Faktoren wie
Fahrzeugtyp, der Aufbau einer geeigneten Infrastruktur, Nutzerverhalten etc. berücksichtigt werden
müssen. Auch die zweite Abschätzung berücksichtigt dabei noch nicht alle möglichen Einschränkungen.
Folgende Punkte könnten das in 2020 tatsächlich zur Verfügung stehende Speicherpotenzial weiter
senken:
• Das Ziel der Bundesregierung 1 Mio. Elektrofahrzeuge wird nur teilweise erreicht. Bzw. nur ein Teil
der Elektrofahrzeuge verfügen über die notwendige Technik (Rückeinspeisung möglich und
Speicherverhalten zentral steuerbar).
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• Der häufige Anschluss nur teilweise entladener Batterien erhöht deren Abnutzung. Die
Fahrzeughalter schließen ggf. ihr Fahrzeug nur bei Notwendigkeit und damit durchschnittlich
evtl. nur alle drei Tage ans Netz an.
• Die Fahrzeughalter fordern nicht nur, dass ihr Fahrzeug jederzeit einsatzbereit ist (Batterie muss
jederzeit teilgeladen sein). Vor längeren Fahrten wird der Fahrzeughalter voraussichtlich eine
Vollladung zu einer bestimmten Zeit wünschen, die Batterie steht dann nicht mehr für das System
zur Verfügung.
• Die Fahrzeuge werden in den meisten Fällen nach der Arbeit und damit zur Zeit der Höchstlast an
das Netzangeschlossen. Das heißt gerade zu Zeiten in denen tendenziell eine Entladung der
angeschlossenen Batterien gewünscht ist, werden vermehr (teil-)entleerte Batterien zur Beladung
an das Stromnetz angeschlossen.
Allerdings gibt es auch gewichtige Punkte, die für ein höheres Speicherpotenzial der Elektromobilität
sprechen, z.B.:
• In dem Maße, in dem auch größere Fahrzeuge wie z.B. Lieferwagen, Lkw, Fähren etc. elektrisch
betrieben werden, kann die durchschnittliche Batteriegröße steigen.
• Werden alle Elektrofahrzeuge zum Anschluss an den Dreiphasenwechselstrom ausgelegt, steigt
deren Speicherleistung.
Die Diskussion zeigt, dass das theoretische/ maximale Speicherpotenzial der Elektromobilität vermutlich
stark eingeschränkt ist. Dennoch kann der Elektromobilität unter Voraussetzung der Technologieweiter-
entwicklung und Einführung im Speicherbereich ein signifikantes Potenzial zugeschrieben werden. In
der Diskussion um die Speichernutzung von Elektrofahrzeugen wird oft vergessen, dass auch hier
erhebliche Kosten anfallen. Die Batterienutzung der Elektrofahrzeuge führt zu einer verstärkten
Batterieabnutzung und zur Einschränkung für den Fahrzeughalter. Beides muss kompensiert werden.
Außerdem ist der Aufbau der zur externen Steuerung der Batterien notwendigen Infrastruktur mit
erheblichen Investitions- und auch Betriebskosten verbunden. Derzeit liegen noch keine Modelle für
einen wirtschaftlichen Betrieb der nötigen Infrastruktur vor.
6.3.3 Andere Formen der Energiespeicherung und Lastverlagerung
Stromspeicher dienen insbesondere dazu Stromangebot und Stromnachfrage zeitlich zu entkoppeln. So
kann ein Stromspeicher z.B. in Starkwind-Schwachlastzeiten Strom einspeichern und zu Zeiten eines
knappen Stromangebots wieder Strom in das System abgeben. Die zeitliche Entkopplung wird durch die
notwendigen Investitionen in den Bau und Betrieb von Speichern sowie die Energieverluste des
Speicherprozesses erlangt. Diese Art der Stromspeicherung wird unter anderem durch dadurch
gekennzeichnet, dass Strom sowohl aus dem System entnommen, als auch (nach u.U. verschiedenen
Umwandlungsprozessen) wieder Strom in das System abgegeben.
Alternativ zur Stromspeicherung gibt es auch Maßnahmen, die die Nachfrageseite beeinflussen, oder die
Möglichkeit, Energie in anderenEnergieformen (z.B. Wärme, Kälte, Druck) zu speichern. Bei der
Speicherung anderer Energieformen wird die Energie direkt in der gespeicherten Form nutzbar gemacht,
ohne diese für die Ausspeicherung wieder in Strom umzuwandeln. Bei der Optimierung der Energiever-
sorgung haben diese Alternativen in Zukunft evtl. auch Potenzial zur Integration der
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dargebotsabhängigen erneuerbarer Energien, bzw. zum Ersatz von benötigter Stromspeicherkapazität.
Aus diesem Grund sollen im Folgenden viel diskutierte Maßnahmen beschrieben und deren Potenzial
betrachtet werden.
Lastmanagement.107 Flexible Stromverbraucher können den Verbrauch bei knappem Stromangebot
(etwa zu Nachfragespitzen) reduzieren und bei Stromüberangebot (z.B. bei Starkwind-Schwachlast))
erhöhen. Es wird dabei kein Strom gespeichert, sondern vielmehr der Stromspeicherbedarf durch
Lastverlagerung gesenkt. Eine derartige systematische Lastverschiebung wird als Lastmanagement
bezeichnet. Vor diesem Hintergrund wird die Lastverlagerung in der wissenschaftlichen Diskussion
häufig ebenfalls als „Speicher“ bzw. präziser als Ersatz für Stromspeicher erörtert.
Energieintensive Industrieprozesse zeigen eine hohe Nachfrageelastizität auf den Strompreis. So wird
dem Kälte- und Kühlanwendungsbereich großes Potenzial zugeschrieben. Über effizientes Energie-
management kann in Zeiten niedriger Strompreise verstärkt gekühlt werden, und stattdessen in Zeiten
hoher Strompreise (im Rahmen der zugelassenen Temperaturschwankungen) der Energieaufwand zum
Kühlen reduziert werden. Weitere mögliche Einsatzbereiche sind Querschnittstechnologien wie etwa
Druckluftanwendungen im Industriebereich. Die Leistung einzelner Prozesse in Privathaushalten ist im
Vergleich zu Prozessen in der energieintensiven Industrie sehr gering. Für einen effizienten Einsatz zur
Lastverschiebung müssten daher solche Prozesse von einem Dienstleister gebündelt werden und eine
entsprechende Kommunikationsinfrastruktur zur Steuerung der Nachfrage eingerichtet werden. Der-
artige Verfahren werden im Hinblick auf zukünftige intelligente Netzes („Smart Grids“) derzeit verstärkt
in Pilotprojekten untersucht.
Im Allgemeinen gilt, dass der Einsatz von Lastmanagement zur Optimierung des Gesamtsystems noch
wenig (bisher teilweise im industriellen Bereich)untersucht ist.108 Für die Verbreitung von Lastmanage-
ment besteht gerade bei Anwendungen im niedrigen Leistungsbereich noch Entwicklungsbedarf. Weiter-
hin müssen z.B. Fragen zur Rentabilität, zum Verbrauchernutzen, zur Finanzierbarkeit etc. diskutiert
werden.
Wärmespeicherung. Durch den Einsatz von Wärmespeichern kann Wärmebedarf und Wärmeerzeu-
gung zeitlich entkoppelt werden. In Verbindung mit elektrischen Anwendungen (vgl. Elektroheizungen,
Wärmepumpen ect.) können dadurch last- und erzeugungsglättende Effekte im Stromsysten erzielt
werden. Unter dem Begriff Wärmespeicher wird dabei eine Vielzahl von Anwendungen subsummiert. Im
Folgenden soll dieses Spektrum durch einige Beispiele skizziert werden.
Nachtspeicherheizungen
• Funktionsweise. Eine Nachtspeicherheizung ist eine Elektroheizung, in der Strom in Wärme
umgewandelt und in einem Wärmespeicher überführt wird. Die Wärme kann dann bei Bedarf als
107 Der häufig verwendete Begriff Demand-Side-Management (DSM) umfasst neben dem hier beschriebenen Lastmanagement (daher der zeitlichen Verschiebung von Last) auch Strategien die die Höhe der Last (z.B. über den Verzicht oder die effizientere Nutzung von Energie) beeinflussen. 108 Lastmanagement ist bereits seit vielen Jahren bei Sondervertragskunden zur Reduzierung der Kosten für den Bezug elektrischer Leistung im Einsatz.
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Raumwärme abgegeben werden. Der Einsatz von Nachtspeicherheizungen erfolgt überwiegend
im Wohngebäudebereich.
• Lastverlagerung. Derzeit werden für den Betrieb von Nachtspeicherheizungen spezielle
Stromlieferverträge eingesetzt. Zum Betrieb der Nachtspeicherheizungen wird dabei der sog.
Nachtstrom preisgünstig an den Kunden abgegeben. Die Idee dieser Verträge ist die bessere
Auslastung von Grundlastkraftwerken in der Nacht. Die Ladung der Nachtspeicherheizungen
wird über Rundsteuerung aktiviert.
• Potenzial. Das Potenzial der Nachtspeicherheizung ist durch die Kapazität des Wärmespeichers
begrenzt. Der Einsatz von Nachtspeicherheizungen ist i.d.R. auf die Heizperiode begrenzt. Die
Umwandlung von Strom in Wärme in der Nachtspeicherheizung erfolgt zu annähernd 100 %.
Berücksichtigt man aber auch die Wirkungsgradverluste bei Stromerzeugung und Übertragung,
sowie den Energieverlust der Auspeicherung, so sinkt der Gesamtwirkungsgrad auf unter 40 %.
• Ausblick. Derzeit wird jede 25. Wohnung elektrisch beheizt. Der Bestand an Nachtspeicher-
heizungen ist rückläufig. Dies wird auch durch die Novelle der Energieeinsparverordnung, die am
01.10.2009 in Kraft trat, forciert. Gemäß EnEV 2009 sollen bis zum 2020 schrittweise Nacht-
speicherheizungen, die älter als 30 Jahre alt sind, in größeren Gebäuden außer Betrieb genommen
werden und durch effizientere Heizungen ersetzt werden. Dies betrifft Wohngebäude mit
mindestens sechs Wohneinheiten und Nichtwohngebäude mit mehr als 500 Quadratmetern
Nutzfläche. Die Pflicht zur Außerbetriebnahme soll stufenweise bis zum 1. Januar 2020 erfolgen.
Wärmepumpen(-heizung)
• Funktion. Wärmepumpenheizungen entziehen der Umwelt (z.B. Luft, Wasser, Erde) Wärme und
nutzen diese zum Heizen.109 Dazu werden Kältemittel und Umweltmedium zusammengeführt
und dadurch das Kältemitte auf die Temperatur des Umweltmediums gebracht. Anschließend
wird das Kältemittel über Druckerhöhung verdichtet, wodurch dessen Temperatur stark (über die
Temperatur des Umweltmediums) ansteigt. Die hohe Temperatur wird über einen Wärme-
tauscher abgeführt und in das Heizsystem eingebracht. Über eine Absenkung des Drucks wird das
Kältemittel wieder entspannt. Anschließend beginnt der Wärmekreislauf von Neuem. Die Mehr-
zahl der zum Einsatz kommenden Wärmepumpen wird elektrisch betrieben. Der Einsatz von
Wärmepumpen stellt damit eine Last dar. Der Vorteil der Wärmpumpen liegt darin, dass durch
den Einsatz einer elektrischen Energieeinheit mehrere Wärmeenergieeinheiten gewonnen
werden können.
• Potenzial zur Lastverlagerung. Bis 2020 sollen in Deutschland circa 2,5 % des Wohnflächen-
bestandes mit einer Wärmepumpe ausgestattet seien. 110 Zum Lastmanagement (Einsatz der
Wärmpumpe bei Stromüberschuss, Abschalten der Wärmepumpe bei Strommangel) müsste
zusätzlich ein Wärmespeicher integriert werden, um die Strom- und Wärmenutzung zeitlich zu
entkoppeln. Dies erhöht die Investitionskosten für eine Wärmepumpenheizung.
109 Über Wärmepumpen ist auch die die Kühlung/ Klimatisierung von Gebäuden möglich. 110 Vereinfachte Annahme des Energiegipfels. Der dritte Energiegipfel fand im Juli 2007 zwischen der Bundesregierung und Vertretern der deutschen Energiewirtschaft statt. Für weitere Informationen siehe http://www.bmu.de/energieeffizienz/nationaler_energieeffizienzplan/doc/37830.php, Stand: 18.11.2009.
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Abschließend kann festgehalten werden, dass die Systemqualität der verschiedenen in diesem Abschnitt
besprochenen Technologien stark variiert. So können klassische Stromspeicher wie Batterien oder
Pumpspeicherwerke auch zur Bereitstellung von Systemdienstleistungen (z.B. Regelenergie,
Blindleistung) benutzt werden. Die effiziente Nutzung der verschiedenen Konzepte zur Lastverlagerung
und Wärmespeicherung setzt im Allgemeinen eine intelligente Vernetzung und Steuerung (Smart Grids)
und die Schaffung entsprechender Märkte und Dienstleistungsanbietern voraus.
Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena): PSW – Integration EE Abschlussbericht
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Exkurs
Einsatz von Mini-KWK am Beispiel des Lichblick-Zuhausekraftwerks111
• Funktionsweise. Die LichtBlick AG hat in Zusammenarbeit mit der Volkswagen AG ein kleines
Blockheizkraftwerk entwickelt, dass nach dem Prinzip der Kraft-Wärme-Koppelung (Mini-KWK)
funktioniert. Ein Gasmotor erzeugt Strom, die bei der Stromerzeugung entstehende Abwärme
wird in einen Wärmespeicher überführt. Die gespeicherte Wärme kann bei Bedarf (Warmwasser,
Heizwärme) abgerufen werden. Durch das Prinzip der Kraft-Wärme-Kopplung sind
Wirkungsgrade von über 90 % möglich.
• Einsatz. Ausgleichend wirkt das Zuhausekraftwerk immer dann, wenn es zur Zeiten eines
Strommangels (z.B. Schwachwind-Starklast) Strom erzeugt, bzw. zu Zeiten eines Stromüberflusses
(z.B. Starkwind-Schwachlast) keinen Strom erzeugt. Die bei der Stromerzeugung entstehende
Wärme kann direkt genutzt, oder über einen Wärmespeicher zur Deckung eines späteren
Wärmebedarfs gespeichert werden. Voraussetzung für den ökonomisch und ökologisch
sinnvollen Betrieb ist die Ausnutzung des gesamten Wärmepotenzials. Kann nicht die gesamte
produzierte Wärme genutzt bzw. gespeichert werden, oder muss die Wärme über einen langen
Zeitraum gespeichert werden, sinkt die Effizienz des Kraftwerks deutlich.
• Schwarmkonzept. Das Konzept von LichtBlick sieht vor, dass eine Vielzahl der Mini-KWK
intelligent vernetzt wird und so im koordinierten Einsatz einen signifikanten Beitrag zur
Stromerzeugung in Bedarfszeiten beiträgt.
Wichtig ist, dass diese Form der Betriebsweise grundsätzlich von der eines Stromspeichers
unterschieden werden muss. Das Lichtblick-Zuhausekraftwerk kann zu Zeiten hoher
Stromnachfrage Strom ins Netz einspeisen. Es kann aber bei Stromüberangebot (z.B. Starkwind-
Schwachlast) nicht Strom aus dem System beziehen und einspeichern.
• Potenzial und Ausblick. Lichtblick plant insgesamt 100.000 Mini-KWK mit einer elektrischen
Leistung von 20 kW und einer Wärmeleistung von 34 kW zu installieren.112 Auch andere
Unternehmen bieten Mini- oder Micro-KWK-Konzepte im Gebäudebereich an, die teilweise etwas
kleiner dimensioniert sind (z.B. 5 kW elektrische und 12,5 kW thermische Leistung). Wie
beschrieben setzt die optimale Nutzung der Anlagen ein geeignetes Verhältnis von Strom- und
Wärmebedarf, im Jahresverlauf voraus.
111 Für weitere Informationen zum LichtBlick-Zuhausekraftwerke siehe www.lichtblick.de, Stand: 13.11.2009. 112 Im Jahr 2010 soll zunächst mit der Installation einiger Anlagen in Hamburg begonnen werden. Der deutschlandweite Vertrieb startet voraussichtlich in 2011. dena liegt keine Angabe vor, in welchem Zeitraum Lichtblick plant, die Installation der 100.000 Mini-KWK zu realisieren.
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6.3.4 Dezentrale und zentrale Speicher
Die Integration des steigenden Anteils erneuerbarer Energien fordert eine Transformation des gesamten
Energiesystems. Die Integration der fluktuierenden erneuerbaren Energien macht dabei, insbesondere
unter der Zielvorgabe deren Potenziale voll auszunutzen, die effiziente Verknüpfung vieler
unterschiedlicher Maßnahmen nötig. Beispiele hierfür sind der Netzausbau auf allen Netzebenen, das
Demand-Side-Management (Lastmanagement ebenso wie Energieeffizienzmaßnahmen) in Verbindung
mit intelligenten Netzen (Smart Grid) sowie der Speicherausbau.
Auch bei Annahme optimistischer Speicherausbauszenarios und geeigneter Nutzung der zur Verfügung
stehenden zentralen wie dezentralen Speichertechnologien ist die Deckung des wachsenden
Speicherbedarfs infolge des EE-Ausbaus eine große Herausforderung. Dies gilt insbesondere unter der
Maßgabe einer sicheren, wirtschaftlichen und bezahlbaren Energieversorgung. Es ist deshalb sowohl der
Ausbau zentraler als auch dezentraler Speicherkapazitäten erforderlich, um dem steigenden
Speicherbedarf zu begegnen.
Gerade in Netzengpasssituationen ergeben sich dabei für zentrale und dezentrale Speicher
unterschiedliche Einsatzrahmen (Möglichkeiten und Anforderungen), wie Speicherzyklenanzahl,
Leistung, Speichergröße, Netzebenenanschluss oder Standortbedingungen. Zentrale und dezentrale
Anwendungen sind daher oft auf andere Anforderungen und Zielsetzungen spezialisiert und nur in
bestimmten Fällen gegeneinander austauschbar. Insbesondere verfügen zentrale und dezentrale
Speicher u.a. durch den Anschluss an verschiedene Netzebenen über unterschiedliche Systemqualitäten.
Die zur Verfügung stehenden Speichertechnologien bzw. deren Einsatzbreite muss sich in Zukunft über
zahlreiche Entwicklungen wie z.B. Kostensenkungen bei Batterien, Ausbau des Demand-Side-Manage-
ments unter Koordination durch intelligente Netze (Smart Grid), Batteriespeicher in Elektrofahrzeugen
und verstärkten Einsatz und Weiterentwicklung von Wärmespeichern stark erhöhen. Allerdings gilt:
• Für die meisten Technologien ist weiterer Forschungs- und Entwicklungsbedarf nötig.
• Für viele dieser Technologien bestehen starke Einschränkungen des theoretisch nutzbaren
Potenzials (durch z.B. Nutzerverhalten, Rentabilität, erforderliche Infrastruktur zur Hebung der
Potentiale, Koordination der dezentralen Speicherschwärme etc.).
• Der Bedarf an Speichern wird auf zentraler wie dezentraler Ebene mit dem weiteren Ausbau der
fluktuierenden erneuerbaren Energienutzung stark steigen.
In Kapitel 6.2 wurde ein Kostenvergleich verschiedener zentraler und dezentraler Speichertechnologien
beschrieben. Dieser Vergleich zeigt, dass zentrale Speicher (PSW und CAES), auch unter Berücksichtigung
der in den nächsten Jahren zu erwartenden Kostenreduktionen für Batterien, niedrigere Vollkosten je
gespeicherter Energieeinheit haben.
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6.4 Bewertung und Diskussion
Zur Energiespeicherung existieren verschiedene Technologienoptionen. Gerade durch den Ausbau
dargebotsabhängiger Energien steigen zukünftig die Anforderungen an den Kapazitäts- und
Funktionsumfang von Speichern. Generell kann festgehalten werden, dass aus den unterschiedlichen
Einsatzarten auch unterschiedliche Anforderungen an die eingesetzte Speichertechnologie resultieren.
Daraus lassen sich zwei wichtige Aussagen zur Speichertechnologieanalyse-/ -bewertung ableiten:
• Die Beurteilung der geeignetsten Speichertechnologie kann nicht allgemein und nicht basierend
auf ein Kriterium allein (z.B. Wirtschaftlichkeit) erfolgen.
• Um die vielfältigen Anforderungen (wie Speicherbedarf, Speicherleistung,
Systemdienstleistungen, örtliche Gegebenheiten, Wirtschaftlichkeit, etc.) an Energiespeicherung
zu erfüllen, ist die Kombination verschiedener Speichertechnologien unumgänglich.
Regelenergie und Blindleistungsbereitstellung (siehe auch Absatz 6.2.1). PSW sind die derzeit einzige
Speichertechnologie, die für alle Regelenergiearten geeignet ist. Weiter festzuhalten ist:
• Auch Batterien können Primärregelenergie bereitstellen, sind aber bei den derzeitigen
Investitionskosten je Leistungseinheit noch nicht wirtschaftlich. Auch unter Berücksichtigung der
erwarteten Kostenentwicklungen werden PSW langfristig die kostengünstigste Speicheroption
bleiben.
• Druckluftspeicherkraftwerke können auf Grund der längeren Anfahrtszeit nur Tertiärregel-
energie zur Verfügung stellen. Im Vergleich zu PSW sind die Kosten für die Tertiärregel-
energiebereitstellung durch Druckluftspeicherkraftwerke höher.
• Blindleistung kann bei Wirkleistungsbetrieb (Leistungsabgabe oder – aufnahme) von vielen
Technologien (PSW, CAES, Batterien etc.) zur Verfügung gestellt werden.113 PSW sind aber
besonders zur Bereitstellung von Blindleistung geeignet, da sie Blindleistung z.B. auch ohne
Wirkleistungsbetrieb (reiner Blindleistungsbetrieb) abgeben bzw. aufnehmen können. Obwohl
Druckluftspeicherkraftwerke die Grundvoraussetzung zum reinen Blindleistungsbetrieb erfüllen,
müssten Generator und Kompressor speziell für diese Betriebsweise konzipiert sein.
Lastausgleich/ Stromveredelung auf zentraler/ großtechnischer Ebene (siehe auch 6.2.2). Trotz der
zu erwartenden Kostenreduktionen für Batteriespeichertechnologien werden PSW auf absehbare Zeit die
wirtschaftlichste Option zum Lastausgleich im großtechnischen Bereich (zentraler Einsatz im Hoch- und
Höchstspannungsnetz) bleiben. Die erwarteten Kosten für adiabate Druckluftspeicher bewegen sich
leicht über den Kosten von PSW. Dabei ist zu beachten, dass zum Einsatz von adiabaten Druckluft-
speichern noch Weiterentwicklungen nötig sind und derzeit noch kein adiabates Druckluftspeicherwerk
errichtet wurde.114
113 Batterien werden zur Blindleistungskompensation meist mit (speziellen) Wechselrichtern kombiniert. 114 EnBW hat Planungen zur Errichtung eines adiabaten Kraftwerks auf Grund der noch nötigen Entwicklungsschritte zunächst zurückgestellt. Ein Firmenkonsortium unter Führung von RWE plant der-zeit den Bau einer großtechnischen Demonstrationsanlage eines adiabaten Druckluftspeichers ab 2013.
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Längerfristiger (saisonaler, Wochen-)Speicher (siehe auch 6.2.3). Bei einer Stromversorgung mit
hohem Anteil erneuerbarer Energien ist auch die längerfristige Energiespeicherung z.B. zur
Überbrückung von Windflauten oder zum Ausgleich saisonaler Schwankungen notwendig. Ein
wirtschaftlicher Betrieb der vorhandenen Speichertechnologien ist auf Grund der langen Speicherdauer
und der daraus folgenden geringen Nutzungsfrequenz (bei Wochenspeicher weniger als ein
Speicherzyklus pro Woche) nicht wirtschaftlich darstellbar. Die günstigste (wenn auch für diese Einsatzart
dennoch nicht rentable) Speichertechnologie sind auch hier PSW. Da für PSW wirtschaftlich
interessantere Nutzungsalternativen als die Langzeitspeicherung existieren und das Ausbaupotenzial der
PSW eingeschränkt ist, ist deren Einsatz zur längerfristigen Energiespeicherung äußerst
unwahrscheinlich. Durch die höhere Energiedichte gelten Wasserstoffsysteme als die derzeit einzige
Technologie mit Potenzial zur Langzeitspeicherung. Für die Nutzung von Wasserstoff als Langzeitspeicher
besteht aber noch erheblicher Forschungs- und Entwicklungsbedarf.
Dezentrale und zentral Speicher (siehe auch 6.3.4). In diesem Kapitel wurden verschiedene
Technologien zur zentralen und dezentralen Energiespeicherung diskutiert. Wichtige Aspekte sind:
• Auf Grund der unterschiedlichen Auslegung sind weder zentrale Speichertechnologien im
dezentralen Einsatzbereich noch dezentrale Speichertechnologien im zentralen Einsatzbereich
wirtschaftlich konkurrenzfähig. Die unterschiedlichen Technologieauslegungen und
Einsatzbedingungen (hauptsächlich Speicherzyklenanzahl, Leistung, Speichergröße,
Netzebenenanschluss, Standortbedingungen) führen weiterhin dazu, dass mit den bestehenden
Technologieoptionen zentrale und dezentrale Anwendungen nur in sehr kleinem Rahmen
gegeneinander austauschbar sind. Auf Grund des Anschlusses an unterschiedliche Netzebenen
variiert auch die Systemqualität (Möglichkeit der Nutzung zur Optimierung des Stromsystems).
• Mit der Verbreitung von Speicheralternativen wie Lastmanagement, Speichereinsatz von
Batteriespeichern in Elektrofahrzeugen und anderen Speichern wie Wärmespeicher steigt in
Zukunft die Anzahl zur Verfügung stehenden Speichertechnologien. Auf Grund vieler
Einschränkungen des theoretisch nutzbaren Potenzials (Entwicklungsbedarf, Nutzerverhalten,
Rentabilität, fehlende Infrastruktur zur Hebung der Potentiale, Koordination der dezentralen
Speicherschwärme etc.) ist es derzeit nicht absehbar, dass diese „neuen“ Speicheralternativen
allein den stark ansteigenden Speicherbedarf decken, bzw. system- und kostenoptimal decken
können.
Zur system- und kostenoptimalen Deckung des steigenden Speicherbedarfs sind daher der Ausbau und
Einsatz von Speichertechnologien auf zentraler und dezentraler Ebene erforderlich.
PSW im Vergleich zu CAES (siehe auch 6.1.1, 6.1.2, 6.1.6). Vor dem Hintergrund der öffentlichen
Diskussion werden hier die wichtigsten Unterschiede von PSW und Druckluftspeicherkraftwerken (CAES,
AA-CAES) zusammenfassend aufgezählt:
• PSW benötigen im Gegensatz zu CAES-Kraftwerken keinen zusätzlichen Brennstoff. Der
Wirkungsgrad von PSW ist (auch deshalb) mit bis zu 80 % wesentlich besser als der von CAES-
Kraftwerken.
• Diese Nachteile werden von adiabaten CAES-Kraftwerken umgangen: Durch die Wärme-
speicherung entfällt die Zusatzbefeuerung und der Wirkungsgrad wird gesteigert. Allerdings
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existiert weltweit noch kein derartiges Kraftwerk. In Deutschland ist die Errichtung einer
Demonstrationsanlage in Planung.
• Pumpspeicherwerke sind schneller einsatzbereit als Druckluftspeicherkraftwerke und eignen
sich deshalb im Gegensatz zu Druckluftspeichern auch für die Bereitstellung von Primär- und
Sekundärregelenergie.
• Nachteile der PSW sind ihr im Vergleich zu Druckluftspeicherkraftwerken großer Eingriff in die
Natur und die beschränkten Ausbaupotenziale in Deutschland.
• Das zunächst gute Ausbaupotenzial für Druckluftspeicher wird durch die Nutzungsrivalität
verschiedener Technologien um geeignete Salzkavernen eingeschränkt. Salzkavernen könnten in
Zukunft auch zur Speicherung von Wasserstoff (Wasserstoffspeichersysteme) und CO2 (CCS für
den Betrieb konventioneller Kraftwerke und Industrieprozesse) benötigt werden.
• Die geographischen Gegebenheiten ermöglichen PSW in Mittel- und Süddeutschland.115
Geeignete Salzkavernen für CAES stehen dagegen im norddeutschen Raum zur Verfügung.
Die aufgezählten Unterschiede von PSW und CAES verdeutlichen, dass CAES-Kraftwerke keine Alternative
zu PSW darstellen. Vielmehr werden schon heute und in Zukunft verstärkt sowohl PSW als auch
Druckluftspeicherwerke benötigt. Dabei bleiben PSW die erprobtere, nach wie vor etwas
wirtschaftlichere und im Systemdienstleistungsbereich vielfältiger einsetzbare Technologie.
115 Das Ausbaupotenzial von PSW ist auf Grund der gesetzlichen Vorschriften zum Schutz von Natur und Landschaft auch in Süd- und Mitteldeutschland begrenzt.
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7 Funktion und Rolle von PSW im heutigen und zukünftigen Kraftwerkspark
Dieses Kapitel erläutert, welche Rolle PSW im deutschen Energiesystem einnehmen. Dazu werden in
Kapitel 7.1 die Funktionsweise von PSW und deren Wirkungsgrad erklärt. Kapitel 7.2 gibt eine Übersicht
der Systemdienstleistungen, die PSW für den sicheren Betrieb der Übertragungsnetze bzw. die
Stromversorgung bereitstellen. In diesem Zusammenhang wird insbesondere die Regelenergiebereit-
stellung ausführlich diskutiert. In Kapitel 7.3 wird die Bedeutung von PSW im Krisenfall anhand der UCTE
Großstörung vom 04.11.2006 analysiert. Abschließend folgt in Kapitel 7.4 eine Bewertung der zukünftigen
Bedeutung von PSW für das deutsche Energiesystem und das Zusammenwachsen des europäischen
Strommarktes.
7.1 Aufbau und Anlagenbestand von PSW im deutschen Kraftwerkspark
PSW sind großtechnische Anlagen zur Speicherung von elektrischer Energie. Neben der reinen Speicher-
möglichkeit zeichnen sie sich durch ihre hohe Flexibilität in der Betriebsweise aus. Im Folgenden werden
die prinzipielle Funktionsweise von PSW und deren Anlagenbestand in Deutschland diskutiert.
7.1.1 Funktionsweise
Pumpspeicherwerke bestehen im Wesentlichen aus zwei mit Rohrleitungen verbundenen Speicher-
becken und einer Pumpturbine mit Generator (bzw. einer Turbine, einer Pumpe und einem Generator). Je
nach Bauweise können auch mehrere solcher Maschinen zum Einsatz kommen. Die Speicherbecken
liegen auf einem unterschiedlichen Höhenniveau. Auf Grund dieser Höhendifferenz kann durch Pumpen
von Wasser aus dem unteren Speicherbecken in das obere Speicherbecken elektrische Energie in
potentielle Energie umgewandelt und als solche gespeichert werden. Bei der Ausspeicherung fließt das
Wasser vom oberen Becken zurück in das untere Becken. Dabei wird mit Hilfe der Turbine und dem
Generator die potentielle Lageenergie des Wassers in elektrische zurückgewandelt (zur Funktionsweise
von PSW siehe auch Abbildung 7-1).
Abbildung 7-1: Funktionsprinzip von PSW116
116 Jerin Pumpspeicherkraftwerke 2005.
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Die tatsächliche Ausführung der bestehenden PSW in Deutschland weicht häufig von der obigen ver-
einfachten Darstellung ab. Beispiele möglicher Abweichungen sind:
• Ein zusätzlicher natürlicher Zufluss des oberen Beckens. In diesem Fall handelt es sich um ein
Pumpspeicherkraftwerk, das die zufließende Wassermenge wie in einem herkömmlichen
Wasserkraftwerk in Elektrizität umwandelt.
• Ein Unterbecken, das durch einen natürlichen See oder Fluss gebildet wird. Hier ist die zur
Pumpspeicherung zur Verfügung stehende Wassermenge durch Naturschutzbelange
beschränkt.
Wie alle technischen Energieumwandlungsprozesse in der Stromerzeugung sind auch die Speicherung
und die Stromerzeugung eines PSW nicht verlustfrei. Abbildung 7-2 nennt beispielsweise die
Verlustquellen eines PSW.
Motor: 3 %Transfor-
mator: 0,5 %
Pumpe: 9,6 %
Rohrleitung: 0,5 %
86,4 % 86,4 %
Rohrleitung: 0,8 %
Turbine: 5,5 %Generator: 1,4 %Transfor-mator: 0,4 %Zugeführte elektrische
Arbeit 100 %
86,4 %
Zurückgewonnene elektrische Arbeit 77,3 %
Abbildung 7-2: Beilspielhafte Aufteilung der Wirkungsgradverluste von PSW117
Der Wirkungsgrad in Deutschland betriebener PSW liegt in der Regel zwischen 60 % und 80 %. Bei PSW
neueren Datums beträgt er > 70 %. Der Wirkungsgrad des geplanten Pumpspeicherwerks Atdorf liegt bei
ca. 75 %. Zum Vergleich: Der Gesamtspeicherwirkungsgrad eines Wasserstoffspeichers liegt bei rund 40 %
und existierende Druckluftspeicher weisen einen Gesamtspeicherwirkungsgrad von 50 % auf, wobei
letzterer auf bis zu 70 % gesteigert werden soll (vgl. Kapitel 6).
7.1.2 Anlagenbestand in Deutschland und im benachbarten Ausland
Wie oben beschrieben wird zur Energiespeicherung in einem PSW elektrische Energie in potentielle
Energie umgewandelt. Um dies in einem wirtschaftlichen Rahmen realisieren zu können ist eine
ausreichende Höhendifferenz zwischen oberen und unterm Becken und ein entsprechendes Volumen der
Speicherbecken notwendig. PSW werden daher nur an ausgewählten Standorten errichtet. Ein weiterer
wichtiger Faktor der Standortwahl ist eine geeignete Geologie der Becken und Kraftwerksanlagen.
Tabelle 12-1 im Anhang stellt eine Übersicht der in Deutschland vorhandenen PSW und eine Auswahl von
117 Hassa, Bogenrieder Goldisthal 2003.
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PSW im benachbarten Ausland und deren Kenngrößen dar. Nach einer Auftragsstudie des BMWi118 stellen
PSW 95 % der in Deutschland verfügbaren Leistung netzgekoppelter Elektrospeicher zur Verfügung.
Abbildung 7-3 zeigt die geographische Verteilung der PSW in Deutschland. Es wird deutlich, dass sich der
überwiegende Teil der PSW in Süd- und Mitteldeutschland befindet. Dies ist insbesondere auf Grund nicht
vorhandener topographisch geeigneter Standorte in Norddeutschland geschuldet. Der Großteil der PSW
befindet sich in Mittelgebirgen. Diese weisen in der Regel die eingangs genannten Eignungskriterien auf.
Der weitere Zubau von PSW ist auf Grund fehlender geeigneter Standorte und gesetzlicher Vorschriften
zum Naturschutz, aber auch mangelnder Akzeptanz in der Bevölkerung für Großprojekte begrenzt. In den
vergangenen 10 Jahren gab es mit dem PSW Goldisthal lediglich einen Neubau. Neben dem geplanten
PSW Atdorf sind die PSW Blautal und Einöden in Planung. Für das PSW Blautal wurde im Mai 2009 das
Raumordnungsverfahren abgeschlossen.
Abbildung 7-3: Geographische Verteilung von PSW in Deutschland119
118 BMWi Speichertechniken 2009, S. 13.
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7.2 Elektrizitätswirtschaftliche Funktionen von PSW
PSW sind wichtiger Bestandteil des deutschen Stromerzeugungssystems. Sie sind in der Lage verschiedene
Systemdienstleistungen zur Verfügung zu stellen. Durch die Bereitstellung von Regelenergie und Blind-
leistung tragen sie wesentlich zur Stabilität der deutschen Übertragungsnetze bei. Neben diesen
Systemdienstleistungen zeichnen sie sich durch ihre Schwarzstartfähigkeit und die Möglichkeit, durch
Speicherung Verbrauch und Erzeugung von Strom zu entkoppeln, aus. PSW sind damit wichtige System-
komponenten der deutschen Energieversorgung, die zur Versorgungssicherheit und Stabilität beitragen.
7.2.1 Betriebsweise
PSW können im Rahmen des normalen Netzbetriebs in verschiedenen Betriebsweisen gefahren werden.
Sie können Systemdienstleistungen wie Regelenergiebereitstellung und Blindleistungskompensation
erbringen aber auch zur Last- oder Einspeiseglättung (insbesondere Glättung der Einspeisung erneuer-
barer Energien) genutzt werden. Dabei zeichnet sie insbesondere aus, dass die genannten Betriebsweisen
parallel gefahren werden können. So kann ein PSW mit einem Teil seiner Leistung Lastglättung betreiben
und gleichzeitig ein Regelenergieband zur Verfügung stellen sowie Blindleistungskompensation betrei-
ben. Die maximal durch das PSW erzeugbare Leistung begrenzt dabei die Bereitstellung von Wirk- und
Blindleistung (vgl. Kapitel 7.2.3).
Neben den oben genannten Betriebsweisen werden PSW insbesondere zur Stabilisierung kritischer
Netzsituationen eingesetzt. Sollte z.B. das Gesamtsystem in Teilnetze bzw. Inselnetze zerfallen, eignen sich
PSW aufgrund ihrer sehr guten Regeleigenschaften besonders für die Sicherung des Netzbetriebs. Kommt
es gar zum Netzzusammenbruch, so sind PSW wichtiger Bestandteil der Netzwiederaufbaustrategien der
deutschen Übertragungsnetzbetreiber (vgl. hierzu auch die Ausführungen in 7.2.7).
7.2.2 Frequenzhaltung - Regelenergiebereitstellung
Für den sicheren Betrieb des Übertragungsnetzes und zur Vermeidung von Schäden für Verbraucher ist
eine gleichbleibende Netzfrequenz notwendig. Hohe Abweichungen von der Sollfrequenz können
beispielweise zu einer Schutzabschaltung verschiedener Erzeugungseinheiten führen, die im Extremfall
den Zusammenbruch des gesamten Übertragungsnetzes nach sich ziehen können. Daher ist die
Frequenzhaltung eine der wichtigsten Aufgaben der ÜNB im Rahmen der Gewährleitung der
Versorgungssicherheit. Verursacht werden die Abweichungen von der Sollfrequenz durch
Ungleichgewichte von Last und Erzeugung. Der Ausgleich wird durch den Einsatz von Regelenergie
erreicht. Im Folgenden wird ausgeführt wie Abweichungen von der Sollfrequenz entstehen und wie diese
ausgeregelt werden.
Stimmen Stromerzeugung und Last nicht exakt überein, weicht die Frequenz vom definierten Sollwert ab.
Solche Ungleichgewichte werden durch unvorhergesehene Änderungen sowohl auf der Last- als auch auf
der Erzeugungsseite hervorgerufen. So ist das Verbraucherverhalten auf der Lastseite nicht zu 100 % pro-
gnostizierbar und schwankt ständig um den Planwert. Auch kann es durch den Ausfall großer Ver-
braucher (Abschaltung eines Teilnetzes oder eines großen Industriebbetriebs) zu Abweichungen vom
Planwert kommen. Auf Erzeugungsseite stellen insbesondere die fluktuierende Einspeisung aus EE, der
119 PSW ab 20 MW Turbinenleistung, eigene Darstellung 2009.
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mögliche Ausfall von Kraftwerken und beispielsweise ein Redispatch von Kraftwerksleistung mögliche
Ursachen für Regelungsbedarf dar. Insbesondere die nicht vollständig prognostizierbaren Schwankungen
bei Verbrauch und EE-Einspeisung führen dazu, dass die Regelung der Frequenz ein ständig andauernder
Prozess des Netzbetriebs ist. Übersteigt die Stromnachfrage das Stromangebot (Last > Erzeugung) sinkt die
Netzfrequenz unter den Sollwert von 50 Hz. Im gegenteiligen Fall steigt sie entsprechend an. Zum Aus-
gleich der Abweichungen zwischen Last und Erzeugung wird positive und negative Regelenergie
vorgehalten, die im Bedarfsfall abgerufen und ins Übertragungsnetz eingespeist wird.120
Ausschließlich die ÜNB sind für die Regelung der Netzfrequenz verantwortlich.121 Das Energiewirtschafts-
gesetz verpflichtet die ÜNB die Versorgungssicherheit zu gewährleisten und damit zur Vorhaltung
ausreichender Kapazität an positiver und negativer Regelenergie zur Frequenzhaltung.122 Die benötigten
Regelenergiekapazitäten können die ÜNB bei Anbietern von Regelenergie, wie Betreibern von PSW, Gas-
und Wasserkraftwerken sowie Industriebetrieben beziehen. Die Beschaffung erfolgt dabei über ein
gesetzlich vorgeschriebenes Auktionsverfahren.
Man unterscheidet drei verschiedene Regelenergiearten, die sich durch den zeitlichen Rahmen ihres Ein-
satzes, ihren Abruf, aber auch ihre Erzeugung unterscheiden. Diese drei Regelenergiearten werden auf
der Internetseite für die Ausschreibung von Regelenergie wie folgt definiert:123
Primärregelung:
• Bereitstellung nach dem Solidaritätsprinzip durch alle im UCTE-Gebiet synchron verbundenen
ÜNB
• automatische vollständige Aktivierung innerhalb von 30 sec
• abzudeckender Zeitraum pro Störung: 0 < t < 15 min
Sekundärregelung:
• energetischer Ausgleich der Regelzone und Frequenzregelung
• unmittelbare automatische Aktivierung durch den betroffenen ÜNB
• vollständige Erbringung innerhalb von maximal 5 min
• abzudeckender Zeitraum pro Störung: 30 s < t < 60 min
Minutenreserve (Tertiärregelung):
• Abruf durch den ÜNB
120 Positive Regelenergie beinhaltet zusätzliche Erzeugungskapazität oder abschaltbare Lasten. Umge-kehrt beinhaltet negative Regelenergie das Abschalten von Erzeugungskapazität oder das Hinzuschalten von Lasten (z.B. Pumpbetrieb des PSW). Auf die Bereitstellung von Regelenergie durch PSW wird auf der nächsten Seite eingegangen. 121 Konstantin Praxisbuch Energiewirtschaft 2006, S. 341. 122 §§ 12, 13 EnWG. 123 www.regelleistung.net/regelleistungWeb/static/technische_aspekte.jsp, Stand: 14.10.2009.
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• vollständige Aktivierung binnen 15 Minuten ab Abruf
• abzudeckender Zeitraum pro Störung t > 15 min bis 4 Viertelstunden bzw. bis zu mehreren
Stunden bei mehreren Störungen
Zur Erbringung wählt der Anbieter von Regelenergie als Arbeitspunkt seines Kraftwerkes einen Leis-
tungswert, der geringer ist als die maximal mögliche Leistung, und übermittelt dem Übertragungsnetz-
betreiber ein Regelungsband, innerhalb dessen er ausgehend vom Arbeitspunkt die Leistung des
Kraftwerks erhöhen oder drosseln kann. Er stellt durch dieses Vorgehen sowohl positive als auch negative
Regelenergie zur Verfügung. PSW können alle drei Regelenergiearten bereitstellen.
Abbildung 7-4 zeigt den zeitlich Ablauf des Einsatzes der verschiedenen Regelenergiearten. Deutlich wird,
dass die drei Regelenergiearten nacheinander abgerufen werden, bzw. sich gegenseitig ablösen.
Abbildung 7-4: Zeitlicher Ablauf des Einsatzes der verschiedenen Regelenergiearten124
Der Handel von Regelenergie unterliegt gesetzlichen Regelungen. Seit dem 01.12.2007 muss der gesamte
Bedarf für alle drei Regelenergiearten gemäß EnWG und Stromnetzzugangsverordnung (StromNZV) aus-
geschrieben werden (für den Bedarf an Minutenreserveleistung gilt diese bereits seit dem 01.12.2006). Die
Ausschreibung erfolgt über ein gemeinsames Portal der Übertragungsnetzbetreiber. Den Zuschlag für die
Bereitstellung von Regelenergie erhält der Anbieter mit dem geringsten Preis. Um als Anbieter von Regel-
energie an dem Ausschreibungsverfahren teilnehmen zu dürfen muss ein Präqualifikationsverfahren
durchlaufen werden.
124 CONSENTEC Gutachten Regelenergiebedarf 2008, S. 28.
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7.2.3 Blindleistungsregelung
Die Netzspannung ist auch innerhalb einer Spannungsebene nicht über das ganze Netz konstant. Sie
hängt vielmehr von der Topologie des Netzes (Vermaschung, Impedanzen, Netzelemente) sowie der Höhe
der Leistungseinspeisung und –entnahme an den verschiedenen Netzknoten ab. Da sich Last (variables
Verbraucherverhalten), Stromeinspeisung (marktgesteuert, variable Erzeugung aus EE) und auch Netz-
topologie (Querregelung, Netzschaltungen) kontinuierlich verändern, schwankt auch die Netzspannung
und weicht von ihrem Sollwert ab.
Die Netzspannung muss innerhalb eines definierten Toleranzbands um diesen Sollwert liegen, damit der
sichere Netzbetrieb gewährleistet ist. Der Spannungswert kann dabei über die Höhe der lokalen Einspeise-
bzw. Netzentnahmeleistung innerhalb gewisser Grenzen geregelt werden. Wichtig ist, dass nicht allein
die Wirkleistung als veränderbarer Parameter die Spannungshöhe beeinflusst, sondern auch die Höhe der
Blindleistungseinspeisung bzw. –entnahme an den verschiedenen Knotenpunkten.
Der Übertragungsnetzbetreiber muss für einen ausgeglichen Haushalt zwischen Blindleistungsbedarf
und Blindleistungserzeugung sorgen, damit an allen Netzknoten die Spannung, d.h. für alle Netzbenutzer
der Spannungswert im definierten Toleranzband liegt. Um garantieren zu können, dass genügend regel-
bare Blindleistung zur Verfügung steht, muss gemäß dem Transmission Code 2007 jede Erzeugungs-
anlage bestimmten Mindestanforderungen bzgl. der Spanne der Blindleistungsregelung genügen.125 Jede
Erzeugungsanlage muss etwa ausgehend vom momentanen Arbeitspunkt innerhalb eines vorgegebenen
Zeitintervalls einen definierten Blindleistungsbereich durchfahren können. Grundsätzlich gilt, dass die
Erhöhung der Blindleistungseinspeisung die Netzspannung erhöht, die Reduktion bzw. der Bezug von
Blindleistung zum Absinken der Netzspannung führt.
Die Gesamtleistung, die ein Erzeuger ins Netz einspeisen kann, wird Scheinleistung genannt. Sie setzt sich
aus der Wirk- und Blindleistung zusammen. Die jeweiligen Leistungsanteile werden mittels des Leis-
tungsfaktors cos-φ beschrieben:126 Ein Leistungsfaktor 1 bedeutet, dass der Erzeuger nur Wirkleistung ins
Netz einspeist, ein Leistungsfaktor 0 bedeutet, dass die eingespeiste Leistung zu 100 % Blindleistung ist.
Prinzipiell wäre es wünschenswert, dass das Netz und die Verbraucherlasten keine kapazitiven oder
induktiven Widerstände aufweisen und allein Wirkleistung für den Betrieb benötigen. Da aber die meis-
ten Verbraucher (d.h. auch die Übertragungsleitungen oder Kabel) Blindleistung verbrauchen, müssen
die meisten Generatoren so betrieben werden, dass der Leistungsfaktor ungleich 1 ist, d.h. Blindleistungs-
anteile ins Netz gespeist bzw. aus dem Netz bezogen werden. Nur so kann wie oben erklärt, die
Abweichung vom Spannungssollwert minimiert und die Leistungsübertragung optimiert werden.
125 VDN TransmissionCode 2007. 126 Definition des Leistungsfaktors W
S.
Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena): PSW – Integration EE Abschlussbericht
Seite 98 von 174
Blindleistungsregelung mit Pumpspeicherwerken
Die Stromerzeugung fast aller PSW ist über einen Synchrongenerator ans Netz gekoppelt. Daher lässt sich
die Blindleistungseinspeisung d.h. der Leistungsfaktor cos-φ bei PSW besonders flexibel regeln. Beim
Synchrongenerator erfolgt dies über die Einstellung des Erregerstroms. Dabei unterscheidet man
zwischen zwei Betriebsweisen:
• Untererregter Betrieb: Blindleistung wird aus dem Netz bezogen.
Der Generator wirkt wie ein induktiver Verbraucher
• Übererregter Betrieb: Blindleistung wird ins Netz eingespeist
Der Generator wirkt wie ein kapazitiver Verbraucher.
Die Synchronmaschinen der PSW können aus dem Generatorbetrieb gleitend in den Pumpbetrieb
übergehen und in jedem Arbeitspunkt die Blindleistung vollumfänglich im Rahmen der physikalischen
Grenzen regeln.
Blindleistungsbezug
Betriebsbereich
Wirkleistung P
Blindleistungslieferung Q
Pmax
Pmin
Phasenschieberbetrieb (P=0)
Max. Blindleistungsaufnahme
Abbildung 7-5: Betriebskennlinie eines Synchrongenerators127
127 Rehtanz Energietechnik 2007, S. 3.12.
Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena): PSW – Integration EE Abschlussbericht
Seite 99 von 174
In Abbildung 7-5 ist das Leistungsdiagramm eines allgemeinen Synchrongenerators dargestellt. Die
gesamte Leistungsabgabe d.h. die Scheinleistung setzt sich physikalisch wie oben erläutert aus der Blind-
leistung (Q) und Wirkleistung (P) wie folgt zusammen S2=Q2+ P2 (Halbkreis in Abbildung 7-5). Technisch ist
die Wirkleistungsabgabe eines Generators auf den Bereich zwischen der maximalen (Pmax) und minimalen
(Pmin) Wirkleistung beschränkt. Beim PSW ist die minimale Wirkleistungsabgabe gleich Null. Dies
bedeutet, dass das PSW auch bei äußerst geringer Wirkleistungsabgabe vollumfänglich als Blindleis-
tungsregler eingesetzt werden kann. Bei thermischen Kraftwerken ist die Mindestwirkleistungseinspei-
sung durch den sog. Mindestdampfstrom bestimmt. Im Gegensatz zu PSW ist daher die Blindleistungsreg-
lung bei geringer Wirkleistungseinspeisung nicht möglich. Weiterhin ist es möglich, das PSW im Leerlauf
bzw. dem sog. Phasenschiebebetrieb zu betreiben. Der Generator wird dann ohne "Brennstoffzufuhr" (d.h.
ohne Wasserverbrauch) zur Regelung der Blindleistung eingesetzt. Je nach Phasenlage wird der Syn-
chrongenerator als verstellbare Spule oder Kondensator eingesetzt. Die Höhe der Blindleistungsauf-
nahme ist technisch durch die sog. Stabilitätsgrenze beschränkt, welche auch die max. Blindleis-
tungsaufnahme im Phasenschieberbertrieb definiert.
Der Transport von Blindleistung belastet die Stromleitungen zusätzlich, reduziert die noch verfügbare
Leitungskapazität und hat einen Spannungsabfall zur Folge. Es ist daher sinnvoll Blindleistung regional
verteilt bzw. nahe den Blindleistungsverbrauchern bereitzustellen anstatt Blindleistung zentral zu erzeu-
gen und anschließend zu verteilen. Insbesondere bedeutet das auch, dass der lokale Blindleistungsausfall
z.B. bei Kraftwerksausfall oder Kraftwerksrevision nur bedingt an einem andern Netzknoten ausgeglichen
werden kann.
Grundsätzlich gilt, dass ein gutes Blindleistungsmanagement die Stromübertragungsverluste minimiert
bzw. die maximale Wirkleistungsübertragung durchs Netz erhöht, ohne das vorgegebene Spannungs-
band zu verletzten. Dies wiederum setzt voraus, dass ausreichend regelbare Blindleistung im Netzbetrieb
verfügbar ist und diese günstig (gemäß dem Blindleistungsbedarf) im Netz verteilt ist.
7.2.4 Lastglättung und resultierende Kosteneffekte
Unter Lastglättung versteht man den Ausgleich der im Tages- und Jahresverlauf variierenden Last. Ziel ist
es, Situationen mit maximaler und minimaler Last im Tagesverlauf oder ggf. auch über Jahreszeiten hin-
weg zu reduzieren. Dieser Ausgleich soll insbesondere die erforderliche Bereitstellung einer ausreichen-
den gesicherten Leistung des Kraftwerksparks (regenerative und konventionelle Stromerzeugungs-
anlagen) zur Deckung der Jahreshöchstlast reduzieren. Die gesicherte Leistung muss derzeit aufgrund des
geringen Beitrags der erneuerbaren Energieerzeugungsanlagen vorrangig durch konventionelle
Kraftwerksleistung bereitgestellt werden. Zudem ermöglicht dieser Ausgleich mehr kostengünstige
Grundlastkraftwerke einzusetzen bzw. diese besser auszulasten und damit den Einsatz teurer
Spitzenlastkraftwerke zu reduzieren bzw. zu vermeiden. Sowohl die Reduzierung der vorzuhaltenden
Erzeugungskapazität als auch der Einsatz kostengünstigerer Grundlastkraftwerke senkt die
volkswirtschaftlichen Gesamtkosten für die Stromerzeugung. Die Glättung der Last kann u.a. durch
Speicherung von Strom zu Schwachlastzeiten und Ausspeicherung zu Starklastzeiten und durch ein
intelligentes Nachfragemanagement (zeitliche Verschiebung und Kontrolle der Last) erreicht werden.
Als residuale Last wird der Betrag aus gesamter Last abzüglich der Stromeinspeisung aus erneuerbaren
Energien bezeichnet. Die residuale Last bezeichnet somit den Teil der Last, der durch konventionelle
Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena): PSW – Integration EE Abschlussbericht
Seite 100 von 174
Kraftwerke gedeckt werden muss. Die oben beschriebenen Vorteile einer Lastglättung beziehen sich auf
eine möglichst gleichmäßige Residuallast.
Durch variierende Last und Erzeugung im Tagesverlauf verändern sich Angebot und Nachfrage von
Erzeugungskapazitäten. Daraus resultiert auch ein wesentlicher Einfluss auf die Strompreisbildung an der
Strombörse im Tagesverlauf. Beim marktgesteuerten Einsatz von PSW wird dieser Preisunterschied des
Stroms zu verschiedenen Zeitpunkten genutzt. Strom wird in Zeiten geringer Nachfrage eingespeichert
und in Zeiten hoher Strompreise wieder ausgespeichert. Über die Preisdifferenz kann mit einem PSW trotz
Wirkungsgradverluste ein positives betriebswirtschaftliches Ergebnis erwirtschaftet werden. Da der
Verlauf der residualen Last mit dem der Strompreise in der Regel korreliert, führt der marktgesteuerte
Einsatz von PSW in der Praxis zu einer ähnlichen Fahrweise und damit auch Kosteneffekten wie bei einem
Einsatz zur Lastglättung. Im Folgenden wird daher der Begriff Lastglättung synonym für den marktgesteu-
erten Einsatz von PSW verwendet. Die beschriebenen Effekte sind theoretisch auch mit anderen großtech-
nischen Stromspeichern zu erzielen. Jedoch existieren außer dem Druckluftspeicher in Huntorf derzeit
keine entsprechenden Anlagen in Deutschland. In Kapitel 10 erfolgt die Berechnung des Kosteneffektes
durch den Bau des PSW Atdorf.
Unter Vernachlässigung möglicher Betriebskosten (Personal, Netznutzungsentgelte, Verbrauchsgegen-
stände etc.) ist der Lastglättungseinsatz von PSW immer dann rentabel, wenn die Strompreisdifferenz zum
Ein- und Ausspeicherzeitpunkt größer als die Wirkungsgradverluste des PSW ist. Dieser Zusammenhang
spiegelt sich formal in folgender Formel128:
mit: η Speichernutzungsgrad
kAusspeicherung Stromkosten während der Ausspeicherung
kEinspeicherung Stromkosten während der Einspeicherung
Abbildung 7-6 zeigt schematisch, welchen Einfluss die Lastglättung der in Deutschland betriebenen PSW
oder auch Druckluftspeicher auf die Entwicklung des Strompreises in Abhängigkeit der abgerufenen
Leistung haben kann: Durch die Ausspeicherung der in den PSW bevorrateten Energie kann der
Strompreis zu Spitzenlastzeiten signifikant gesenkt werden. Die Erhöhung des Strompreises durch die
Einspeicherung dagegen fällt deutlich geringer aus. Entscheidend für den erzielten Kosteneffekt ist die
unterschiedliche Steigung der Kostenkurve. Auf Grund der deutlich höheren Steigung in Zeiten hoher
Stromnachfrage ergibt sich eine deutlich größere Senkung der Kosten durch Energieausspeicherung in
diesen Zeiträumen, als die durch Einspeicherung verursachte Steigerung der Kosten in Zeiten geringer
Stromnachfrage.
128 Vollmüller Kraftwerkseinsatzoptimierung 2001, S. 38.
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Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena): PSW – Integration EE Abschlussbericht
Seite 102 von 174
am Intraday-Markt als auch am Day-Ahead-Markt deutlich angestiegen und deren Durchschnitt weiter
gesunken ist.
Abbildung 7-7: Anzahl und Durchschnitt negativer Strompreise in 2008 und 2009
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Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena): PSW – Integration EE Abschlussbericht
Seite 103 von 174
Abbildung 7-8: Abgleich von Strompreis, Windeinspeisung und Last 03. – 05.10.2009
Ein negativer Preis bedeutet, dass der Stromerzeuger dem Stromabnehmer (Nachfrager) die Abnahme
vergüten muss. Entsprechende Situationen traten in 2009 mehrfach auf. Am 04.10.2009 trat am
Strommarkt der bis zum Zeitpunkt der Studienerstellung negativste Strompreis auf. Abbildung 7-8 zeigt
beispielhaft den Verlauf der Windenergieeinspeisung sowie die Verläufe der Last und des Strompreises im
Zeitraum vom 03.10.2009 bis 05.10.2009. Deutlich wird, dass insbesondere in Zeiträumen, in denen hohe
Windenergieeinspeisung und parallel eine niedrige Last zu beobachten sind, der Strompreis negativ
werden kann. PSW tragen über die Lastglättung zur Dämpfung dieser Effekte und damit zur Senkung der
volkswirtschaftlichen Kosten der Strombereitstellung bei (vgl. Kapitel 7.2.4).
7.2.6 Schwarzstartfähigkeit
Kommt es in Folge von Störungen zu einem Zusammenbruch des Energieversorgungsnetzes, werden
Erzeugungseinheiten benötigt, mit deren Hilfe das Stromversorgungsnetz wieder aufgebaut werden
kann. In der beschriebenen Situation sind die Kraftwerke vom Netz getrennt und erhalten keine externe
Energieversorgung für den Eigenbedarf.130 Ausgewählte Kraftwerke zeichnen sich durch die Eigenschaft
aus, ohne jegliche externe Energieversorgung aus abgeschaltetem Zustand heraus hochfahren zu
können. Diese Eigenschaft wird als Schwarzstartfähigkeit bezeichnet. Ausgehend von diesen schwarz-
startfähigen Kraftwerken kann die Stromversorgung wieder aufgebaut werden. Die Systemdienstleistung
Schwarzstartfähigkeit wird nur von wenigen Erzeugungseinheiten zur Verfügung gestellt. Die ÜNB sind
verpflichtet, die Systemdienstleistung Schwarzstartfähigkeit vorzuhalten. Ebenso wie andere
Systemdienstleistungen wird auch diese von den ÜNB eingekauft.
130 Der Eigenbedarf ergibt sich z.B. durch die vorhandene Steuer- und Regelungstechnik der Kraftwerke.
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‐1.500
‐1.000
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0
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20.000
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80.000
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Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena): PSW – Integration EE Abschlussbericht
Seite 104 von 174
Insbesondere Wasser-, Gas- und Druckluftkraftwerke eigenen sich für einen Schwarzstart. Grund hierfür
ist der geringe Eigenbedarf an Energie dieser Kraftwerksarten. Bei entsprechend ausgerüsteten Wasser-
und Druckluftkraftwerken kann der Eigenenergiebedarf durch einen mechanisch zu startenden Maschi-
nensatz, bei Gaskraftwerken durch kleine mit Kraftstoff betriebene Generatoren oder Akkumulatoren
einfach zu Verfügung gestellt werden. Wärmekraftwerke, wie Kohle- und Atomkraftwerke, sind auf
Grund des hohen Eigenenergiebedarfs für einen Schwarzstart ungeeignet.
Wasserkraftwerke und damit auch PSW weisen gegenüber Gaskraftwerken als Erzeugungseinheiten für
den Schwarzstart eine höhere Sicherheit auf, da sie nicht auf die externe Versorgung durch einen
Generator oder Akkumulator angewiesen sind. Da in Deutschland nur ein Druckluftkraftwerk existiert,
spielen Druckluftkraftwerke in Deutschland für den Schwarzstart keine wichtige Rolle. Sehr wichtig für
den Netzwiederaufbau ist neben der reinen Schwarzstartfähigkeit auch die flexible Regelbarkeit der
genutzten Kraftwerke nach dem Schwarzstart. Gerade in der Anfangsphase des Zuschaltens erster
Teilnetze ist die Vorhersage der Last äußert schwierig. Die Lastschwankungen gleichen sich erst mit
zunehmender Größe des wiederaufgebauten Netzes statistisch aus. Daher sollte ein schwarzstartfähiges
Kraftwerk auch in der Lage sein, auf diese Lastschwankungen flexibel reagieren zu können.
7.2.7 Wiederaufbau von Übertragungsnetzen nach Großstörungen
Der Betrieb der Stromübertragungsnetze in Europa verläuft nicht völlig störungsfrei. Verschiedene
Störungen wie beispielsweise die in Kapitel 7.3 beschriebene Großstörung im Jahr 2006 machen
Aktionspläne für den Notfall nötig. Der vollständige Ausfall der Stromversorgung stellt den
schwerwiegendsten Fall einer Störung dar. Die Auswirkungen eines solchen Ereignisses behindern das
öffentliche Leben massiv und haben hohe volkswirtschaftliche Kosten zur Folge.
Im Rahmen seiner Systemverantwortung ist es im Fall des Totalausfalls der Stromversorgung die Aufgabe
des betroffenen ÜNBs den Wiederaufbau des Netzes unter Einbeziehung der benachbarten ÜNB, der
nachgelagerten VNB und der Kraftwerksbetreiber zu koordinieren.131 Für entsprechende Situationen
muss der ÜNB Maßnahmenkataloge und Notfallpläne in Abstimmung mit den benachbarten ÜNB und
nachgelagerten VNB erarbeiten, sowie Kapazitäten schwarzstartfähiger Kraftwerke wie beispielsweise
PSW vorhalten.132 Teil der Maßnahmenkataloge sind verschiedene Netzwiederaufbaustrategien. Im
Störungsfall muss durch den ÜNB eine der Ausfallsituation angemessene Netzwiederaufbauvariante
gewählt werden.
Grundsätzlichen lassen sich zwei verschiedene Ausgangssituationen beim Wiederaufbau der Netze
unterscheiden:
1. Nicht alle Kuppelstellen zu benachbarten Regelzonen sind spannungslos. In diesem Fall wird der
Netzwiederaufbau ausgehend von einer Kuppelstelle mit Spannungsvorgabe durchgeführt.
2. Alle benachbarten Regelzonen sind von der Großstörung betroffen und es ist nicht absehbar zu
welchem Zeitpunkt an einer Kuppelstelle zu einer benachbarten Regelzone Spannung anliegen
wird.
131 EnWG, §13; VDN TransmissionCode 2007, 7.3.3, S. 64. 132 VDN TransmissionCode 2007, 5.2.4, S. 54.
Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena): PSW – Integration EE Abschlussbericht
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Im ersten Fall, d.h. den Wiederaufbau ausgehend von Kuppelstellen zum Nachbarnetz sollte das
Nachbarnetz möglichst leistungsstark und gut regelbar sein.133 Diese Eigenschaften gewährleisten, dass in
Folge der Zuschaltung von Netzteilen und Erzeugungseinheiten auftretende Sprünge bei Last und
Erzeugung kompensiert werden können. Insbesondere sind die in der Regel bei der Last auftretenden
Sprünge schwer genau zu prognostizieren. Werden die Fluktuationen bei Last und Erzeugung nicht
ausgeglichen, kommt es zu teils deutlichen Abweichungen des Sollwerts von Frequenz und Spannung.
Werden die Abweichungen zu groß, ist die automatische Abschaltung von Betriebsmitteln im Netz die
Folge, was den Netzwiederaufbau behindert bzw. verögert. Ein weiterer wichtiger Schritt beim
Wiederaufbau des Netzes ist das Wiederanfahren der Erzeugungseinheiten. Um einen sicheren
Betriebszustand zu gewährleisten, sollten die Kraftwerke dabei möglichst schnell auf ihre technische
Mindestlast heraufgefahren werden,
Der Netzwiederaufbau ohne eine externe Spannungsvorgabe ist deutlich komplexer. Ausgehend von
schwarzstartfähigen oder im Eigenbedarf gefangenen Kraftwerken wird das Netz schrittweise wieder
aufgebaut. Die das Netz aufbauende Einheiten müssen sehr gut regelbar sein, da gerade in der
Anfangssituation die Änderungen die Lastzuschaltungen verursachen im Extremfall von nur einem
Kraftwerk ausgeglichen werden müssen. Im Gegensatz zum Aufbau ausgehend von einer
Grenzkuppelstelle fehlt die große Schwungmasse des benachbarten Netzes, durch die Sprünge bei Last
und Erzeugung deutlich einfacher auszugleichen sind. Eine Variante des Netzaufbaus mit
schwarzstartfähigen Kraftwerken ist parallel verschiedene Kraftwerke zu starten und die entstehenden
einzelnen Inselnetze in einem zweiten Schritt zu verbinden und zu synchronisieren.
7.2.8 Netzwiederaufbauplan in der Regelzone von EnBW
Im Folgenden soll kurz das Vorgehen in der Regelzone von EnBW Transportnetz AG zum
Netzwiederaufbau im Fall des Totalausfalls beschrieben werden. Erster Schritt nach Zusammenbruch des
Netzes sind Schaltungen, die das EnBW Netz von den Nachbarübertragungsnetzen und den
nachgelagerten Verteilnetzen weitgehend trennen und außerdem das Netz in Teilnetze für den Aufbau
unterteilen. Die zu den Nachbarnetzen erhaltenen Verbindungen und die gewählte Unterteilung in
Teilnetze sind dabei abhängig von der gewählten Variante des Netzwiederaufbaus. Abbildung 7-9 stellt
die Wiederaufbauvarianten für das EnBW Netz vereinfacht dar.
133 Netzregelung und Systemführung 2008, vgl. S. 101 ff.
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Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena): PSW – Integration EE Abschlussbericht
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Hochspannungsebene, PV-Anlagen auf der Niederspannungsebene und dem Aufbau dezentraler KWK
Anlagen ist in Zukunft damit zu rechnen, dass sich die Häufigkeit von Lastflussumkehrungen weiter
erhöht. Abbildung 7-10 zeigt das Prinzip der Rückspeisung.
Abbildung 7-10: Vergleich von Regionen mit und ohne hoher dezentraler Einspeisung136
Um zukünftig die gesetzlich vorgesehene vollständige Einspeisung des in Deutschland regenerativ
erzeugten Stroms zu gewährleiten, ist eine Vermeidung oder Beherrschung von Rückspeisung
notwendig. Dies kann zum einen durch weiteren Netzausbau, aber auch durch den Ausbau von
Speicherkapazitäten auf der 110-kV Ebenen oder darunter erreicht werden. Im Fall der oben
beschriebenen Starkwind-Schwachlast-Situation kann der nicht benötigte und nicht übertragbare Strom
eingespeichert und zu einem späteren Zeitpunkt dem Verbraucher zugeführt werden. PSW sind in
Deutschland auch an die 110-kV-Netzebene angeschlossen. Solche PSW können grundsätzlich zur
Reduktion von Rückspeisung ins 380-kV-Netz beitragen.
7.3 UCTE Großstörung am 04.11.2006
Die Großstörung am 04.11.2006, von der das gesamte Übertragungsnetz der UCTE betroffen war, führte zu
einem Zerfall des UCTE-Netzes in drei Teilbereiche. Die jeweiligen Teilnetze wiesen in der Folge eine
deutliche Über- oder Unterversorgung an elektrischer Leistung auf, so dass massiver Einsatz von
Regelungsmaßnahmen notwendig war, um den Zusammenbruch der Stromversorgung zu verhindern.
Im Folgenden wird in Kapitel 7.3.1 der Ablauf der Ereignisse geschildert, die zur Großstörung führten.
Kapitel 7.3.2 diskutiert die Maßnahmen, die zur Wiederherstellung des normalen Betriebszustandes
ergriffen wurden, und die Rolle, die Pumpspeicherwerke in diesem Rahmen spielten. Beide Abschnitte
136 Eigene Darstellung.
Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena): PSW – Integration EE Abschlussbericht
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orientieren sich am Abschlussbericht der UCTE.137 Dabei wird insbesondere das Teilnetz betrachtet, in dem
das geplante PSW Atdorf liegt.
7.3.1 Entstehung und Verlauf der Großstörung am 04.11.2006
Der Zustand des Hochspannungsübertragungsnetzes im direkten Zeitraum vor der Großstörung war
durchweg stabil. Die Frequenz lag gleichbleibend nahe der Sollfrequenz von 50 Hz. Auf Grund relativ
hoher Windeinspeisung in Ostdeutschland orientierte sich der Leistungsfluss im deutschen
Höchstspannungsübertragungsnetz von Ost nach West. Dieser Fluss wurde durch den internationalen
Stromhandel in gleicher Richtung noch verstärkt. Die Übertragungsnetzkapazitäten insgesamt waren auf
Grund planmäßiger Wartungsarbeiten, die am Wochenende (der 04.11.2006 war ein Samstag)
durchgeführt wurden, und durch die Abschaltung verschiedener Netzkomponenten reduziert.
Ursprünglich hatte die Meyerwerft am 18.09.2006 für den 05.11.2006 um 01:00 Uhr die Abschaltung des
doppelten 380 kV Stromkreises der Trasse Conneforde-Diele beantragt, um ein Kreuzfahrtschiff auf der
Ems zu überführen, welches der abzuschaltenden Freileitung gefährlich nahe gekommen wäre. Die
Auswirkungen einer möglichen Abschaltung waren vom zuständigen ÜNB E.ON Netz überprüft worden.
Die Überprüfung hatte keine Verletzung des (n-1)-Kriteriums ergeben.138 Der beantragten Abschaltung
wurde statt gegeben und die benachbarten ÜNB RWE TSO und TenneT informiert. Deren Überprüfungen
ergaben zwar ebenfalls die Nichtverletzung des (n-1)-Kriteriums, aber eine hohe Belastung des Netzes. In
Folge dessen wurde die zugelassene Übertragungskapazität vom deutschen in das holländische
Hochspannungsübertragungsnetz für den Zeitraum der Abschaltung reduziert.
Nach erneuter Prüfung der Einhaltung des (n-1)-Kriteriums stimmte die E.ON Netz GmbH am 03.11.2006
der Vorverlegung der Abschaltung um 4 Stunden zu. Auch TenneT und RWE TSO willigten der
Vorverlegung auf den 04.11.2006 ein. Eine Reduzierung der Übertragungskapazität zwischen dem
deutschen und dem holländischen Netz war für den neuen Zeitraum auf Grund der kurzfristigen
Verlegung nicht mehr möglich.
Um 21.38 Uhr und 21:39 Uhr schaltete E.ON Netz jeweils einen der beiden Stromkreise der Trasse
Conneforde-Diele ab und verzeichnete in Folge verschiedene Warnmeldungen über hohe Stromflüsse auf
verschiedenen Trassen u.a. auf die Kuppelleitung zwischen den Regelzonen von E.ON Netz und RWE TSO
Landesbergen-Wehrendorf. Um 22:07 Uhr überstieg der übertragene Strom im Umspannwerk
Wehrendorf den Grenzwert von 1.795 A und löste eine Warnmeldung aus. Die von E.ON Netz kurzfristig
eingeleiteten Gegenmaßnahmen führten unplanmäßig zu einer weiteren Erhöhung des Stroms auf dieser
Trasse. Dies hatte die Notabschaltung des Umspannwerks Wehrendorf und die kaskadenartige
Abschaltung weiterer Trassen in Mitteleuropa und damit den Zerfall des UCTE Netzes in drei Teilnetze zur
Folge.
Zusammenfassend kann festgehalten werden, dass die Großstörung durch ineffiziente Koordination der
ÜNB (insbesondere durch die kurzfristige Verschiebung der Trassenabschaltung Conneforde-Diele), die
hohe Vorbelastung des Netzes hervorgerufen durch internationalen Stromhandel und hohe
137 UCTE Final report – System Disturbance 2006. 138 Erfüllt ein Übertragungsnetz das (n-1)-Kriterium bedeutet dies, dass bei Ausfall eines beliebigen Betriebsmittels des Übertragungsnetzes die Versorgungssicherheit weiterhin für alle Verbraucher gewährleistet ist.
Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena): PSW – Integration EE Abschlussbericht
Seite 109 von 174
Windeinspeisung und die Missachtung durch E.ON Netz, dass im Umspannwerk Wehrendorf eine zum
Umspannwerk Landesbergen abweichende Grenzbelastung vorgegeben war, ausgelöst wurde.
Abbildung 7-11 zeigt den Verlauf der übertragenen Leistung der Trasse Conneforde-Diele und
Landesbergen-Wehrendorf. Deutlich zu sehen ist der sprunghafte Anstieg der übertragenen Leistung der
Trasse Landesbergen-Wehrendorf nach Abschaltung der Trasse Conneforde-Diele und der kontinuierliche
Anstieg ab ca. 22:00 Uhr, der letztendlich zu der Notabschaltung um ca. 22:10 Uhr führte.
Abbildung 7-12 zeigt die entstandenen drei Teilnetz in der UCTE-Zone. In den drei Bereichen herrschte auf
Grund des unterbrochenen Stromhandels Über- bzw. Unterversorgung an Strom. In der Abbildung wird
das Ungleichgewicht zwischen Stromerzeugung und Stromverbrauch in Form eines
Erzeugungsüberschusses (positive Werte) oder –defizits (negative Werte) dargestellt.
In allen drei Teilbereichen mussten daher Regelmaßnahmen zur Frequenzstabilisierung eingeleitet
werden. PSW waren dabei in allen drei Teilnetzen an den Regelungsmaßnahmen beteiligt. Im Folgenden
wird die Rolle der PSW im westlichen Teilnetz, in das auch das geplante Neubauprojekt Atdorf fällt, im
Detail beschrieben.
Abbildung 7-11: Übertragene Leistung der Trassen Conneforde-Diele und Landesbergen-
Wehrendorf139
139 UCTE Final Report – System Disturbance 2006, S. 20.
Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena): PSW – Integration EE Abschlussbericht
Seite 110 von 174
Abbildung 7-12: Über- bzw. Unterversorgung der drei Teilnetze im Rahmen der UCTE Großstörung
direkt nach der Trennung in die drei Teilnetze und daraus resultierende Frequenzabweichungen140
7.3.2 Frequenzhaltung und Netzsynchronisation im westlichen Teilnetz
Innerhalb von 8 Sekunden nach Zerfall des UCTE-Gesamtnetzes fiel die Frequenz im westlichen Teilnetz
auf knapp unter 49 Hz ab. Ursache für diesen Frequenzverlust war eine Reihe von Ereignissen. Auf Grund
der ausbleibenden Stromimporte aus Osten sank die Netzfrequenz ab. In Folge dieser Frequenzabsenkung
trennten sich 60 % der Windkraftanlagen, 30 % der KWK-Anlagen und weitere kleine im Verteilnetz
angeschlossener Erzeugungseinheiten automatisch vom Netz. Insgesamt gingen 9.000 MW
Generatorleistung auf Grund des Frequenzabfalls vom Netz.
Gemäß dem UCTE-Regelwerk muss im Fall einer Frequenzabsenkung auf unter 49,5 Hz die gesamte am
Netz befindliche Pumpleistung abgestellt und ab 49 Hz als letzte Maßnahme schrittweise weiterer
Lastabwurf (einzelne Verbraucher, Teilnetze) vorgenommen werden, um die Netzfrequenz zu stützen.
Entsprechend dieser Regelungen wurden im Verlauf der Störung 1.600 MW Pumpleistung und 17.000 MW
weitere Last im westlichen Teilnetz abgeworfen. Im deutschen Teil des westlichen Teilnetzes wurden
3.255 MW Last abgeworfen. 20 % dieser abgeworfenen Last bestand aus abgeschalteten Pumpen der PSW.
Zur Stabilisierung der Netzfrequenz wurde von den Übertragungsnetzbetreibern neben dem Lastabwurf
die vorgehaltene Regelenergie aktiviert. Durch die Stabilisierung der Netzfrequenz schalteten sich die
vorher automatisch vom Netz getrennten Erzeugungskapazitäten wieder zu. Rückblickend bleibt
festzustellen, dass fehlende Informationen und fehlende Kontrolle der ÜNB über die im Verteilnetz
angeschlossenen und automatisch gesteuerten Kapazitäten als kritisch einzustufen sind, da hierdurch die
Handlungsmöglichkeiten der ÜNB begrenzt werden.
Die Netzsynchronisation der drei Teilnetze wurde in zwei Schritten durchgeführt. Zuerst erfolgte die
Synchronisation von Bereich I und II, in Deutschland unter der Beteiligung von E.ON Netz und RWE Netz.
Dabei wurden mehrere erfolglose Versuche zur Verbindung der beiden Netze unternommen, bis gegen
140 UCTE Final Report – System Disturbance 2006, S. 21.
- 770 MW
+ 10.000 MW
- 8.940 MW
Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena): PSW – Integration EE Abschlussbericht
Seite 111 von 174
23 Uhr in mehreren Schritten, die erfolgreiche Vereinigung der beiden Teilnetze stattfand. Zuletzt wurde
die Netzsynchronisation der Bereiche I+II mit dem Bereich III abgeschlossen.
Abbildung 7-13 zeigt den zeitlichen Verlauf der Frequenz in den drei Regelzonen. Der massive
Frequenzabfall im westlichen Teilnetz wird durch den gelben Graphen dargestellt.
Abbildung 7-13: Frequenzverlauf der Teilnetze während der UCTE-Großstörung am 04.11.2006141
7.3.3 Situation im östlichen Teilnetz währende der UCTE Großstörung
In Folge des Zerfalls des UCTE Gesamtnetzes in drei Teilnetze entstand im östlichen Teilnetz eine massive
Überversorgung von 10.000 MW, die den Anstieg der Netzfrequenz auf 51,4 HZ nach sich zog. Die
vorgehaltene Primärreserve von 700 MW war nicht ausreichend, um den Frequenzanstieg zu begrenzen.
In Folge des Frequenzanstieges schalteten sich 6.200 MW WEA automatisch ab. Daraufhin senkte sich die
Frequenz auf 50,3 Hz ab, worauf eine Reaktivierung der WEA und ein erneuter Anstieg der Frequenz
folgten. Zur weiteren Frequenzabsenkung wurde in der östlichen Regelzone Pumpleistung aktiviert und
konventionelle Kraftwerke weiter gedrosselt bzw. abgeschaltet.
Die spezielle Situation in der Regelzone von Vattenfall Europe Transmission GmbH stellte sich noch
dramatischer dar.142 Auf Grund der relativ hohen regionalen Windenergieeinspeisung waren die
konventionellen Kraftwerke bereits gedrosselt und die Verringerung ihrer Leistung nur um 600 MW
möglich. Eine weitere Einsenkung der überschüssigen Erzeugung war nur mit der Aktivierung von
insgesamt 1.900 MW Pumpleistung möglich. Der Zusammenbruch des östlichen Teilnetzes wäre ohne
diese Pumpleistung wahrscheinlich gewesen.143
141 UCTE Final Report – System Disturbance 2006, S. 22. 142 Seit 05.01.2010 umbenannt in 50Hertz Transmission GmbH. 143 dena NNE-Pumpspeicher 2008
Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena): PSW – Integration EE Abschlussbericht
Seite 112 von 174
7.4 Zukünftige Bedeutung von PSW und ihre Rolle im deutschen und europäischen Energiesystem
Die Funktion des europäischen Hochspannungsübertragungsnetzes dient nicht mehr ausschließlich wie
ursprünglich angedacht der gegenseitigen Stützung und damit der gegenseitigen Absicherung der
Versorgungssicherheit. Vielmehr wird es mittlerweile für die immer weiter steigenden transnationalen
Stromflüsse in Europa genutzt. Die weitere Entwicklung des gemeinsamen europäischen Strommarkts
und die Einspeisung aus EE werden zukünftig zu einer weiteren Erhöhung der transnationalen
Stromflüsse führen.144 PSW bzw. Stromspeicher im Allgemeinen sind ein wichtiges Baustein eines flexiblen
Stromsystems, die zur Stabilität des Netzbetriebs und zum Funktionieren des Marktes beitragen.
7.4.1 Netzintegration fluktuierender Stromeinspeisung aus Windenergie und Photovoltaik
Der Anteil der EE an der europäischen Stromversorgung wird zukünftig deutlich zunehmen. Neben
Deutschland haben auch verschiedene Regierungen der Nachbarländer feste Ausbauziele gesetzlich
verankert. Die EU hat das Ziel, den Anteil EE bis 2020 auf 20 % am Gesamtenergieverbrauch zu steigern.
Dabei kommt der Windenergie besondere Bedeutung zu. In der Studie TradeWind geht ein
internationales Konsortium davon aus, dass die installierte Windenergiekapazität bis zum Jahr 2020 auf
bis zu 250 GW ansteigt. Auch die Photovoltaik soll bis 2020 einen maßgeblichen Anteil an der
europäischen Stromversorgung haben. Wie in Kapitel 1 dargestellt, soll allein in Deutschland der Anteil
der EE auf bis zu 34 % an der Stromerzeugung gesteigert werden.145
Damit wird insbesondere der wetterbedingt fluktuierende und nicht exakt prognostizierbare Anteil der
Stromeinspeisung aus Windenergie und Photovoltaik-Anlagen steigen. Vor diesem Hintergrund wird
erwartet, dass sich die zeitlichen Abweichungen zwischen Last und Erzeugung verstärken. Wie in Kapitel
7.2.2 dargestellt, ist für einen sicheren Netzbetrieb ein Gleichgewicht von Last und Erzeugung von
essentieller Bedeutung. Der Ausgleicht der Fluktuation kann durch verschiedene Mechanismen erfolgen:
• Konventionelle Kraftwerke können soweit möglich in ihrer Erzeugung geregelt werden.
• Durch nationalen und transnationalen Netzausbau kann ein Ausgleich zwischen verschiedenen
Regionen erzielt werden.
• Der erzeugte Strom kann eingespeichert und zeitlich versetzt genutzt werden.
Weiterhin wird es in Zukunft wiederholt zu Situationen kommen, in dem die gesamte Erzeugung aus
erneuerbaren Energien die Netzlast übersteigt.
7.4.2 Netzintegration erneuerbarer Energien in Deutschland
Die dena-Netzstudie I untersuchte die Notwendigkeit des Energieexports oder der Energiespeicherung
für Starkwind-Schwachlast-Situationen bis 2020.146 Diese Situationen sind dadurch gekennzeichnet, dass
zu Zeitpunkten mit geringem Stromverbrauchs, wie nachts und am Wochenende, die in Deutschland
144 UCTE Final Report – System Disturbance 2006, S. 5. 145 BMU Leitszenario 2009. Vgl. auch Fußnote 2. 146 UnterBerücksichtigung der zum Zeitpunkt der Studienerstellung vorgegebenen EE-Ausbauzielen der Bundesregierung.
Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena): PSW – Integration EE Abschlussbericht
Seite 113 von 174
installierten WEA auf Grund guter Windverhältnisse große Mengen Windenergie einspeisen. Abbildung
7-14 stellt die zukünftige Entwicklung von Last und Erzeugung in der beschriebenen Situation dar.
Abbildung 7-14: Entwicklung von Erzeugung und Last bei Starkwind-Schwachlast147
Da konventionelle Kraftwerke nur um ein gewisses Maß gedrosselt werden können, ist ein gewisser Anteil
Must-Run-Kapazität zur Sicherung des Netzbetriebs stets notwendig. In allen dargestellten Jahren
übersteigt der Anteil der Summe aus Windenergie (grün dargestellt) und Must-Run-Kapazitäten (blau
dargestellt) die Gesamtlast (violett dargestellt) in Schwachlast-Starkwind-Situationen. Unter Berücksich-
tigung von Netzverlusten und der bestehenden Speicherkapazitäten musste in 2007 ein Teil des Stroms
exportiert werden. Der Anteil des notwendigen Exports bzw. der notwendigen Speicherung steigt bis zum
Jahr 2020 auf bis zu 14 GW an. Stromexport ist aufgrund der starken zeitlichen Korrelation der
wetterbedingten EE-Einspeisung nicht in jedem Fall möglich, so dass der Aufbau zusätzlicher
Speicherkapazitäten unbedingt notwendig ist, wenn der klimaneutral erzeugte Strom nicht ungenutzt
verworfen werden soll.
147 dena NNE Pumpspeicher 2008, S.53.
2007 2010 2015 2020
Export, zusätzliche Speicher, Lastmanagement 2,1 3,2 9,1 14
Netzverluste 0,8 0,8 1,4 2,1
Pumpspeicher 5 5 5 5
Last 38 38 38 38
Wind 20 26 32 43
konv./steuerbare Erzeugung 26 21 22 16
0
10
20
30
40
50
60
70
Leistung
in GW
Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena): PSW – Integration EE Abschlussbericht
Seite 114 von 174
7.4.3 Europaweiter Ausgleich fluktuierender Einspeisung der Windenergieerzeugung.
Grundsätzlich gilt, dass eine höhere räumliche Verteilung von Windenergieanlagen eine
ausgeglichenere Windenergieeinspeisung zur Folge hat, da die Fluktuation der WE-Einspeisung eines
einzigen Standortes größer ist als die aggregierte Windenergieeinspeisung verteilter Anlagen. Anders
ausgedrückt: Gebiete mit momentan hoher Windstärke können die geringe Windeinspeisung in
momentan windschwachen Regionen kompensieren. Die Ausgleichseffekte wachsen dabei mit der Größe
der betrachteten Region, insbesondere wenn diese sich über die Größe von Wettersystemen (Hochdruck-
und Tiefdruckgebiet) ausdehnt. So kann bei Betrachtung der aggregierten Windenergieeinspeisung in
Europa mit einer erheblichen Einspeiseglättung gerechnet werden.
Abbildung 7-15: Steigerung des Leistungskredits durch Ausnutzung von Ausgleichseffekten148
Die Fluktuation der Einspeisung kann anhand des Leistungskredits gemessen werden. Der Leistungskredit
der Windenergie beschreibt den Anteil der konventionellen Erzeugungsleistung der durch den
Kapazitätsausbau der Windenergie ersetzt werden könnte, ohne dass die Versorgungssicherheit
nachlässt.
In der Studie TradeWind wurde ein Leistungskredit der Windenergie von 14 % für das Jahr 2020 errechnet.
Das heißt, dass mit den 41,9 GW installierter Windleistung 2,9 GW konventionellen Leistung substituiert
werden können. Betrachtet man nun den Leistungskredit auf europäischer Ebene so errechnete die im
Jahr 2008 veröffentlichte EU-Studie zur Windintegration TradeWind, dass für das Jahr 2020 der
Leistungskredit der Windenergie der Einzelländer (ohne Ausgleichseffekte) bei durchschnittlich 7 % liegt.
Werden nun Ausgleichseffekte berücksichtig so kann der Leistungskredit in Europa auf durchschnittlich
14 % gesteigert werden (vgl. Abbildung 7-15). 149 Dies setzt aber auch ausreichend nationale und
transnationale Übertragungskapazität voraus. Der Leistungskredit der PV liegt bei deutlich tieferen
Werten, da nachts ohne Speichereinsatz schlicht keine Einspeiseleistung zur Verfügung steht.
148 Eigene Darstellung.Vgl. TradeWind 2009. 149 www.trade-wind.eu, Stand 13.01.2010.
0%
2%
4%
6%
8%
10%
12%
14%
Individual Clusterd
Kap
azitä
tskr
edit,
rel
ativ
in %
Individuell Vergleichmäßigungde
na, Trade
Wind 2008
Ausgleichseffekte
Durchschnitt des Leistungskredits der EU 25 unter Vernachlässigung von Ausgleicheffekten
Durchschnitt des Leistungskredits der EU 25 mit Windaustausch zur Vergleichmäßigung
Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena): PSW – Integration EE Abschlussbericht
Seite 115 von 174
Dieses Ergebnis zeigt, dass langfristig die europäischen Ausgleichseffekte zwar den Leistungskredit
steigern können, dass aber immer noch nur ein Bruchteil der installierten Windleistung als gesichert
betrachtet werden kann. Langfristig ist daher die Speicherung des Stroms auch auf europäischer Ebene
die einzige Möglichkeit eine zeitliche Entkoppelung von Verbrauch und Erzeugung zu ermöglich.
Dieser Aspekt wird mit Blick auf die zukünftige Entwicklung der EE-Kapazitäten immer wichtiger.
Insbesondere der Einsatz von Speichern und damit die Lastglättung unter betriebswirtschaftlichen
Gesichtspunkten werden immer attraktiver, da die Überdeckung der Last durch EE in diesen Zeiten auch
die Strompreise erheblich dämpfen wird. Wie bereits derzeit immer häufiger vorkommend, ist sogar mit
dem Auftreten negativer Strompreise über längere Perioden zu rechnen. Gleichzeitig ist zu Zeiten
geringer EE-Einspeisung ein deutlich höherer Strompreis zu erwarten. Diese Differenz kann von den
Speichern genutzt und gedämpft werden. Diese Speichereinsatzweise senkt schließlich die gesamten
Systemkosten und so auch die Strompreise für den Endverbraucher.
7.4.4 Bedeutung der PSW im europäischen Kontext
Wie zu Beginn dieses Kapitels beschrieben nehmen die transnationalen Stromflüsse in Europa zu. Der
grenzübergreifende Stromhandel steigt in Folge der Liberalisierung des Marktes, sowie aus der Notwen-
digkeit, die fluktuierende Energieeinspeisung aus EE auszugleichen. Dies führt insgesamt zu einer
zunehmenden Flexibilisierung des europäischen Stromsystems. Im Folgenden werden ausgewählte
Forschungsprojekte, politische Initiativen, (geplante) Netzausbauprojekte und andere Entwicklungen, die
das Zusammenwachsen eines europäischen Strommarkts unterstützen oder umsetzen, kurz dargestellt.
Das in 2009 abgeschlossene EU-Projekt TradeWind untersuchte Hemmnisse und Nutzen einer
europaweiten Integration fluktuierender Windenergieeinspeisung.150 Eines der zentralen Ergebnisse der
Studie ist die Erkenntnis, dass sich der Kapazitätskredit der installierten Windenergie bei einer
europaweiten Integration durch Netzausbau etwa verdoppeln lässt (vgl. auch vorherigen Absatz).
Im laufenden EU-Projekt OffshoreGrid werden die politischen, technischen, wirtschaftlichen und
regulatorischen Rahmenbedingungen für den Aufbau eines Offshore-Netzes in der Nord- und Ostsee
untersucht.151 Die Modellierung eines Netzes bezieht sowohl den europäischen Energiemarkt als auch
bestehende Planungen und Richtlinien ein. Dabei wird davon ausgegangen, dass ein Offshore-Netz nicht
nur zur Anbindung der Offshore-Windparks dienen wird, sondern vielmehr auch zum grenzüberschrei-
tenden Stromhandel und Austausch der fluktuierenden Energien.
Ein Ansatz auf dem Weg zu einem integrierten europäischen Energiemarkt ist der Zwischenschritt über
die Definition von sieben europäischer Regionen, in denen die beteiligten Länder Schritte zur Schaffung
eines gemeinsamen Markts unternehmen.152 Die Region Central-West (Belgien, Frankreich, Deutschland,
Luxemburg und die Niederlanden) hat hierzu das Pentalaterale Energieforum gegründet, um die
Bemühungen der Region zu einem integrierten Markt zu gelangen voranzutreiben.153
150 Für weitere Informationen zum EU-Projekt TradeWind siehe www.trade-wind.eu, Stand: 20.01.2010. 151 Für weitere Informationen zum EU-Projekt OffshoreGrid siehe www.OffshoreGrid.eu, Stand: 20.01.2010. 152 Für weitere Informationen zu den sieben Marktregionen siehe z.B. www.energy-regulators.eu, Stand: 02.12.2009. 153 Für weitere Informationen zum pentalateralen Energieforum siehe z.B. http://www.bmwi.de/BMWi/Navigation/Presse/pressemitteilungen,did=205816.html, Stand: 02.12.2009.
Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena): PSW – Integration EE Abschlussbericht
Seite 116 von 174
Ein europäischer Energiemarkt verlangt auf verschiedenen Ebenen auch regulierende Europäische
Institutionen. Diese Herausforderung wurde erkannt. So wurden z.B. die europäische Energieregu-
lierungsbehörde ERGEG (European Energy Regulators) und die ENTSOE (European Transmission System
Operators) gegründet. Die Netzplanung wird von den Übertragungsnetzbetreibern auch auf europäischer
Ebene betrieben. 154 Die ENTSOE hat hierzu mit der Ausarbeitung eines 10-Jahresplans begonnen.155
Länderübergreifende Systemdienstleistungen. Neben dem Stromhandel werden auch Systemdienst-
leistungen über Grenzen hinweg angeboten. So beziehen beispielsweise deutsche Übertragungsnetz-
betreiber Systemdienstleistung aus dem luxemburgischen PSW Vianden.
Beispiele realisierter transnationaler Stromtrassen. Der zunehmende europäische Handel wird auch
durch die wirtschaftsgetriebene Realisierung transnationaler Stromtrassen wie z.B. des NorNed und der
Planung des NorGer Kabels belegt.156 Durch diese Kabel wird es möglich bedeutende Strommengen
zwischen Skandinavien und dem europäischen Festland zu verschieben. Dabei ist auch denkbar, dass
deutscher Überschussstrom aus Starkwind-Schwachlast-Situationen zukünftigin Teilen in skandina-
vischen Wasserkraftwerken eingespeichert wird.
Europäische Speichernutzung/ Integration erneuerbarer Energien. Auch die Integration der
fluktuierenden Einspeisung erneuerbarer Energien wird bereits heute auf transnationaler Ebene
realisiert. So wird der in Deutschland zu Zeiten hoher Windeinspeisung sehr niedrige oder gar negative
Strompreis zur Auffüllung österreichischer PSW genutzt.
7.5 Fazit
PSW stellen mit über 90 % die dominierende großtechnische Speichertechnologie für elektrische Energie
in Deutschland dar. Auf Grund ihres relativ hohen Wirkungsgrads und ihrer flexiblen Einsetzbarkeit
können sie wirtschaftlich betrieben werden.
Durch die Bereitstellung verschiedener Systemdienstleistungen sind PSW ein wichtiger Bestandteil der
deutschen Stromversorgung. Als Bereitsteller von Regelenergie und Blindleistung tragen sie wesentlich
zur Stabilität der Übertragungsnetze bei. Dabei ist hervorzuheben, dass PSW sich zur Erbringung aller drei
verschiedenen Regelenergiearten eignen.157 Laut TransmissionCode 2007 müssen alle Erzeugungs-
einheiten > 100 MW in der Lage sein, zur Primärregelung beizutragen.158 Davon können auch PSW
betroffen sein. Insbesondere eigenen sie sich jedoch auf Grund ihrer schnellen und hoch flexiblen
Regelbarkeit zur Bereitstellung der Sekundär- und Minutenreserve.
In Folge der marktgesteuerten Fahrweise und der daraus folgenden Glättung der Residuallast senken
PSW die Systemkosten für die Strombereitstellung. Durch die Eigenschaft der Schwarzstartfähigkeit
dienen sie im Krisenfall als Ausgangspunkt für den Netzwiederaufbau. Auch im Rahmen der
154 Für weitere Informationen zur ENTSOE siehe www.entsoe.eu, Stand: 02.12.2009. Für weitere Informationen zur ERGEG siehe www.energy-regulators.eu, Stand: 02.12.2009. 155 Für weitere Informationen zum 10-year network development plan siehe www.entsoe.eu, Stand: 02.12.2009. 156 Für weitere Informationen zur NordNet-Trasse siehe www.norned-auction.org, Stand: 02.12.2009. Für weitere Informationen zur NorGer-Trasse siehe www.norger.biz, Stand: 02.12.2009. 157 Für die Erbringung von Primärregelenergie muss sich das PSW im Pump- oder Turbinenbetrieb befinden. 158 VDN TransmissionCode 2007, S. 18.
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zunehmenden Flexibilisierung der Übertragungsnetze können sie diese entlasten und damit einen
Beitrag zur Versorgungssicherheit leisten.
Der konkrete Krisenfall UCTE Großstörung 2006 mit starker Unterversorgung an Strom im westlichen
Teilnetz verdeutlicht die Bedeutung von PSW für die Versorgungssicherheit auch im Krisenfall. An der
Behebung der Störung waren PSW sowohl durch den Abwurf von Pumplast, als auch die Aktivierung von
Regelenergie wesentlich beteiligt.
Der letzte Abschnitt dieses Kapitels zeigt, dass die zukünftigen Herausforderungen der europäischen
Stromversorgung im Ausgleich der fluktuierenden Windenergieeinspeisung und Flexibilisierung der
Erzeugung und Verteilung liegen.
Der Ausgleich der fluktuierenden Windeinspeisung ist zwingend notwendig, um
• zum einen auch zukünftig eine hohe Versorgungssicherheit für alle Verbraucher gewährleisten
zu können,
• und zum anderen den CO2-arm produzierten fluktuierenden erneuerbaren Strom bestmöglich
ausnützen zu können.
In diesem Zusammenhang spielen PSW schon heute eine wichtige Rolle. Sie können als einzige weltweit
angewandte großtechnische Stromspeichertechnologie Erzeugung und Verbrauch zeitlich entkoppeln. 159
Zukünftig wird diese Fähigkeit im europäischen Stromversorgungsnetz verstärkt nachgefragt werden, da
mit zunehmendem Ausbau EE auch Erzeugungssituationen mit Stromüberfluss zunehmen werden.
Die Flexibilisierung der Verteilung und Erzeugung verlangt ein europäisches Stromübertragungsnetz,
das den hierdurch gesetzten Anforderungen gerecht wird. Die Verschiebung von Energiemengen über
Ländergrenzen hinweg wird deutlich zunehmen. Dabei auftretende Schwankungen müssen durch
flexible Erzeugungseinheiten ausgeglichen werden. PSW sind in der Lage, diese Systemdienstleistungen
bereit zu stellen und tragen so zur Stabilität der Stromversorgung bei.
Zusammenfassend ist festzuhalten, dass PSW heute die dominierende großtechnische Speichertechnolo-
gie für Strom in Deutschland sind (laut einer BMWi Auftragsstudie stellen PSW heute 95 % der in
Deutschland verfügbaren netzgekoppelten Speicherleistung für elektrische Energie dar).160 Aufgrund
Ihrer vielseitigen Einsetzbarkeit sind sie elementarer Bestandteil des deutschen Stromversorgungssystems
und ein wichtiger Garant für die Versorgungssicherheit. Zukünftig ist mit steigender fluktuierender
Einspeisung aus EE und der europäischen Vernetzung mit einer steigenden Bedeutung großtechnischer
Speicher und damit auch von PSW auszugehen.
159 Es existieren derzeit weltweit nur zwei Druckluftspeicher. Vgl. z.B. Kapitel 6.1.1. 160 BMWi Speichertechniken 2009, S. 13.
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8 Preisdämpfungseffekte an der Strombörse durch den Einsatzes des PSW Atdorf
In Kapitel 7.2.4 wird dargestellt, welche Effekte durch die marktgesteuerte Fahrweise des PSW erreicht
werden können. Eine solche Fahrweise soll im Folgenden auf Basis realer Markt- und Erzeugungsdaten des
Jahres 2008 sowie den Leistungsdaten des geplanten PSW Atdorf simuliert werden. Zum einen wird die
preisgesteuerte Fahrweise des PSW Atdorf simuliert, d.h. der marktgesteuerte Einsatz des PSW unter
Berücksichtigung der Strompreise am Day-Ahead-Markt, zum anderen der rein technisch-theoretische
Einsatz des PSW Atdorf zur Residuallastglättung als Vergleichsergebnis. Die Ergebnisse der beiden
Simulationen werden anschließend anhand der generierten Residuallastkurven verglichen.
Die Simulation des vorliegenden Kapitels und die Modellierung in Kapitel 10 müssen klar voneinander
unterschieden werden. Während die Simulationen des vorliegenden Kapitels auf realen Markt- und
Erzeugungsdaten des Jahres 2008 beruhen und so Preiseffekte auf dem Day-Ahead-Markt analysiert
werden können, untersucht die Modellierung in Kapitel 10 die Systemkosten der Stromerzeugung auf
Grundlage der Grenzkosten und der resultierenden Merit-Order der Kraftwerksparkkapazitäten.
Weiterhin wird die Simulation in Kapitel 10 für den Zeitraum 2020 bis 2030 durchgeführt.
8.1 Methodik
Als Betrachtungszeitraum wurde exemplarisch das Jahr 2008 gewählt, da dieses zum Zeitpunkt der
Studienerstellung das aktuellste Jahr war für das alle Daten vollständig vorlagen. Die Datengrundlage
bilden zum einen die Stundenwerte der Spotmarktpreise (Phelix day ahead), Last und Windeinspeisung
und zum Anderen die Leistungsdaten des geplanten PSW Atdorf. Die entsprechenden Stundendaten sind
bei der Strombörse EEX, der UCTE und den ÜNB erhältlich.161 Die voraussichtlichen Leistungsdaten des
PSW Atdorf wurden von der Schluchseewerk AG zur Verfügung gestellt.
Ein wichtiger Aspekt der Simulationen ist, dass reale Zeitreihen aus dem Jahr 2008 verwendet werden und
auf diesen aufbauend der Einsatz des PSW Atdorf simuliert wird. Es wird also folgende Betrachtung
durchgeführt: Welche Preiseffekte und Residuallastglättung würde sich ergeben, wenn das PSW Atdorf
im Jahr 2008 auf dem Strommarkt eingesetzt worden wäre. Weiterhin ist zu beachten, dass der
Speichereinsatz auf der Annahme vollständiger Information der zukünftigen Day-Ahead-Preise, Last und
Windeinspeisung beruht.
Unter marktgesteuerter Fahrweise wird ein Einsatz des PSW verstanden, bei dem die Preisdifferenz
zwischen Ein- und Ausspeisezeitpunkt größer bzw. gleich dem Wirkungsgradverlust des PSW ist. Dieses
Prinzip gewährleistet, dass durch den Betrieb des PSW dem Betreiber keine negativen variablen Kosten
entstehen. Dabei berücksichtigt das Modell, dass die Ein- bzw. Ausspeicherung durch das PSW Atdorf zum
jeweiligen Zeitpunkt durch Erhöhung der Stromnachfrage (Einspeicherung) bzw. Erhöhung des
Stromangebots (Ausspeicherung) den aktuellen Strommarktpreis verändert. Diesem Umstand wird durch
die Einbeziehung einer Preis-Residuallastfunktion in der Simulation Rechnung getragen. Als Grundlage
der Ermittlung dieses Zusammenhangs dienen die Stundenwerte der Residuallast und der Strompreise
(Phelix-Day-Ahead) des Jahres 2008. Um die Einflüsse jahreszeitlicher Veränderungen auszuschließen,
161http://www.eex.com, Stand: 07.01.2010. http://www.ucte.org, Stand: 07.01.2010. http://www.transpower.de, http://www.50hertz-transmission.net, http://www.amprion.net/, http://www.enbw.com, Stand: 07.01.2010.
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wurde der Betrachtungszeitraum in Teilintervalle eingeteilt und für jedes Intervall der entsprechende
Preis–Residuallast-Zusammenhang ermittelt. Es zeigt sich der erwartete Zusammenhang: Mit steigender
Residuallast steigt auch der Spotmarktpreis an. Abbildung 8-1 zeigt den Zusammenhang beispielhaft die
Residuallast-Preisfunktion für ein Teilintervall des Jahres 2008. Es wird deutlich, dass der stärkste
Zusammenhang zwischen Residuallast und Preis im unteren und oberen Residuallastbereich besteht. Der
Zusammenhang spiegelt die Abbildung der Merit-Order des Kraftwerksparks in den realen Day-Ahead-
Daten des Jahres 2008 wider.
Abbildung 8-1: Zusammenhang von Spotmarktpreis und Residuallast
Neben der marktgesteuerten Fahrweise wird in einem weiteren Schritt die rein technisch-theoretische
Glättung der Residuallast durch das Programm simuliert. Unter Glättung wird hier verstanden, dass die
Maxima der Residuallastkurve durch Ausspeicherung des PSW verringert und die Minima durch
Einspeicherung erhöht werden. Die beschriebene Glättung führt damit nicht nur zu einer Veränderung
der Extremwerte im Jahresverlauf, sondern auch zu einer Glättung im Tagesverlauf. Dieser beschriebene
theoretisch-technische Ansatz findet in der Praxis keine Anwendung, da er der ökonomischen
Verfahrensweise bei der Steuerung von PSW teilweise widerspricht. Aus volkswirtschaftlicher Perspektive
kann eine Residuallastglättung i.A. als positiv bewertet werden.
Abschließend werden die Ergebnisse der beiden simulierten Fahrweisen anhand ihrer Größe geordneten
Residuallastkurven verglichen. So kann abgeschätzt werden, inwiefern sich die Fahrweisen, die auf
grundlegend anderen Steuerungsmechanismen beruhen, unterscheiden. Der oben dargestellte positive
Zusammenhang der Residuallast und des Day-Ahead-Preises lässt erwarten, dass sich der Einsatz in beiden
Simulationen ähnelt. Abbildung 8-2 zeigt schematisch die angewandte Methodik.
0
50
100
150
200
250
300
25000 35000 45000 55000 65000 75000
Spotmarktpreis [€/M
W]
Residuallast [MW]
Deutsche EneAbschlussber
Abbil
8.2 Er
Als Ergeb
Residuall
Kostenef
Preis [€
Ums
[Mio.
ergie-Agentur Gmricht
dung 8-2: M
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Tabelle 8-
/MWh]
A
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mbH (dena): PSW –
Methodik zur
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Arithmetisch
Mittel
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noptimaler Fättung
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Ergebnis
Simulation
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PSW Atdorf i
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im Jahr 2008
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21
Seite 120 von 174
atzes zur
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8
Differenz
rozentual
-0,04 %
-0,22 %
-0,22 %
4
Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena): PSW – Integration EE Abschlussbericht
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Die Simulationsergebnisse in Tabelle 8-1 zeigen, dass der für das Jahr 2008 simulierte marktgesteuerte
Einsatz des PSW Atdorf die Preise an der Strombörse beeinflusst. Entsprechend der eingangs erläuterten
Strompreis-Residuallast-Relation verändern sich die Preise in Abhängigkeit der ein- oder
ausgespeicherten Strommenge. Durch diesen Vorgang wird sowohl der Minimalpreis des Jahres erhöht
als auch der Maximalpreis gesenkt. Der Unterschied der Abweichung bei arithmetischem und
gewichtetem Mittel entsteht durch die nicht über die Preise gleichverteilten Handelsvolumina. So ist das
am Day-Ahead-Markt gehandelte Volumen zu Zeitpunkten höherer Preise durchschnittlich größer.
Abbildung 8-3 zeigt beispielhaft für den 01.07.2008 wie sich der Preis im Tagesverlauf durch den
simulierten Einsatz des PSW Atdorf verändert. Die Einspeicherung durch das PSW Atdorf im ersten Drittel
des Tages erhöht den Preis tendenziell um einen geringeren Betrag als dieser im zweiten Drittel der Kurve
bei Ausspeicherung gesenkt wird. Dies ist im Wesentlichen durch den Verlauf der Preis-Residuallast-
Funktion (vgl. Abbildung 8-1) begründet.
Abbildung 8-3: Preisoptimaler Einsatz des PSW Atdorf am 01.07.2008
Um eine Einschätzung der preisoptimierten Betriebsweise auf das Handelsvolumen am Day-Ahead-Markt
abzuschätzen, wurde für jeden Stundenwert des Jahres die Preisdifferenz aus Eingangsstrompreis (vor der
Simulation) und gedämpften Preis (nach der Simulation) gebildet und mit dem entsprechenden
Handelsvolumen an der Börse zu dieser Stunde multipliziert. Das Ergebnis ist wie in Tabelle 8-1 dargestellt
eine Senkung des Handelsvolumens um knapp 21 Mio. €. Diese Senkung ist auf verschiedene Effekte
zurück zu führen:
1. Es besteht ein grundsätzlicher positiver Zusammenhang zwischen Residuallast und Preis. Das
PSW speichert bei der marktgesteuerten Fahrweise zu niedrigen Preisen ein und bei höheren
Preisen aus. Da die Steigung zum Zeitpunkt der Einspeicherung geringer ist als zum Zeitpunkt der
Ausspeicherung, überwiegt der Preisdämpfungseffekt.
2. Zum anderen wirkt der in Abbildung 8-4 gezeigte Zusammenhang von steigenden gehandelten
Volumina bei steigenden Preisen. Da die durch die Einspeicherung verursachte Preissteigerung
40
50
60
70
80
90
100
110
120
130
140
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Preis[€/MWh]
Stunden
IST‐Daten simulierte Daten
Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena): PSW – Integration EE Abschlussbericht
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sich auf ein kleineres Volumen auswirkt als die durch die Ausspeicherung verursachte
Preissenkung, ist der kostensenkende Effekt größer.
Abbildung 8-4: Zusammenhang von Spotmarktpreis (Day ahead) und gehandeltem Volumen
8.3 Ergebnisse bei Residuallastglättung
Ziel der Residuallastglättung ist es, den maximalen Wert der Residuallast zu senken und den minimalen
Wert zu erhöhen sowie den Verlauf der Residuallast zu verstetigen. Durch die Residuallastglättung kann
prinzipiell der für Nachfragespitzen vorzuhaltende Kraftwerkspark verringert, der Bedarf an
Spitzenlaststrom gesenkt und der Einsatz von Grundlastkraftwerken erhöht bzw. deren inffizienter
Teillastbetrieb reduziert werden. So kann die Residuallastglättung die volkswirtschaftlichen Kosten der
Stromerzeugung reduzieren. Tabelle 8-2 zeigt die wichtigsten Ergebnisse der simulierten
Residuallastglättung und vergleicht diese mit den Residuallastwerten aus der Simulation der
preisoptimierten Fahrweise.
10000
12000
14000
16000
18000
20000
22000
24000
‐50 0 50 100 150 200 250
geha
ndeltes Vo
lumen
[€/M
W]
Preis [€/MW]
Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena): PSW – Integration EE Abschlussbericht
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Tabelle 8-2: Veränderung der Residuallast durch den Einsatz des PSW Atdorf zur Residuallastglättung und preisoptimierter Fahrweise in 2008
Ist-Daten 2008 Ergebnis
Simulation
Differenz
absolut
Differenz
prozentual
Residuallast
nach
Residuallast-
glättung [MW]
Arithmetisches
Mittel
51.838 51.992 154 0,30 %
Max. 72.526 71.126 -1.400
Min. 25.969 27.369 1.400
Residuallast
nach
preisgesteuerter
Simulation
[MW]
Arithmetisches
Mittel
51.838 51.961 123 0,24 %
Max. 72.526 71.158 -1.368
Min. 25.969 27.369 1.400
Die in der Tabelle 8-2 dargestellten Ergebnisse zeigen eine Reduzierung bzw. Erhöhung der
Jahresextremwerte der Residuallast um 1.400 MW. Die Residuallastglättung im Tagesverlauf wird
beispielhaft für den 01.07.2008 in Abbildung 8-5 dargestellt. Es wird deutlich, dass die maximalen Werte
abgesenkt und die minimalen Werte der Residuallast erhöht werden. Dies kann die volkswirtschaftlichen
Kosten der Stromerzeugung senken, da sowohl Spitzenlastbedarf als auch Teillastbetrieb verringert
werden. Die Abbildung zeigt deutlich wie durch den Einsatz des PSW Atdorf Last verlagert wird.
Abbildung 8-5: Glättung der Residuallast am 01.07.2008
4250045000475005000052500550005750060000625006500067500
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Residu
allast [M
W/Std]
Stunden
Ist‐Daten Simulations‐Daten
Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena): PSW – Integration EE Abschlussbericht
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8.4 Vergleich der geordneten Residuallastkurven
Die Abbildung 8-6 zeigt die Residuallastkurven der IST-Daten 2008, sowie die Ergebnisse der Simulation
zur marktgesteuerte Fahrweise und der technisch-theoretischen Residuallastglättung. Dabei wurden alle
Stundenwerte des Jahres 2008 nach ihrer Betragshöhe sortiert. So kann man aus dieser sog.
Dauerlastkurve z.B. ablesen, dass in 2008 die Residuallast mehr als 4.000 h über 50.000 MW lag.
Die Abbildung 8-6 zeigt deutlich, dass die Residuallastglättung in beiden Simulationen ähnlich ausfällt.
Die Ähnlichkeit der Ergebnisse der beiden Simulationen liegt im positiven Zusammenhang zwischen Preis
und Residuallast begründet. D.h. auch in der preisgesteuerten Simulation bezieht das PSW bei niedrigem
Preis und gleichzeitig tendenziell hoher Residuallast Strom und speist diesen bei hohem Preis und damit
verbundener tendenziell auch niedriger Residuallast wieder ein. In beiden Simulationen werden die
Spitzenwerte der Residuallast gesenkt und die Werte niedriger Residuallast erhöht.
Dies bedeutet, dass das PSW in der preisgesteuerten Fahrweise die gleiche positive zu bewertende
Residuallastglättung bewirkt.
Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena): PSW – Integration EE Abschlussbericht
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Abbildung 8-6: Vergleich der nach Betrag geordneten Jahresresiduallastkurven
25.000
30.000
35.000
40.000
45.000
50.000
55.000
60.000
65.000
70.000
75.000
0 2000 4000 6000 8000 10000
Res
idu
alla
st
Stunden
IST-Daten
preisoptimierte Fahrweise
Residuallastglättung
a)
b)
Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena): PSW – Integration EE Abschlussbericht
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Abbildung 8-7: Ausschnitt des Abgleichs der Residuallastkurven in Abbildung 8-6
8.5 Zusammenfassung und Fazit
Die im vorliegenden Kapitel dargestellten Ergebnisse zeigen, dass mit der markgesteuerten, also
wirtschaftlich ausgerichtete Betriebsweise, zum einen der durchschnittliche Strompreis am Day-Ahead-
Markt gesenkt werden kann und zum anderen durch Residuallastglättung die volkswirtschaftlich Kosten
der Stromerzeugung gesenkt werden können. Auf Basis der Preis, Last und Stromerzeugungsdaten des
Jahres 2008 stellen sich die Simulationsergebnisse wie folgt dar:
• Das gewichtete arithmetische Mittel des Strompreises am Day-Ahead-Markt wird um 15 ct pro
MWh gesenkt.
• Durch den simulierten, preisorientierten Einsatz des PSW Atdorf in 2008 kann das Handels-
volumen am Day-Ahead-Markt an der Strombörse bei gleicher Stromverbrauchsdeckung um 21
Mio. Euro reduziert werden.
• Durch die preisgesteuerte Fahrweise wird die Residuallast ähnlich wie beim technisch-
theoretischen Einsatz zur Residuallastglättung geglättet. Der Minimalwert der Residuallast wird
um 1.400 MW angehoben, der Maximalwert um 1.400 MW (Residuallastglättung) bzw. 1.368 MW
(preisorientierte Fahrweise) gesenkt. D.h. auch bei preisgesteuerter Fahrweise wird eine gute aus
volkwirtschaftlicher Sicht positiv zu beurteilende Residuallastglättung erreicht.
Grundlage für die hier dargestellten Ergebnisse sind die IST-Daten aus 2008 und die Leistungsdaten des
geplanten PSW Atdorf, sowie der preisgesteuerte Einsatz des PSW Atdorf. Der preisdämpfende Effekt und
der Effekt der Residuallast liegen maßgeblich im positiven Zusammenhang zwischen Residuallast und
Preis begründet. Es ist aber zu erwarten, dass dieser Zusammenhang auch in der Zukunft weiter bestehen
bleibt oder sogar weiter verschärft: So traten wie in Kapitel 7.2.5 dargestellt beispielsweise in 2009
vermehrt auch hohe negative Strompreise auf.
57.000
59.000
61.000
63.000
65.000
67.000
69.000
0 1000 2000 3000
IST-Daten
preisoptimierte Fahrweise
Residuallastglättung
25.000
30.000
35.000
40.000
45.000
50.000
4.000 5.000 6.000 7.000 8.000 9.000
Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena): PSW – Integration EE Abschlussbericht
Seite 127 von 174
9 Bedeutung des geplanten PSW Atdorf aus Sicht des Netzbetriebs
Grundlage dieses Kapitels ist eine Analyse des Instituts für elektrische Anlagen und Energiewirtschaft der
RWTH Aachen im Auftrag der dena.162 Die Analyse untersucht die Bedeutung des geplanten PSW Atdorf
für den Netzbetrieb und fokussiert dabei auf die Einsatzmöglichkeit des PSW im Redispatch und im Regel-
energiebereich.
Grundlage für die Untersuchung ist das europäische UCTE-Übertragungsnetz im Jahr 2020. Auf dieser
Basis wird in einem ersten Schritt die Netzeinbindung des Anschlusspunktes Kühmoos und dessen Ein-
ordnung ins europäische Verbundnetz grundsätzlich diskutiert.
Über die Modellierung des Einsatzes des europäischen Kraftwerksparks werden für zwei Netznutzungs-
fälle die resultierenden Stromflüsse simuliert und die resultierenden Netzengpässe ermittelt. Anschlie-
ßend wird analysiert, inwiefern die Netzengpässe durch den Einsatz des geplanten PSW Atdorf reduziert
werden können. So kann der netzbetriebliche Nutzen des Kraftwerkes beim Redispatch identifiziert
werden.
Die Bewertung der Bereitstellung von Regelenergie durch das geplante PSW Atdorf wird durch eine Dis-
kussion der Präqualifikationsanforderungen der Übertragungsnetzbetreiber für die Teilnahme von Kraft-
werken am Regelenergiemarkt durchgeführt. Dabei wird die Eignung des geplanten PSW Atdorf für
diesen Markt analysiert.
9.1 Qualitative Bewertung der allgemeinen Standortvorteile des geplanten PSW Atdorf
Um den Standort des geplanten PSW Atdorf zu beurteilen, werden zunächst der Bewertungshintergrund
von Redispatch-Maßnahmen und der geplante Netzanschlusspunkt Kühmoos beschrieben.
Das Energiewirtschaftsgesetz überträgt den Übertragungsnetzbetreibern die Systemverantwortung, die
sie basierend auf gemeinschaftlich erarbeiteten Grundsätzen gewährleisten. Der Festlegung dieser
Grundsätze liegt das Regelwerk der UCTE zugrunde, das im „UCTE Operation Handbook“ definiert ist.
Stellt der ÜNB eine drohende Verletzung der Systemsicherheit fest, leitet er Maßnahmen zur Gewährleis-
tung der Systemsicherheit ein. Um die Auswirkungen auf die Netznutzungsentgelte möglichst gering zu
halten, werden zunächst netzkostenneutrale Eingriffe in den Netzzustand durchgeführt. Sind diese
unzureichend, lassen sich Eingriffe in das Netznutzerverhalten nicht vermeiden.
Für eine Nutzenbewertung des PSW Atdorf werden ausschließlich Eingriffe in das Netznutzerverhalten
zur Reduktion von Netzengpässen, so genannte Redispatch-Maßnahmen, analysiert.
Redispatch-Maßnahmen beschränken sich in der Regel auf Eingriffe auf die planmäßig einsetzbaren
thermischen und hydraulischen Kraftwerke. In Ausnahmefällen setzt man den so genannten Redispatch
aber auch bei WEA ein. Dabei werden die Leistungseinspeisungen der die Grenzwertverletzungen
verursachenden Einspeisungen reduziert und durch günstiger gelegene Einspeisungen ersetzt.
162 Abschlussbericht des durch die RWTH Aachen, Institut für elektrische Anlagen und Energiewirtschaft, erbrachten Unterauftrags (Januar 2010): Bedeutung des geplanten Pumpspeicherwerks Atdorf aus Sicht des Netzbetriebs. Wissenschaftliche Studie im Auftrag der Deutschen Energie-Agentur (dena). Auf diesen Abschlussbericht wird im Folgenden mit der Bezeichnung „RWTH Aachen“ Bezug genommen.
Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena): PSW – Integration EE Abschlussbericht
Seite 128 von 174
Voraussetzung für eine solche Maßnahme ist jedoch eine ausreichende Kraftwerkskapazität, die zur
Leistungssubstitution verwendet werden kann.163
Die zunehmende Installation von Windenergieanlagen in Deutschland und insbesondere die zukünftig
verstärkte Erschließung der Offshore-Potenziale für Windenergie verursachwn eine konzentrierte
Stromeinspeisung in Norddeutschland.164 Auch der deutsche Kraftwerkspark zeigt eine Konzentration
von Kraftwerkskapazität in Nord-, Ost- und Westdeutschland. Die resultierende Erzeugungsstruktur
verursacht somit bereits heutzutage für Netznutzungsfälle mit hoher Windenergieeinspeisung einen
deutlichen Leistungsüberschuss im norddeutschen Übertragungsnetz. Derartige Netznutzungsfälle
verursachen in der Regel hohe Leistungstransporte in Nord-Süd-Richtung. Die hohe Auslastung der
norddeutschen Übertragungsnetze wird sich zunehmend verstärken, wenn die zusätzlichen neuen
Kraftwerksprojekte realisiert werden. Es ist somit absehbar, dass zukünftig eine erhöhte Anzahl von
Netznutzungsfällen auftreten wird, in denen eine hohe Energieeinspeisung in Norddeutschland zu
Netzengpässen in Nord-Süd-Richtung führen wird, bis ein adäquater Netzausbau umgesetzt ist.
Maßnahmen zum Netzausbau im Übertragungsnetz unterliegen jedoch im Regelfall langjährigen
Planungsverfahren und teilweise mangelnder Akzeptanz in der Bevölkerung. In den kommenden Jahren
kann somit eine erhöhte Anzahl von kritischen Netzsituationen entstehen, die auch innerhalb des
deutschen Übertragungsnetzes zu Engpässen führen.165
Zur Gewährleistung der Systemsicherheit ist es unter Berücksichtigung der Entwicklung der Erzeugungs-
struktur – sowohl der erneuerbaren Energien als auch des konventionellen Kraftwerksparks – notwendig,
auf ausreichende Kraftwerkskapazität entfernt von den Einspeisezentren für eventuelle Redispatch-
Maßnahmen zurückgreifen zu können.
Der Netzknotenpunkt Kühmoos direkt an der schweizerischen Grenze, an den das geplante PSW Atdorf
angeschlossen werden soll, hat aus netzbetrieblicher Sicht besondere Vorteile. Der Netzknoten Kühmoos
ist der wesentliche Kopplungsknoten des deutschen mit dem schweizerischen Übertragungsnetz. Bisher
sind dort als hauptsächliche Einspeisung die PSW Wehr und Säckingen angeschlossen (siehe Abbildung
9-1). Insgesamt sind am Netzknoten Kühmoos acht 380-kV- sowie fünf 220-kV-Stromkreise angebunden.166
Diese hohe angebundene Leitungskapazität gewährleistet, dass in der Umgebung des geplanten PSW
Atdorf nur mit geringer Wahrscheinlichkeit Netzengpässe auftreten. Voraussetzung für einen Einsatz im
Redispatch ist, dass das substituierende Kraftwerk keine weiteren Netzengpässe verursacht. Das geplante
PSW Atdorf am Netzknoten Kühmoos ist somit in der Regel im Redispatch sehr gut einsetzbar.
163 VDN Transmission Code 2007, ENTSO-E Operation Handbook 2009 und Krane Strukturbewertung ÜNB 2007. 164 Siehe unter anderem BMU Leitszenario 2009. 165 Dieser Sachverhalt wird ausführlich in der dena-Netzstudie I 2005 beschrieben. 166 Hermes et al. Netzmodelle 2009.
Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena): PSW – Integration EE Abschlussbericht
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Abbildung 9-1: Netzanschlusspunkt Kühmoos167
Die Standortvorteile des PSW Atdorf stellen insgesamt einen hohen netzbetrieblichen Nutzen dar, da in
Zukunft ein zusätzlicher Bedarf substituierender Kraftwerksleistung in Süddeutschland abzusehen ist. Die
zusätzlich installierte Leistung von 1.400 MW (PSW Atdorf) an einem zentralen Netzknoten in
Süddeutschland ist somit für einen sicheren Netzbetrieb vorteilhaft.
9.2 Auswirkung des PSW Atdorf auf zukünftige Netzengpasssituationen
Nach der Beurteilung der allgemeinen Standortvorteile des geplanten PSW Atdorf für netzbetriebliche
Maßnahmen wird der netzbetriebliche Nutzen dieses Neubauvorhabens zur Engpassreduktion
quantitativ bewertet. Für diese Bewertung werden zunächst mittels eines praxisbewährten, mehrstufigen
Marktsimulationsverfahrens auf Basis der vorgegebenen Eingangsdaten der blockscharfe europäische
Kraftwerkseinsatz sowie der hieraus resultierende, grenzüberschreitende Energieaustausch ermittelt.168
Aufbauend auf den aus der Marktsimulation berechneten Kraftwerkseinsätzen werden kritische
Netznutzungsfälle analysiert. Für den Betrachtungszeitpunkt 2020 werden im Stundenraster blockscharfe
Kraftwerkseinsätze berechnet. Die Ergebnisse werden als Eingangsdaten für eine Netzsimulation
verwendet (siehe Abbildung 9-2).
167 RWTH Aachen. 168 Hartmann liberalisierter Strommarkt 2007, Mirbach Marktsimulationsverfahren Strommarkt 2009.
Stromkreis 220 kV
Schweiz
Deutschland
Stromkreis 380 kV
Kühmoos
LaufenburgAsphard
Eichstetten Daxlanden Villingen
Tiengen
Schwörstadt
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Abbildung 9-2: Methodik zur Identifikation zukünftiger Netzengpässe169
In der Netzsimulation werden für ausgewählte Netznutzungsfälle mit Hilfe eines am Institut für
Elektrische Anlagen und Energiewirtschaft der RWTH Aachen vorliegenden leitungsscharfen
Näherungsmodells des UCTE-Verbundsystems Lastflussrechnungen und Ausfallsimulationen
durchgeführt.170 Dieses Modell wurde für den Betrachtungszeitpunkt 2020 durch alle derzeit absehbaren
Netzausbaumaßnahmen erweitert. Dabei wurden die Prognosen aus dem Energieleitungsausbaugesetz
2009, der dena Netzstudie I sowie Veröffentlichungen der Netzbetreiber verwendet. Dadurch ist es
möglich, Netzengpässe zu identifizieren, für die der netzbetriebliche Nutzen des geplanten PSW Atdorf
im Redispatch-Einsatz bewertet wird. Beim Redispatch wird die einspeisende Leistung einiger
Kraftwerksblöcke, die Engpässe verstärken, reduziert. Zum Ausgleich der Leistungsbilanz wird diese
Leistung durch das geplante PSW Atdorf substituiert. Die Reduktion der Leitungsüberlastung zeigt den
Nutzen des Neubauvorhabens.
169 RWTH Aachen. 170 Hermes et al. Netzmodelle 2009.
Marktsimulation
Ziel: Ermittlung (volkswirtschaftlich) minimaler Erzeugungskosten,d. h. des kostenminimalen Kraftwerkseinsatzes
Nebenbedingungen: ‐ Last‐ und Reservedeckung‐ Kraftwerkstechnische Parameter‐Übertragungskapazitäten
Netzsimulation
Simulation des Übertragungsnetzes‐ Lastflussrechnungen‐Ausfallsimulationen
Kraftwerkseinsatz, korrespondierende Last‐ und Windzeitreihen
Identifikation von EngpässenLeitungsscharfe Auslastung
des Netzes
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Abbildung 9-3: Ergebnis der Marktsimulation: Europäisches Elektrizitätsversorgungssystem 2020
in ausgewählten europäischen Ländern171
Ergebnis des Marktsimulationsverfahrens ist der stündliche, blockscharfe Kraftwerkseinsatz sowie der
grenzüberschreitende Energieaustausch unter Beachtung der maximalen grenzüberschreitenden
Übertragungskapazität, die sich aus den Net Transfer Values (NTC) gemäß ENTSO-E ergibt.172 Die heutigen
NTCs wurden hierfür mit bereits bekannten Ausbaumaßnahmen für das Jahr 2020 angepasst. Die
resultierenden Erzeugungskapazitäten bzw. die Stromerzeugung der betrachteten geographischen
Gebiete werden in Abbildung 9-3 und Abbildung 9-4 dargestellt.
Abbildung 9-4: Ergebnis der Marktsimulation: Stromerzeugung 2020 in ausgewählten
europäischen Ländern173
Aus dieser Situation ergibt sich ein hoher Energieaustausch zwischen den betrachteten Ländern.
Insbesondere die Kuppelleitungen nach Frankreich, den Niederlanden sowie der Schweiz weisen eine
171 RWTH Aachen. 172 Die Marktsimulation basiert auf der in Kapitel 1 und 3 beschriebene Entwicklung des Kraftwerksparks und auf dem Szenario sinkender Stromnachfrage. 173 RWTH Aachen.
0
20
40
60
80
100
120
140
160
D F NL B I A CH DK PL CZ SK H SLO N S FIN UK IB
Erze
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gska
pazi
tät i
n GW
Sonstige
Solar
Wind
Laufwasser
Pumpspeicher‐KW
Speicher‐KW
Konv. Kraftwerke
0
100
200
300
400
500
600
D F B NL A CH
I
PL CZ SK SI HU DK
NOR
DEL
UK IB
Erze
ugun
g in
TWh Sonstige
SolarWindWasserkraftKonv. Erzeugung
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hohe Auslastung auf. Die Verbindung in die Schweiz dient hierbei als Transitleitung in Richtung Italien.
Auch hier sind kritische Engpassfälle zu erwarten, die durch eine entsprechende Regelfähigkeit der
umliegenden Kraftwerke, insbesondere der Pumpspeicherkraftwerke, gewinnbringend genutzt werden
können.
Aufbauend auf den Ergebnissen der Marktsimulation wird im Folgenden der netzbetriebliche Nutzen des
geplanten PSW Atdorf für zwei Netznutzungsfälle evaluiert, die jeweils zu kritischen Engpasssituationen
mit hohen Leitungsauslastungen führen. Bei beiden betrachteten Fällen handelt es sich um
Starklastsituationen bei gleichzeitigem Starkwind. Fälle, bei denen wenig Energie aus
Windenergieanlagen eingespeist wird, sind für das Netz bei dem hier für 2020 vorausgesetzten
Kraftwerkspark weniger kritisch. Bei hoher Windenergieeinspeisung und niedriger Last besteht für einen
Redispatch keine Möglichkeit, da keine Kraftwerke in Betrieb sind, die im Gegenzug zum Einschalten des
PSW Atdorf abgeschaltet werden können.
In den beiden betrachteten Fällen ist die Last etwa identisch, die Einspeisung aus Windenergieanlagen ist
allerdings im ersten Netznutzungsfall, im Folgenden als NNF1 bezeichnet, um 7.000 MW höher als im
zweiten Netznutzungsfall (NNF2). Zur Deckung der Last werden daher im NNF1 neben den
Windenergieanlagen ausschließlich Braunkohle- und Kernkraftwerke eingesetzt, während im NNF2
zusätzlich Steinkohle- und Gaskraftwerke in Betrieb sind.
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Abbildung 9-5: Leitungsauslastung beim NNF1 ohne Einsatz des geplanten PSW Atdorf174
Abbildung 9-5 zeigt die Leitungsauslastungen im (n-1)-Fall für den NNF1 ohne Einsatz des geplanten PSW
Atdorf. Gezeigt sind jeweils die Leitungsbelastungen relativ zur Nennleistung im für die jeweilige Leitung
kritischsten (n-1)-Fall. Zu erkennen ist, dass insbesondere die Leitungen im Nordwesten Deutschlands sehr
hoch ausgelastet sind. Der Grund für die hohe Auslastung ist, dass gleichzeitig mit den
Windenergieanlagen auch die norddeutschen Kraftwerke eine erhebliche Strommenge ins Netz
einspeisen. Neben dem Engpass im Norden besteht ein weiterer Engpass im Südwesten beim
Netzknotenpunkt Daxlanden in der Nähe von Karlsruhe und beim nördlich von Stuttgart gelegenen
Netzknotenpunkt Neckarwestheim. Die Leitungsauslastungen nach Durchführung eines Redispatch zeigt
174 RWTH Aachen.
Auslastung > 160 %
Auslastung > 150 %
Auslastung > 140 %
Auslastung > 130 %
Auslastung > 120 %
Auslastung > 110 %
Auslastung > 100 %
PSWAtdorf
Dax‐landen
Neckar‐west‐heim
Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena): PSW – Integration EE Abschlussbericht
Seite 134 von 174
Abbildung 9-6. Hierfür wird ein Block der Braunkohlekraftwerke in der Nähe des Netzknoten Rommers-
kirchen abgeschaltet. Stattdessen speist das PSW Atdorf 1.000 MW ins Netz ein. Eine höhere Einspeisung
durch das PSW Atdorf bei gleichzeitiger Abschaltung weiterer Braunkohleblöcke würde in diesem
Netznutzungsfall zu einer unzulässigen Belastung der Leitungen in die Schweiz führen, aber keine
wesentliche Entlastung der stark belasteteten Nord-Süd-Verbindungen in Deutschland zur Folge haben.
Daher ist hier ein über 1.000 MW hinausgehender Redispatch netzbetrieblich nicht sinnvoll. In der
Abbildung sind die Bereiche, in denen das Netz durch den Redispatch entlastet wird, grau
gekennzeichnet. Die Auslastung der zuvor hoch belasteten Leitungen liegt zwar auch nach dem
Redispatch größtenteils im unzulässigen Bereich über 100 %, jedoch um 10-20 % unter den Werten vor dem
Redispatch. Eventuell mögliche weitere Reduktionen durch Redispatch zusätzlicher Kraftwerke werden
in dieser Studie nicht bewertet.
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Abbildung 9-6: Leitungsauslastung beim NNF1 mit Einsatz des geplanten PSW Atdorf175
Auch im NNF2 sind, wie Abbildung 9-7 zeigt, trotz des schwächeren Windes viele Leitungen unzulässig
hoch ausgelastet. Wie im NNF1 sind die Nord-Süd-Achsen im Norden betroffen, die die Stromeinspeisung
aus Windenergie nach Süden transportieren. Zusätzlich sind die Leitungen nördlich von Gersteinwerk, wo
das derzeit im Bau befindliche Kraftwerk Datteln im betrachteten Jahr 2020 angeschlossen ist, sehr hoch
belastet. Abbildung 9-8 zeigt, dass auch in diesem Netznutzungsfall die Leitungsbelastungen mittels
Redispatch gesenkt werden können. Das PSW Atdorf speist nach dem Redispatch am Netzknotenpunkt
Kühmoos mit 1.400 MW ins Netz ein. Die Steinkohlekraftwerke in Wilhelmshaven und Datteln werden
stattdessen nicht mehr eingesetzt. Diese Maßnahmen führen zu einer deutlichen Reduktion der
Leitungsbelastungen in der Umgebung der beiden zurückgesetzten Kraftwerke um bis zu 40 %. Als Maß
für die Auslastung des Gesamtnetzes können die Netzverluste herangezogen werden. Diese reduzieren
sich im gesamten deutschen Übertragungsnetz durch die Redispatchmaßnahme im NNF2 um rund 8 %.
175 RWTH Aachen.
PSWAtdorf
Rommers‐kirchen
A
B
C D
Auslastung > 160 %
Auslastung > 150 %
Auslastung > 140 %
Auslastung > 130 %
Auslastung > 120 %
Auslastung > 110 %
Auslastung > 100 %
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Abbildung 97: Leitungsauslastungen beim NNF2 ohne Einsatz des geplanten PSW Atdorf176
176 RWTH Aachen.
Wilhelms‐haven
Gerstein‐werk
PSWAtdorf
Auslastung > 160 %
Auslastung > 150 %
Auslastung > 140 %
Auslastung > 130 %
Auslastung > 120 %
Auslastung > 110 %
Auslastung > 100 %
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Abbildung 98: Leitungsauslastungen beim NNF2 mit Einsatz des geplanten PSW Atdorf177
Insgesamt zeigt sich der klare Nutzen des geplanten PSW Atdorf beim Redispatch. Allgemein ist es zwar
möglich, andere Kraftwerke bei netzbetrieblichen Maßnahmen einzusetzen, allerdings bedingen die
oben dargestellten Standortvorteile eine besonders hohe Nutzbarkeit des geplanten PSW Atdorf.
Insbesondere für die in NNF 1 exemplarisch gezeigten Netzengpässe in Süddeutschland ist die Wahl
alternativer Kraftwerksblöcke für den Redispatch sehr eingeschränkt.
177 RWTH Aachen.
Gerstein‐werk
Wilhelms‐haven
PSWAtdorf
Auslastung > 160 %
Auslastung > 150 %
Auslastung > 140 %
Auslastung > 130 %
Auslastung > 120 %
Auslastung > 110 %
Auslastung > 100 %
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9.3 Bereitstellung von Regelenergie und Blindleistung durch das geplante PSW Atdorf
Da elektrische Energie in großtechnischem Maße nur sehr befrenzt speicherbar ist, muss ihre Erzeugung
jederzeit dem aktuellen Bedarf angepasst werden. Ist dieses Gleichgewicht gestört, kann es zum
Zusammenbruch der Stromversorgung wie beispielsweise im September 2003 in Italien oder im
November 2006 in Zentraleuropa kommen. Für einen jederzeitigen schnellen Ausgleich von Erzeugung
und Nachfrage muss in schnell regelbaren Kraftwerken positive und negative Reserveleistung
vorgehalten werden. Dies geschieht sowohl in thermischen wie in hydraulischen Kraftwerken. Erstere
werden dadurch in Teillastbereiche mit schlechterem Wirkungsgrad gedrängt. Letztere haben den Vorteil
kurzer Aktivierungszeiten und großer Stellbereiche. Das gilt vor allem für Pumpspeicherwerke, die bei
überschüssiger Energie nicht nur ihre Erzeugung reduzieren, sondern auch den Pumpbetrieb aufnehmen
können. Umgekehrt können sie fehlende Leistung durch Reduktion des Pumpstrombezuges und
Hochfahren der Stromerzeugung schnell ersetzen. Während Mittelgebirgs-Pumpspeicherwerke mit
kleinen Becken und ohne natürlichen Zufluss wegen deren Füllung oder Leerung nicht durchgängig zur
Reservehaltung einsetzbar sind, sind alpine Pumpspeicherkraftwerkewerke durch natürlichen Zufluss
und meist große Speicher nicht derart eingeschränkt.
In Deutschland bestimmt heute schon die Unsicherheit der Windprognose den Reservebedarf zur
Gewährleistung der Systemsicherheit. Die Windeinspeiseunsicherheiten versucht man mit verbesserten
Prognoseverfahren zu reduzieren. Gleiches erhofft man sich von der weiträumigeren Verteilung großer
Kollektive von Windenergieanlagen, deren Prognosefehler sich teilweise kompensieren.
Den trotz all dieser Anstrengungen durch den Ausbau der Windenergie in Deutschland weiter wachsen-
den Bedarf an Regelenergie können (Pump-)Speicherkraftwerke kostengünstig und technisch in
bestgeeigneter Art und Weise decken.178 Reservestellung in Wasserkraftwerken dient somit der weiteren
Durchdringung des europäischen Erzeugungsmixes mit regenerativer, umweltfreundlicher
Windenergie.
Die Bereitstellung von Systemdienstleistungen in Form von Primär-, Sekundär- und Minutenreserve setzt
voraus, dass das entsprechende Kraftwerk oder die Kraftwerksgruppe die Präqualifikationsanforde-
rungen des jeweiligen ÜNB erfüllt.179
Demnach sind empfindlich reagierende Regeleinrichtungen erforderlich, um die Netzfrequenz durch
den Einsatz von Primärreserve in dem zulässigen Bereich von ± 50 mHz zu halten. Hierzu sind
Pumpspeicherwerke gut geeignet, da sie durch eine entsprechend abgestimmte Feinregelung der
Wasserzufuhr zu den hydraulischen Maschinen sowohl im Pump- als auch im Turbinenbetrieb
Primärregelung stellen können. Da die genaue technische Ausgestaltung des geplanten PSW Atdorf
jedoch noch nicht fixiert ist, lassen sich zur Erfüllung der Präqualifikationsanforderungen noch keine
detaillierten Aussagen treffen.
178 Der genaue Zusammenhang von Windenergieausbau und Regelenergiebedarf wird in der Wissenschaft derzeit diskutiert. Dabei wird in der Regel von unterschiedlichen Korrelationen je nach Regelenergieart (primär, sekundär, tertiär) ausgegangen. 179 Neben Stromerzeugungskraftwerken nehmen auch andere Anlagen (z.B. Kühlhäuser) am Regelenergiemarkt teil. Ganzer Abschnitt vgl. auch Hinüber Märkte für Fahrplanenergie 2007 und ENTSO-E Operation Handbook Policy 1 2009.
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Windenergieanlagen können (zumindest bisher) keine Primärregelreserve bereitstellen. Im Falle einer
großen Windenergieeinspeisung bei kleiner Last sind relativ geringe konventionelle Kraftwerkskapa-
zitäten in Betrieb. Daher können diese auch nur einen geringen Anteil an Primärregelenergie liefern.
Insbesondere vor dem Hintergrund der erwarteten sehr hohen installierten Windleistungen ist es daher
vorteilhaft, wenn der Primärregelreservebedarf auch durch Pumpspeicherwerke gedeckt werden kann.
Analog zur Primärregelenergie erfüllen Pumpspeicherwerke in der Regel die Präqualifikationsanfor-
derungen für die Bereitstellung von Sekundär- und Minutenreserveenergie. Es ist davon auszugehen, dass
dies auch auf die technische Ausführung des geplanten PSW Atdorf zutrifft.
Grundsätzlich ist auch eine grenzüberschreitende Bereitstellung von Regelreserveleistung möglich. Ein
solcher grenzüberschreitender Regelleistungsaustausch erfordert es immer, dass Übertragungs-
netzkapazitäten in Höhe dieser Leistung freigehalten werden. Diese Übertragungskapazitäten stehen
damit nicht mehr für Fahrplangeschäfte zur Verfügung. Insbesondere vor dem Hintergrund steigender
dargebotsabhängiger Erzeugung aus erneuerbaren Energien und den damit verbundenen steigenden
Transiten im Übertragungsnetz, stellen die verfügbaren Übertragungskapazitäten ein knappes Gut dar,
woraus sich Standortvor- bzw. -nachteile für reservestellende Kraftwerke ergeben können.
Gleiches ergibt sich aus den vorgeschriebenen Kernanteilen, nach denen mindestens 66 % der
Sekundärregelreserve und 50 % der Summe aus Sekundär- und Minutenreserve einer Regelzone auch
direkt in dieser Regelzone angeschlossen sein müssen.180
Aufgrund der vorgenannten Gründe ist das geplante PSW Atdorf für die Bereitstellung von Regelenergie-
leistungen in Deutschland günstiger zu bewerten als PSW in Österreich oder der Schweiz.
PSW eignen sich grundsätzlich sehr gut zur Bereitstellung von Blindleistung (siehe auch Kapitel 7.2.3).
Insbesondere, da sie im Gegensatz zu anderen Kraftwerken im sog. Phasenschiebebetrieb (Leerlauf) auch
zur reinen Blindleistungsregelung genutzt werden können.
Blindleistung muss ortsnah zur Verfügung gestellt werden. In der Nähe des PSW Atdorf stehen im
Normalfall ausreichend Anbieter (Kraftwerke) zur Blindleistungsregelung zur Verfügung. Gerade in
Netzengpasssituationen wie z. B. Kraftwerksausfällen oder Revisionen (z.B. Revision PSW Wehr 04/2008 –
04/2009) wäre jedoch ein zusätzliches Kraftwerk mit der Fähigkeit zur Blindleistungsregelung
wünschenswert, um die Netzbelastungen und -verluste zu minimieren und somit die
Versorgungssicherheit zu erhöhen.
In der Öffentlichkeit wird auch die Diskussion darüber geführt, dass das PSW Atdorf zur Blindleistungs-
bereitstellung für den Betrieb von Schweizer Kernkraftwerken genutzt werden kann. In diesem
Zusammenhang muss klargestellt werden, dass Kernkraftwerke zwar im Gegensatz zu PSW nicht im
Phasenschiebebetrieb gefahren werden können, aber aufgrund ihrer Kraftwerksblockgröße im normalen
Betrieb ausreichende Kapazitäten zur Blindleistungsregelung für den Einsatz von Kernkraftwerken im
Schweizer Netzbetrieb zur Verfügung stellen.
180 ENTSO-E Operation Handbook 2009.
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9.4 Zusammenfassung und Fazit
Es ist zu erwarten, dass die Konzentration von Erzeugungskapazität im Norden Deutschlands zukünftig
weiter zunehmen wird. Dies liegt einerseits am geplanten Ausbau der Windenergie, andererseits aber
auch am derzeit geplanten Zubau konventioneller Kraftwerke in Norddeutschland. Letzteres wird
insbesondere durch betriebswirtschaftliche Vorteile aufgrund der Nähe zur Nordsee begründet. Durch
diese Erzeugungsstruktur wird es zukünftig vermehrt zu Netznutzungsfällen kommen, die im deutschen
Übertragungsnetz Netzengpässe in Nord-Süd-Richtung verursachen. Der Anschluss des geplanten PSW
Atdorf im Süden Deutschlands ist aus netzbetrieblicher Sicht grundsätzlich positiv zu bewerten, da der
Anschluss die Kraftwerkskapazität weit entfernt von den Einspeisezentren des Nordens erhöht. Diese
zusätzliche Kraftwerkskapazität im Süden steht daher für Redispatch-Maßnahmen zur Verfügung. Der
geplante Anschlussknoten Kühmoos ist stark in das Netz eingebunden, so dass das geplante PSW Atdorf in
der Regel immer im Redispatch einsetzbar ist und keine zusätzlichen Netzengpässe verursacht werden.
Anhand zweier exemplarischer Netznutzungsfälle konnte klar gezeigt werden, wie Leitungsauslastungen
bzw. –überlastungen im deutschen Übertragungsnetz durch den Einsatz des geplanten PSW Atdorf im
Redispatch reduziert werden können. Mittels eines Marktsimulationsverfahrens wurden hierzu zunächst
der Kraftwerkseinsatz und der grenzüberschreiende Energieaustausch für jede Stunde des Jahres 2020
berechnet. Lastflussrechnungen für das UCTE-Netz mit dem ermittelten Kraftwerkseinsatz zeigen die für
das Übertragungsnetz kritischen Netznutzungsfälle. In den beiden analysierten Fällen können die
maximalen Leitungsauslastungen im (n-1)-Fall durch Einschalten des geplanten PSW Atdorf und
Abschalten von Netzengpässe verursachenden Kraftwerken im Norden um bis zu 40 % gesenkt werden.
PSW erfüllen in der Regel alle Präqualifikationsanforderungen zur Bereitstellung von Regelenergie. Die
genauen technischen Spezifikationen des geplanten PSW Atdorf sind noch nicht fixiert, jedoch ist davon
auszugehen, dass sie die Bedingungen zur Regelenergiebereitstellung erfüllen werden. Daher kann das
geplante PSW Atdorf zur Deckung des durch die weitere Durchdringung des europäischen
Erzeugungsmixes mit Windenergieanlagen wachsenden Bedarfs an Regelenergie beitragen. Der
Anschluss des geplanten PSW Atdorf am Netzknoten Kühmoos ist auf Grund der Lage und der guten
Anbindung des Netzknotens als Pluspunkt für die Bereitstellung von Regelenergie zu bewerten. Die Lage
innerhalb von Deutschland bietet folgende Vorteile:
• Das PSW kann eingesetzt werden, ohne dass Grenzkuppelkapazitäten freigehalten und gebucht
werden müssen.
• Die Lage innerhalb Deutschlands trägt zur Deckung des vorgeschriebenen Kernanteils an
innerdeutscher Bereitstellung von Sekundär- und Minutenreserve bei.
Außerdem ist zu erwarten, dass durch den europäischen Ausbau fluktuierender Stromerzeugung aus
erneuerbaren Energien der Bedarf an Regelenergie insgesamt steigt und ausländische PSW nicht immer
(oder nur sehr teuer) für den deutschen Energiemarkt zur Verfügung stehen.
Insgesamt ist somit das geplante PSW Atdorf, insbesondere bei Anschluss an den Netzknoten Kühmoos,
aus netzbetrieblicher Sicht positiv zu bewerten, da es durch den Einsatz bei Redispatch-Maßnahmen zur
Entlastung des deutschen Übertragungsnetzes in kritischen Netznutzungsfällen beitragen kann und
zusätzlich durch seine technischen Eigenschaften als Pumpspeicherwerk zur Bereitstellung von
Regelenergie geeignet ist. Diese Vorteile sind besonders im Hinblick auf die Entwicklung des
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Erzeugungsparks in Deutschland mit zunehmender Einspeisung aus fluktuierender Windenergie hoch
einzuschätzen.
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10 Auswirkungen des Baus des PSW Atdorf auf volkswirtschaftliche Kosten und CO2-Bilanz – Simulationen der deutschen Stromerzeugung bis 2030
Die in diesem Kapitel dargestellten Ergebnisse basieren auf einer Analyse des Lehrstuhls für
Energiewirtschaft und Anwendungstechnik der TU München.181
Die Untersuchung ermittelt die volkswirtschaftlichen Kosten der Stromerzeugung und den damit
verbundenen CO2-Ausstoß in Deutschland. Dabei wird der Einfluss des geplanten PSW Atdorf für die
beiden in Kapitel 4 dargestellten Szenarios (Szenario sinkende Stromnachfrage und Szenario steigende
Stromnachfrage) untersucht. Für jedes Stromnachfrageszenario wurden zwei Fälle und somit insgesamt
vier Simulationen durchgeführt:
1. Sinkende Stromnachfrage:
Fall a) Simulation der Stromerzeugung unter Einbeziehung des geplanten PSW Atdorf
Fall b) Simulation der Stromerzeugung ohne das geplante PSW Atdorf
2. Steigende Stromnachfrage:
Fall a) Simulation der Stromerzeugung unter Einbeziehung des geplanten PSW Atdorf
Fall b) Simulation der Stromerzeugung ohne das geplante PSW Atdorf
Der Vergleich der Simulationsergebnisse für die verschiedenen Szenarios erlaubt die Auswirkungen des
geplanten PSW Atdorf auf die volkswirtschaftlichen Kosten und die Höhe der CO2-Emissionen der
Stromerzeugung in Deutschland zu ermitteln.
10.1 Methodik des Simulationsmodells
Aufbauend auf dem in Kapitel 4.3.3 ermittelten Ausbau des konventionellen Kraftwerksparks werden in
diesem Kapitel die Auswirkungen des PSW Atdorf auf Kosten und Emissionen der Stromerzeugung durch
ein Modell zur Kraftwerks- und Speichereinsatzplanung der TU München analysiert. Die Emissions- und
Kostenbewertung des PSW Atdorf erfolgt mithilfe eines linearen Optimierungsmodells zur
volkswirtschaftlich optimalen Kraftwerks- und Speichereinsatzplanung für den Bilanzraum Deutschland. Als Eingangsgrößen des Modells dienen der anhand der Ergebnisse der Kraftwerksausbauplanung
jährlich zu bestimmende Kraftwerkspark, das deutsche PSW-Portfolio sowie der Verlauf der residualen
Last in Stundenauflösung.182 Der Residuallastgang bestimmt sich dabei aus charakteristischen, mit den
entsprechenden Jahresstrommengen gewichteten Last- bzw. Erzeugungsprofilen der Stromnachfrage
und der gesetzten EEG-Einspeisung. Die PSW werden durch den Speichernutzungsgrad, die Pump- und
Turbinenleistung sowie den bewirtschaftbaren Anteil der Speicherkapazität modelliert. Die
Führungsgröße des linearen Optimierungsmodells ist hierbei die Minimierung der Betriebskosten
sämtlicher Einheiten. Die Simulation wird einmal unter Einbeziehung aller aktuell in Deutschland
betriebenen PSW durchgeführt und einmal unter Hinzunahme des neuen PSW Atdorf. Durch eine
Differenzbetrachtung der Ergebnisse können die Veränderungen der Systemkosten und der gesamten
181 Unterauftrag der Deutschen Energie-Agentur (dena) an die TU München im Rahmen der Erstellung dieses Gutachtens. 182 Vgl. Kapitel 4.3.3.
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CO2-Emissionen der Stromerzeugungseinheiten aufgrund des PSW Atdorf ausgewiesen werden. Dabei
wird der Fahrplanbetrieb der Kraftwerke nach Merit-Order simuliert. Die Pumpspeicherwerke werden im
Umwälzbetrieb eingesetzt, um einerseits Strom mit niedrigen Betriebskosten einzuspeichern und
andererseits Stromerzeugung aus Einheiten mit hohen Betriebskosten zu ersetzen.
Für den Fall, dass ein Überschuss an erneuerbarer Erzeugung auftritt, der sich unter Berücksichtigung der
physikalischen Randbedingungen nicht mithilfe der Energiespeicher integrieren lässt, verfügt das Modell
über die Möglichkeit der Lastabschaltung. Eine weitere Möglichkeit zur Behandlung temporärer
Erzeugungsüberschüsse stellt die Modellierung des Stromexports in die Nachbarländer dar. Der
Stromexport mit dem benachbarten Ausland wird im verwendeten Modell jedoch nicht berücksichtigt.
Zum einen wird mit dem europaweit zunehmenden Ausbau der Windenergie ein Stromexport zu
Starkwindzeiten in Zukunft keine verlässliche Maßnahme zum Ausgleich von Stromangebot und –
nachfrage mehr darstellen. Zum anderen ist von einer gewissen zeitlichen Korrelation der Lasttäler und
Lastspitzen in Mitteleuropa auszugehen, weshalb zusätzliche Erlösmöglichkeiten von Energiespeichern
durch Stromimport- und –export nur in beschränktem Maß zu erwarten sind.
10.2 Ergebnisse für das Szenario sinkender Stromnachfrage
Wie bereits in Kapitel 7.4 diskutiert führt der weitere Ausbau der erneuerbaren Energien dazu, dass sich
zukünftig vermehrt Situationen ergeben, in denen die EE-Einspeisung die Gesamtstromnachfrage in
Deutschland übersteigt. Wie in Abbildung 10-1 dargestellt, kann im Szenario sinkender Stromnachfrage
ein Teil der Erzeugung aus erneuerbaren Energien und wärmegeführter KWK-Anlagen aufgrund des
fluktuierenden Angebots und der relativ unelastischen Nachfrage nicht zur Deckung der Last eingesetzt
werden. Dieser Stromanteil muss gespeichert, abgeschaltet oder exportiert werden, da u.a. die in
Deutschland zur Verfügung stehenden Speicherkapazitäten nicht ausreichen, um die überschüssige bzw.
nicht bedarfsgerechte Erzeugung aufzunehmen.
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Abbildung 10-1: Jährlich nicht-integrierbare Stromerzeugung aus EE im Szenario sinkender Stromnachfrage pro Jahr
In Abbildung 10-1 ist die nicht integrierbare Stromerzeugung aus EE bis zum Jahr 2030 für das
Energiesystem mit und ohne das geplante PSW Atdorf dargestellt. Im Jahr 2020 übersteigt die Erzeugung
aus erneuerbaren Energien den Stromverbrauch bzw. die voraussichtlich verfügbare Speicherkapazität in
Deutschland nur geringfügig. Bis zum Jahr 2030 steigt diese nicht integrierbare Strommenge für den Fall
der Simulation ohne das geplante PSW Atdorf auf annähernd 12 TWh/a. Durch den Einsatz des geplanten
PSW Atdorf kann dieser Anstieg verringert werden: Im Jahr 2030 kann so eine zusätzliche Strommenge EE
von 0,7 TWh/a ins Stromsystem integriert werden (vgl. Abbildung 10-1 und Abbildung 10-2 ). Die zusätzlich
integrierte Energiemenge erreicht dabei im Jahr 2030 einen Anteil von ca. 0,2 % der insgesamt zur
Verfügung stehenden gesetzten Einspeisung. Dabei ist die starke Zunahme der nicht integrierbaren
Energiemenge im Zeitraum bis 2030 zum einen auf den Ausbau der erneuerbaren Energien zurückzu-
führen. Zum anderen wird im betrachteten Szenario von einem gleichzeitigen Rückgang der Stromnach-
frage ausgegangen, so dass immer häufiger Zeitpunkte mit Erzeugungsüberschüssen auftreten.
Des Weiteren wird in Abbildung 10-2 die Veränderung der konventionellen Erzeugung durch den Einsatz
des PSW Atdorf dargestellt. Aufgrund des Nutzungsgrades bei der Energiespeicherung ist der Einsatz
eines zusätzlichen Energiespeichers zunächst mit einer Erhöhung der Energieerzeugung der restlichen
Stromerzeugungseinheiten verbunden. So geht mit dem Einsatz des PSW Atdorf bis zum Jahr 2023 neben
einer steigenden Einspeisung erneuerbarer Energien auch eine insgesamt höhere Stromerzeugung der
konventionellen Kraftwerke einher. Während die zusätzliche Erzeugung aus erneuerbaren Energien wie
beschrieben stetig zunimmt, wird die verursachte zusätzliche konventionelle Erzeugung bis 2023
geringer. Ab dem Jahr 2024 bewirkt der Einsatz des PSW Atdorf schließlich eine Verminderung der
konventionellen Stromerzeugung. Dies deutet darauf hin, dass mit der zunehmenden Integration der
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gesetzten Einspeisung immer weniger konventionelle Erzeugung zum Laden der Energiespeicher
verwendet wird, während gleichzeitig immer mehr konventionelle Erzeugung ersetzt wird.
Abbildung 10-2: Jährlich zusätzlich integrierbare Stromerzeugung aus EE und Veränderung des Einsatzes konventioneller Kraftwerke im Szenario sinkender Stromnachfrage
Im Ergebnis kann durch den Einsatz des geplanten PSW Atdorf aus volkswirtschaftlicher Sicht eine
deutliche Einsparung bei den variablen Kosten der Stromerzeugung sowie eine maßgebliche Reduktion
der CO2-Emissionen erreicht werden (vgl. Abbildung 10-3).
Eine Kosteneinsparung wird auf Grund eines volkswirtschaftlich optimalen Einsatzes des geplanten PSW
Atdorf erreicht. Der zu Grunde liegende Effekt ist in Kapitel 7.2.4 erläutert. Das volkswirtschaftlich
relevante Kosteneinsparpotential steigt dabei von ca. 20 Mio. EUR im Jahr 2020 kontinuierlich auf ca. 27
Mio. EUR im Jahr 2030 an. Der Anstieg des Einsparpotentials ist dabei hauptsächlich auf die beschriebene
Zunahme der durch das PSW Atdorf zusätzlich integrierbaren gesetzten EEG-Einspeisung
zurückzuführen.
Weiterhin können durch den Einsatz des geplanten PSW Atdorf deutliche Emissionseinsparungen erzielt
werden. Das durchschnittliche jährliche Einsparpotential beträgt ca. 582 Tsd. t CO2. Hintergrund ist die
oben dargestellte Vermeidung von Teillastbetrieb konventioneller Erzeugungseinheiten durch Reduktion
der EE-Einspeisespitzen, sowie die Verdrängung der konventionellen Erzeugung durch Einspeisung der
gespeicherten Energie aus dem geplanten PSW Atdorf. Im Jahr 2030 geht das CO2-Einsparpotenzial leicht
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zurück, da sich gemäß Kapitel 4.3 der Anteil der Kernenergie im Erzeugungssystem leicht reduziert und
dessen Erzeugung durch andere konventionelle Leistung ersetzt wird.
Abbildung 10-3: Jährliche Einsparung der Stromerzeugungskosten und Reduktion der CO2-
Emissionen durch den Einsatz des geplanten PSW Atdorf im Szenario sinkender Stromnachfrage
10.3 Ergebnisse für das Szenario steigender Stromnachfrage
Auch im Szenario steigender Stromnachfrage übersteigt die Produktion aus EE bereits im Jahr 2020 die
Stromnachfrage und die voraussichtlich verfügbare Speicherkapazität in Deutschland um 7 GWh/a. Diese
Strommenge steigt bis zum Jahr 2030 auf 2,8 TWh/a (vgl. Abbildung 10-4). Aufgrund des angenommenen
Anstiegs der Stromnachfrage treten die Erzeugungsüberschüsse durch die gesetzte Einspeisung erst
gegen Ende des Simulationszeitraums häufiger auf, so dass bis zum Jahr 2027 die jährliche nicht
integrierbare Strommenge 1 TWh nicht übersteigt.
Wie in Abbildung 10-5 illustriert, reduziert der Einsatz des geplanten PSW Atdorf diese nicht integrierbare
Strommenge im Zeitraum 2020 bis 2030 um durchschnittlich 115 GWh im Jahr. Insgesamt trägt das
geplante PSW Atdorf damit dazu bei, dass eine zusätzliche Strommenge von 1.270 GWh im Zeitraum 2020
bis 2030 im Stromversorgungssystem in Deutschland genutzt werden kann.
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Abbildung 10-4: Jährlich nicht-integrierbare Stromerzeugung aus EE im Szenario steigender
Stromnachfrage
Aufgrund der Wirkungsgradsverluste der Energiespeicherung (ein Teil der Energie geht bei der
Speicherung „verloren“) ist der Betrieb eines zusätzlichen Energiespeichers mit einem zusätzlichen
Energiebedarf verbunden. So gehen mit dem Einsatz des geplanten PSW Atdorf bis zum Jahr 2029 eine
insgesamt höhere Stromerzeugung der konventionellen Kraftwerke und eine steigende Einspeisung
erneuerbarer Energien einher (vgl. Abbildung 10-5). Die zusätzlich integrierbare gesetzte Einspeisung
nimmt im betrachteten Zeitraum kontinuierlich zu, ist jedoch aufgrund des niedrigen Niveaus der
überschüssigen Erzeugung vergleichsweise gering und erreicht im Jahr 2030 einen Anteil von ca. 0,1 % der
insgesamt zur Verfügung stehenden gesetzten EEG-Einspeisung. Neben der steigenden Einspeisung
erneuerbarer Energien bewirkt der Einsatz des zusätzlichen Energiespeichers über nahezu den gesamten
Betrachtungszeitraum auch eine erhöhte Energieerzeugung der konventionellen Kraftwerke. Während
die zusätzliche Erzeugung aus erneuerbaren Energien wie beschrieben stetig zunimmt, wird die
verursachte zusätzliche konventionelle Erzeugung ab dem Jahr 2025 geringer, da zum einen immer
weniger konventionelle Erzeugung zum Laden der Energiespeicher verwendet wird und zum anderen
immer mehr konventionelle Erzeugung ersetzt wird. Aufgrund der höheren Stromnachfrage bewirkt der
Einsatz des PSW Atdorf in diesem Szenario allerdings erst im Jahr 2030 eine Reduktion der
konventionellen Stromerzeugung.
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Abbildung 10-5: Jährlich zusätzlich integrierbare Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien und
Veränderung des Einsatzes konventioneller Kraftwerke im Szenario steigender Stromnachfrage
Durch den Einsatz des geplanten PSW Atdorf können aus volkswirtschaftlicher Sicht deutliche Einsparun-
gen bei den variablen Kosten der Stromerzeugung erzielt werden. Das Kosteneinsparpotential steigt dabei
von ca. 11 Mio. EUR im Jahr 2020 kontinuierlich auf ca. 33 Mio. EUR im Jahr 2030 an. Der Anstieg ist dabei
zunächst vornehmlich durch die zunehmende Preisdifferenz zwischen Kernkraftwerken und den
ersetzten Mittel- und Spitzenlastkraftwerken begründet, wobei in diesem Szenario neben der
Entwicklung des CO2-Preises insbesondere der Anstieg des Erdgaspreises eine Rolle spielt. Erst ab dem Jahr
2026 sind die Kosteneinsparungen zunehmend auf die zusätzlich integrierbare gesetzte Einspeisung
zurückzuführen.
Weiterhin können durch das geplante PSW Atdorf deutliche CO2-Minderungen in der deutschen
Stromerzeugung in Deutschland erzielt werden. Das CO2-Minderungspotential steigt zunächst bis zum
Jahr 2025 an. Danach liegt das durchschnittliche jährliche CO2-Einsparpotential bei ca. 420 Tsd. t CO2/a.
Der mäßige Rückgang der Emissionseinsparungen ab dem Jahr 2026 ist dabei auf die Zunahme des Anteils
der emissionsärmeren Gaskraftwerke an der ersetzten Erzeugung zurückzuführen. Darüber hinaus
bewirkt die Abschaltung des ersten Kernkraftwerks im Jahr 2030 ebenso wie im Szenario sinkender
Stromnachfrage eine deutliche Reduktion der Emissionseinsparungen in diesem Jahr.
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Abbildung 10-6: Jährliche Einsparung der Stromerzeugungskosten und Reduktion der CO2-
Emissionen durch den Einsatz des geplanten PSW Atdorf im Szenario steigender Stromnachfrage
10.4 Vergleich der Szenarios sinkender und steigender Stromnachfrage
Beim Vergleich der Auswirkungen des PSW Atdorf auf die deutsche Stromerzeugung wird zunächst
deutlich, dass einige qualitative Entwicklungen im Szenario sinkender Stromnachfrage und im Szenario
steigender Stromnachfrage gleichermaßen auftreten. So ermöglicht der Einsatz des PSW Atdorf in beiden
Szenarios die zusätzliche Integration überschüssiger Erzeugung aus erneuerbaren Energien und
wärmegeführten KWK-Anlagen. Zudem steigt der Anteil der Kernenergie an der Stromproduktion in
beiden Szenarios an, während die Erzeugung aus fossilen Kraftwerken durch den Einsatz des zusätzlichen
Energiespeichers zunehmend verdrängt wird.
In ihrer Ausprägung unterscheiden sich diese Entwicklungen in den Szenarios hingegen deutlich. Wie in
Abbildung 10-7 dargestellt kann durch den Einsatz des geplanten PSW Atdorf bei sinkender Strom-
nachfrage ein größerer Anteil der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien zusätzlich ins deutsche
Versorgungssystem integriert werden. Dies liegt darin begründet, dass bei sinkender Stromnachfrage die
EE-Einspeisung die Last wesentlich häufiger übersteigt als im Szenario steigender Stromnachfrage.
Entsprechend liegt auch das CO2-Minderungspotential durch des PSW Atdorf im Szenario sinkender
Stromnachfrage ebenfalls insgesamt über dem Minderungspotential des Szenarios steigender
Stromnachfrage. So könnte der Einsatz des geplanten PSW Atdorf im betrachteten Zeitraum 2020 bis 2030
bei steigender Stromnachfrage insgesamt etwa 4,6 Mio. t CO2 einsparen, bei sinkender Stromnachfrage
hingegen 6,4 Mio. t (vgl. Abbildung 10-8).
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Abbildung 10-7: Vergleich der Stromnachfrageszenarios – Jährliche zusätzliche Integration EE
durch Einsatz des geplanten PSW Atdorf
Abbildung 10-8: Vergleich der Stromnachfrageszenarios – Järhliche Einsparungen der CO2-Emissionen durch den Einsatz des geplanten PSW Atdorf
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sinkende Stromnachfrage
steigende Stromnachfrage
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Das volkswirtschaftlich relevante Einsparpotential der variablen Kosten der Stromerzeugung ist im
Szenario steigender Stromnachfrage zunächst niedriger als bei sinkender Stromnachfrage, steigt jedoch
in den folgenden Jahren umso stärker an. Die höheren Kosteneinsparungen im Szenario sinkender
Stromnachfrage im Zeitraum bis 2024 sind darauf zurückzuführen, dass sich hier der Ausbau der erneuer-
baren Energien stärker auswirkt, d. h. Zeitpunkte mit nicht integrierbarer Stromerzeugung aus
erneuerbaren Energien treten häufiger auf als im Szenario steigender Nachfrage. Im weiteren zeitlichen
Verlauf bewirkt die Erhöhung der oberen Mittellast und Spitzenlast im Szenario steigender
Stromnachfrage, dass der Einsatz von Energiespeichern begünstigt wird. Dies bedeutet, dass die Wirkung
des in Kapitel 7.2.4 beschriebenen Effekts der Preisdämpfung deutlich zunimmt.
Abbildung 10-9: Vergleich der Stromnachfrageszenarios – Jährliche Kosteneinsparungen in der Stromerzeugung durch den Einsatz des geplanten PSW Atdorf
10.5 Zusammenfassung und Fazit
Die Untersuchungen zum Einsatz des geplanten PSW Atdorf und dessen Auswirkungen auf die Integra-
tion der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien, die volkswirtschaftlichen Kosten der
Stromerzeugung und die Höhe der CO2-Emissionen zeigen sowohl im Szenario sinkender als auch im
Szenario steigender Stromnachfrage den Nutzen durch den Betrieb des geplanten PSW Atdorf:
• In dem Betrachtungszeitraum 2020 bis 2030 übersteigt die Einspeisung aus erneuerbaren
Energien wiederholt zeitweise den Stromverbrauch und die Speicherleistung im deutschen
Stromsystem. Insgesamt kann in diesem Zeitraum eine Strommenge von 43 TWh (sinkende
Stromnachfrage) bzw. 9 TWh (steigende Stromnachfrage) nicht in das deutsche Stromsystem
integriert werden. Infolge des Betriebs des geplanten Pumpspeicherwerks Atdorf kann die
Integration erneuerbarer Energien ins deutsche Stromsystem gesteigert werden: Durch die
Speicherung der zeitweisen Stromüberproduktion kann eine zusätzliche Strommenge von
insgesamt 3,7 TWh (sinkende Stromnachfrage) bzw. 1,3 TWh (steigende Stromnachfrage) im
Zeitraum 2020-2030 im deutschen Stromversorgungssystem genutzt werden.
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sinkende Stromnachfrage
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• Ferner können durch den Einsatz eines Stromspeichers die volkswirtschaftlichen Kosten der
Stromerzeugung gesenkt werden. Durch Einsatz des PSW Atdorf sind im Zeitraum 2020 bis 2030
jährliche Kosteneinsparungen von 20 bis 27 Mio. EUR (sinkende Stromnachfrage) bzw. 11 bis 33
Mio. EUR (steigende Stromnachfrage) erreichbar.
• Der Einsatz des PSW Atdorf kann die CO2-Emissionen der Stromerzeugung in Deutschland senken.
Im Zeitraum 2020 bis 2030 können durch den Betrieb des Pumpspeicherwerks jährlich von 284 bis
606 Tsd. Tonnen CO2 eingespart werden. Insgesamt entspricht dies über den gesamten
Betrachtungszeitraum einer eingesparten Gesamtemissionsmenge von 4,6 Mio. Tonnen
(steigende Stromnachfrage) bzw. 6,4 Mio. Tonnen (sinkende Stromnachfrage) CO2.
Die Unterschiede der Ergebnisse im Szenario sinkender und im Szenario steigender Stromnachfrage
zeigen sich im Wesentlichen in der Höhe der integrierbaren Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien.
Diese liegt im Szenario sinkender Stromnachfrage deutlich höher, da in diesem Szenario die EE-Einspei-
sung häufiger die Stromnachfrage übersteigt. Dies ist gleichzeitig auch ein Grund für die höheren
Emmissionseinsparungen durch das PSW Atdorf. Die über den gesamten Betrachtungszeitraum
gemittelten Kosteneinsparungen liegen in beiden Szenarios in der gleichen Größenordnung.
Die im Rahmen der Szenarios variierte Entwicklung der Stromnachfrage zeigt damit keinen prinzipiellen
Einfluss auf die positiven volkswirtschaftlichen Effekte des PSW Atdorf. Grundsätzlich ist darauf
hinzuweisen, dass insbesondere der im Rahmen dieser Studie angenommene massive Ausbau der
Erneuerbaren Energien und der KWK-Kapazitäten sowie die gleichzeitige Verlängerung der
Restlaufzeiten der Kernkraftwerke um 20 Jahre den Einsatz von Energiespeichern und damit deren
positiven Kosten- und Emissionseffekt begünstigen.
Im Szenario sinkender Stromnachfrage steigt die nicht integrierbare Strommenge im Jahr 2030 auf 12
TWh, das entspricht einem Anteil von 2 % am Nettostromverbrauch. Vor dem Hintergrund der
Ausbauziele für die Nutzung der erneuerbaren Energien in der Stromerzeugung wird dieser Anteil weiter
steigen, wenn keine Maßnahmen zur Optimierung des Gesamtsystems ergriffen werden. Um die gesamte
Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien integrieren zu können und damit auch zur Reduktion der
CO2-Emissionen des deutschen Kraftwerksparks beizutragen, ist der Ausbau und die Integration weiterer
Speicherkapazitäten als ein wichtiger Baustein für eine sichere und nachhaltige Energieversorgung
geboten.
Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena): PSW – Integration EE Abschlussbericht
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11 Literaturverzeichnis
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12 Anhang
A. Speicher in Deutschland und im benachbarten Ausland
Tabelle 12-1: PSW in Deutschland und im benachbarten Ausland (Auswahl)
PSW (Standort)
Tur-binen-leis-tung [MW]
Pumpleis-tung [MW]
nutzbare Kapazität [MWh]
Speicher-nutzungs-grad
ange-schlos-sene Netz-ebene [kV]
PSW in Regelzone von
Zusätzliche Informa-tionen
Atdorf (BW) 1.400 1.400 13.000 0,75 380 /220
Geogra-phisch EnBW, netztech-nisch amprion/ EnBW
Blautal (BW) 45,5 44,7 370 0,74 bis 380 möglich EnBW
Raumordnungsverfahren 05/2009 ab-geschlossen
Bleiloch (TH) 80 32 753 0,61 110 Vattenfall
Einöden (BY) 200 200 1. 600 0,80 110 E.ON
in Planung (Stand September 2007)
Einsiedel (BW) 1,3 1,1 23 110 EnBW
Erzhausen (NI) 220 230 940 0,74 220 E.ON
Geesthacht (SH) 120 96 600 0,68 110 Vattenfall
Glems (BW) 90 68 560 0,73 110 EnBW
Goldisthal (TH) 1 060 1 140 8 480 0,80 380 Vattenfall
Happurg (BY) 160 126 900 0,72 110 E.ON
Häusern (BW) 144 104 46 330 0,70 110 EnBW
Hohenwarte 1 (TH) 62,75 34 795 0,60 110 Vattenfall
Hohenwarte 2 (TH) 320 310 2 087 0,68 220 Vattenfall
Höllbach 3 (BY) 1,5 0,8 110 E.ON
Koepchenwerk Herdecke (NW) 153 153,6 590 0,75 220 RWE
Kopswerk II (A, Vorarlberg) 450 450 0,80 220
EnBW / Illwerke/VKW-Gruppe
Kühtai / Sellrain-Silz (A, Tirol)
289 250 0,73 220 Tiwag Anteil RWE und EnBW
Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena): PSW – Integration EE Abschlussbericht
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Langen-prozelten (BY) 168 154 950 110 E.ON
Aus-schließlich Bahnstrom
Leitzachwerk 1 (BY) 49 45,4 550 0,76 110 E.ON
Leitzachwerk 2 (BY) 49,2 36,8 550 0,76 110 E.ON
Lünersee (A, Vorarlberg) 232 224 262 160 220
EnBW / Illwerke/VKW-Gruppe
Markersbach (SN) 1 050 1 140 4 018 0,73 380 Vattenfall
Maxhofen-Oberberg (BY) 10,4 10,8 0,65 110 E.ON
Niederwartha (SN) 120 120 591 0,53 110 Vattenfall
Reisach Rabenleite (BY) 105 81 630 0,75 110 E.ON
Aus-schließlich Bahnstrom
Rifa (A, Vorarlberg) 7 8 1 000 220
EnBW / Illwerke/VKW-Gruppe
Rodund I (A, Vorarlberg) 198 41 110
EnBW / Illwerke/VKW-Gruppe
Rodund II (A, Vorarlberg) 276 260 220
EnBW / Illwerke/VKW-Gruppe
Rönkhausen (NW) 140 140 690 0,75 110 RWE
Säckingen (BW) 353 301 2.064 0,77 220 EnBW
Schwarzenbachwerk (BW) 45 20 198 0,55 110 EnBW
Sorpetalsperre (NW) 9,9 7,3 7.120 0,60 110 RWE
Tanzmühle Rabenleite (BY) 35 24,5 404 0,69 110 E.ON
Vianden (L) 1 100 836 4.675 0,74 220 RWE
Waldeck 1 (HE) 140 96 478 0,75 110 E.ON
Waldeck 2 (HE) 440 476 3.428 0,80 380 E.ON
Waldshut (BW) 176 80 40.237 0,65 110 EnBW
Wehr (BW) 980 990 6.073 0,76 380 EnBW
Wendefurth (ST) 80 72 523 0,70 110 Vattenfall
Witznau (BW) 220 128 62.684 0,61 220 EnBW
Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena): PSW – Integration EE Zwischenbericht 15.12.2009, Entwurf
Seite 159 von 174 17.11.2009
B. Vorsatzzeichen
k = Kilo = 103 = 1.000 = Tausend
M = Mega = 106 = 1.000.000 = Million (Mio.)
G = Giga = 109 = 1.000.000.000 = Milliarde (Mrd.)
T = Tera = 1012 = 1.000.000.000.000 = Billion (Bill.)
P = Peta = 1015 = 1.000.000.000.000.000 = Billiarde
E = Exa = 1018 = 1.000.000.000.000.000.000 = Trillion
kg = Kilogramm = 1.000 g
t = Tonne = 1.000 kg = 1.000.000 g
C. Energieeinheiten
J Joule = Ws
W Watt
Ws Wattsekunden
Wh Wattstunden
SKE Steinkohleneinheit
RÖE Rohöleinheit
D. Umrechnungsfaktoren für Energieeinheiten
Mio. t SKE Mrd. m³Erdgas Mio. t RÖE PJ
Mio. t SKE 1 0,78 0,70 32,47
Mrd. m³Erdgas 1,27 1 0,89 41,40
Mio. t RÖE 1,43 1,12 1 46,39
PJ 0,03 0,02 0,02 1
PSW-Integration EE Abschlussbericht
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E. Brennstoffpreisszenarios
Die dargestellten Brennstoffpreise liegen den Simulationen des Gutachtens zugrunde.
2015 2020 2025 2030
Heizöl [€/MWhth] 28,82 30,22 31,61 33,48Gas [ct/kWhth] 1,86 1,95 2,02 2,13Steinkohle [€/t SKE] 54,38 53,89 53,89 53,89Braunkohle [€/MWhth] 3,52 3,52 3,52 3,52CO2 [€/t] 26,00 27,00 28,00 30,00
0,00
10,00
20,00
30,00
40,00
50,00
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Bre
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Heizöl [€/MWhth]
Gas [ct/kWhth]
Steinkohle [€/t SKE]
Braunkohle [€/MWhth]
CO2 [€/t]
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F. CO2-Emissionen nach Kraftwerkstypen [t/MWh]
Die dargestellten spezifischen CO2-Emissionen liegen den Simulationen des Gutachtens zugrunde.
Kraftwerkstyp CO2-Emissionen
Gasturbine (GT) 0,2016
Gas- und Dampfturbine
(GuD)
0,2016
Steinkohle (SK) 0,3348
Braunkohle (BK) 0,3960
Kernenergie (KE) 0,0000
Heizöl 0,2736
CO2-freies BK 0,0594
CO2-freies BK-IGCC 0,0594
700°C SK 0,3348
CO2-freies SK 0,0502
700°C BK 0,3960
CO2-freies GuD 0,0302
SK-IGCC 0,3348
CO2-freies SK-IGCC 0,0502
BK-IGCC 0,3960
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G. Glossar
Begriff Erläuterung
Adiabates Druckluftspeicherkraftwerk siehe Druckluftspeicherkraftwerk
Anfahrzeit Anfahrtszeit eines Kraftwerks ist die Zeit, die
zwischen der Aktivierung eines Kraftwerks im
Stillstand und der Stromeinspeisung vergeht.
Ausgleichsenergie Benötigte Energie, um die Abweichung der realen
Elektrizitätsnachfrage vom Fahrplan eines
Bilanzkreises auszugleichen.
Band (Spannung-, Erzeugungs- usw.) Vordefinierte und konstante Liefermenge in einem
bestimmten Zeitraum.
Blindleistung siehe Leistung
Blindleistungskompensation Blindleistungskompensation bezeichnet
Maßnahmen, die Blindleistung (siehe
Blindleistung) auf einem betriebsoptimalen Niveau
zu steuern.
Bruttostromerzeugung Generierte elektrische Arbeit eines Erzeugers,
gemessen an den Generatorklemmen (daher inkl.
Eigenverbrauch im Kraftwerk).
Bruttostromerzeugungskapazität Installierte Leistung zur Bruttostromerzeugung.
Siehe Bruttostromerzeugung.
Day-ahead-Markt Teilmarkt der deutschen Strombörse auf dem Strom
für den nächsten Tag auktioniert wird.
Demand-Side-Management (DSM)/
Management der Nachfrage
Unter DSM wird sowohl die zeitliche Verschiebung
der Stromnachfrage, als auch die gezielte
Beeinflussung der Nachfragehöhe (vor allem
Einsparung von Nachfrage) verstanden.
Diabates Druckluftspeicherkraftwerk siehe Druckluftspeicherkraftwerk
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Druckluftspeicherkraftwerk Ein Druckluftspeicherkraftwerk wandelt Strom in in
mechanische Energie bzw. kinetische Energie um, die
in Form von Druckluft gespeicher wird. Im
Auspeichervorgang kann mit der in der Druckluft
gespeicherten Energie bei Dekompression eine
Turbine zur Stromgeneration betrieben werden.
Bei diabaten Druckluftspeicherkraftwerken (CAES
compressed air energy storage) muss die Druckluft zum
Turbinenantrieb zusätzlich mit Gasbefeuerung
erhitzt werden.
Adiabate Druckluftspeicherkraftwerke (AA-CAES
advanced adiabatic compressed air energy storage)
speichern die bei der Luftkompression anfallende
Wärme zwischen. Im Fall der Ausspeicherung wird
damit die ausströmende Luft erhitzt. Die
Notwendigkeit der zusätzlichen Gasbefeuerung
entfällt.
EEG-Vergütung Die nach Erneuerbaren-Energien-Gesetz (EEG)
gesetzlich vorgeschriebene fixe Vergütung
regenerativ erzeugten Stroms.
Energiedichte Mit Energiedichte wird das Verhältnis aus Volumen
(Masse) zu in diesem Volumen (Masse) gespeicherter
Energie bezeichnet. Man spricht auch von Energie
pro Raumvolumen (Energie pro Masse).
Energieeffizienz Energieeffizienz beschreibt das Prinzip mit möglichst
wenig Energieeinsatz möglichst viel Wirkung zu
erzielen. Energieeffizienz steht damit auch für die
Steigerung des Wirkungs- bzw. Nutzungsgrades von
energieverbrauchernden Systemen bzw.
Energieumwandlungssystemen.
Gaskraftwerk In einem Gaskraftwerk wird über die Verbrennung
von Gas eine Turbine angetrieben und damit über
einen Generator Strom erzeugt.
Gas-und-Dampf-Kraftwerke Kombinierter Gasturbinen- und Dampfprozess zur
Stromerzeugung
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gesicherte Leistung Leistung, die von einem Erzeuger unter
Berücksichtigung von technologiespezifischen
Ausfallwahrscheinlichkeiten durch Revisionen,
technische Störungen etc. mit einer
Wahrscheinlichkeit von mehr als 99,5 % bereit
gestellt werden kann.
Grenzkosten Grenzkosten (oder Marginalkosten) sind die Kosten,
die für Bereitstellung einer zusätzlichen Gütereinheit
entstehen. Mit den Grenzkosten werden die variablen
Betriebskosten gedeckt.
Grenzkuppelstellen Netzverbindungsstellen zwischen zwei Ländern.
Grund-, Mittel-, und Spitzenlast Die Nachfrage nach Elektrizität wird in drei Bereiche
aufgeteilt.
Den Grundbedarf an Strom nennt man Grundlast
(im Unterschied zu Mittellast und Spitzenlast). Er
besteht unabhängig von allen Lastschwankungen.
Die Grundlast wird von Kraftwerken gedeckt, die
nahezu rund um die Uhr arbeiten. Zu diesen so
genannten Grundleistungskraftwerken gehören in
Deutschland vor allem Kernkraftwerke und
Braunkohlekraftwerke.
Die zweite Ebene des Strombedarfs ist die Mittellast.
Dabei handelt es sich um die regelmäßige
Ausbuchtung der Lastkurve oberhalb der Grundlast,
etwa um den vermehrten Stromverbrauch mittags
und abends. Diese stundenweise Belastung des
Stromnetzes ist vorhersehbar und wird vor allem von
Steinkohlekraftwerken abgedeckt.
Spitzenlaststrom wird benötigt, wenn zu
bestimmten Tages- und/oder Jahreszeiten ein
besonders hoher Strombedarf entsteht, z. B. bei
Großveranstaltungen. Spitzenlaststrom wird meist
von schnell regelbaren Kraftwerken z. B. von
Pumpspeicherwerken und Gasturbinenkraftwerken
zur Verfügung gestellt und ist wesentlich teuerer als
Grundlast- und Mittellaststrom
Hochspannungsnetz siehe Höchst-, Hoch-, Mittel- und
Niederspannungsnetz.
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Höchst-, Hoch-, Mittel- und Niederspannungsnetz Höchstspannungsnetze dienen dem Ferntransport,
an ihnen liegt eine Spannung von 220-380 kV an.
Hochspannungsnetze sind für den überregionalen
Transport ausgelegt, an ihnen liegt eine Spannung
von 35-110 kV an.
Mittelspannungsnetzte sind für die regionale
Verteilung zuständig, an Ihnen liegt eine Spannung
von 1-30 kV an.
Niederspannungsnetze mit angeschlossenen
Spannungen von 220-380 V dienen der
Feinverteilung an die Endverbraucher.
Inselnetz Ein Inselnetz ist ein Stromnetz ohne Verbindung zum
öffentlichen (oder anderen) Stromnetzen. Die
Stromversorgung muss darin autark (ohne Stromim-
oder Export) erfolgen.
Kapazität (Elektrische) Kapazität ist ein Maß für die Fähigkeit
eines Systems oder Körpers (elektrische) Energie zu
speichern.
Kondensator Ein Kondensator kann Ladung aufnehmen und damit
elektrische Energie speichern. Der Aufbau beinhaltet
zwei elektrisch aufladbare Pole (sog. Elektroden),
zwischen denen sich eine isolierende Schicht
(Dielektrikum) befindet.
konventionelle Kraftwerke Unter konventionellen Kraftwerken werden
Kraftwerke verstanden, die zur Stromerzeugung auf
fossile Brennstoffe (Braukohle, Steikohle, Erdgas,
Erdöl und Torf) zurückgreifen.
Kraft-Wärme-Kopplung Gekoppelte Erzeugung von mechanischer Energie
und Wärme. Häufig wird die Stromerzeugung, mit
der Erzeugung nutzbarer thermischer Energie für
Heiz- oder Produktionszwecke gekoppelt.
Ladezyklen Ein Ladezyklus beschreibt eine Be- und Entladung
eines Speichers. Die maximale Anzahl der Ladezyklen
beschreibt damit, wie oft ein Speicher be- und wieder
entladen werden kann.
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Langzeitkonservierung Unter der Langzeitkonservierung eines Kraftwerks
wird dessen Außerbetriebnahme bei Beibehaltung
der Funktionsfähigkeit verstanden. Ein
langzeitkonserviertes Kraftwerk steht zwar nicht
jederzeit sofort zur Verfügung, kann aber
grundsätzlich wieder in Betrieb genommen werden.
Last Unter elektrischer Last wird der Abruf (Verbrauch)
von elektrischer Leistung verstanden. Elektrische Last
ist damit ein Verbraucher elektrischer Leistung, der
sich über den Lastwiderstand definiert.
Lastausgleich Ein Lastausgleich im elektrischen Sinne ist die
Verschiebung einer elektrischen Last.
siehe Last
Lastfluss Stromfluss in einem Elektrizitätsnetzwerk.
Lastglättung Verminderung von Nachfragespitzen und -tälern
durch Verlagerung von regelbaren Lasten oder
Erzeugern.
Lastmanagement Strategie zur gezielten Steuerung der Last in einem
Energiesystem.
Laufwasserkraftwerk Laufwasserkraftwerke (auch:
Flusskraftwerke/Wasserkraftwerke) dienen zur
Stromerzeugung. Sie werden durch den natürlichen
Wasserzulauf eines Flusses betrieben. Ein Wehr oder
eine Staumauer staut das Wasser auf, das dann an der
Sperrmauer durch Turbinen geleitet wird und so über
Generatoren Strom erzeugt.
Die Wasserführung der meisten größeren Flüsse
unterliegt wenig Schwankungen, so dass ein solches
Kraftwerk zur Grundlast-Stromerzeugung (24
Stunden am Tag gleich bleibende Leistung)
eingesetzt werden kann. Daher werden solche
Kraftwerke manchmal auch als
Grundleistungskraftwerke bezeichnet.
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Leistung (Elektrische) Leistung ist definiert als der Quotient
aus gelieferter (oder bezogener) elektrischer Energie
pro Zeiteinheit.
Wirkleistung ist der Anteil elektrischer Leistung, der
für die Umwandlung in andere Leistungsformen (z.B.
mechanisch, thermisch oder chemisch) verfügbar ist.
Blindleistung ist in mit Wechsel- bzw. Drehstrom
betriebenen Elektrizitätsnetzen zusätzlich fließende
Energie, die durch induktive oder kapazitive
Widerstände für den Aufbau elektromagnetischer
Felder benutzt wird. Sie pendelt zeitversetzt zwischen
Erzeugern und bestimmten elektrischen
Verbrauchern (Spulen, Kondensatoren) ungenutzt
und erzeugt weder Arbeit noch Wärme.
Scheinleistung ist die Summe aus Wirkleistung und
Blindleistung.
Leistungsfaktor Quotient aus Wirkleistung und Scheinleistung
innerhalb eines Elektrizitätsnetzwerkes.
siehe Leistung
Leistungskredit Anteil der konventioneller Erzeugungsleistung der
durch den Kapazitätsausbau von z.B. Windenergie
ersetzt werden könnte, ohne dass die
Versorgungssicherheit nachlässt.
Merit-Order Nach Geboten aufsteigend geordnete aggregierte
Angebotsfunktion im Auktionshandel der
Strombörse. Daraus ergeben sich durch Schnittpunkt
mit der aggregierten Nachfragefunktion ein
Einheitspreis und die Einsatzreihenfolge der
Kraftwerke.
Minutenreserve Vorgehaltende Leistung eines Erzeugers zur
Bereitstellung von Regelenergie.
siehe Regelenergie
Mittellast siehe Grund- Mittel- und Spitzenlast
Mittelspannung siehe Höchst- Hoch- Mittel- und
Niederspannungsnetz
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Must-run-Kapazität Von Netzbetreiber ausgewähltes im Allgemeinen
konventionelles Kraftwerk, dass in einem definierten
Zeitraum im Betrieb bleiben muss, um den
Netzbetrieb durch Bereitstellung von
Systemdienstleistungen zu gewährleisten.
(n-1)-Kriterium Durch stetige Vorhaltung der nötigen
Versorgungsanlagen in Erzeugung, Transport und
Verteilung bleibt bei Ausfall eines beliebigen
Betriebsmittels (Elektrizitätsleitung, Transformator,
Kraftwerk) die Versorgungssicherheit weiterhin für
alle angeschlossenen Netzkunden gewährleistet.
Net Transfer Capacity Maximale Übertragungskapazität an
Grenzkuppelstellen.
siehe Grenzkuppelstellen
Nettoengpassleistung Erzielbare Dauerleistung eines Erzeugers abzüglich
Eigenverbrauch, die durch den technisch
schwächsten Bestandteil (Engpass) begrenzt wird.
Netzengpass Kleinste maximal mögliche Übertragungsleistung
eines Netzabschnittes. Der Netzengpass limitiert
damit die Übertragungsleistung des ganzen
Netzabschnittes.
Netzfrequenz Anzahl der Richtungsänderung (Schwingung) pro
Sekunde in einem Wechselstromnetzwerk.
Europäischer Standard im öffentlichen Stromnetz ist
50 Hz.
Netzknoten Knotenpunkt der sich durch Verknüpfung zweier
oder mehrerer Leitungen an einem Punkt ergibt.
Niederspannung Siehe Höchst- Hoch- Mittel- und
Niederspannungsnetz
Nutzungsgrad Der Nutzungsgrad ist ein Maß dafür, wieviel von der
im Energieträger gespeicherten Energie auch
tatsächlich als Nutzenergie verwendet wird. Im
Unterschied zum Wirkungsgrad, der nur in einem
(optimalen) Betriebspunkt gemessen wird, wird der
Nutzungsgrad über einen längeren Zeitraum
ermittelt. Der Wirkungsgrad ist deshalb in der Regel
höher als der Nutzungsgrad.
Offshore-Windenergie Windenergienutzung im Meer.
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Onshore-Windenergie Windenergienutzung auf dem Festland.
Phasenschieberbetrieb Pumpspeicherwerke können im sog.
Phasenschieberbetrieb im Leerlauf, d. h. ohne
Wirkleistungsabgabe, Blindleistung abgeben oder
aufnehmen. siehe Blindleistung und
Blindleistungskompensation
Photovoltaik Technologie zur direkten Umwandlung von
Sonnenlicht in elektrische Energie.
Präqualifikationsanforderungen Anforderungen der Übertragungsnetzbetreiber an
Kraftwerke zur Teilnahme am Regelenergiemarkt.
Primärenergieträger Primärenergieträger sind z.B. fossile Brennstoffe wie
Erdgas, Steinkohle und Erdöl, Kernbrennstoffe wie
Uran, aber auch regenerative Energiequellen wie
Wasserkraft, Sonne und Wind.
Als Primärenergie wird der Energieinhalt von
Energieträgern, die noch keiner Umwandlung
unterworfen worden sind, bezeichnet.
Primärregelenergie siehe Regelenergie
Primärregelung Einsatz von Primärregelenergie.
Primärreserve Vorgehaltende Leistung eines Erzeugers zur
Primärregelenergiebereitstellung (siehe auch
Regelenergie).
Pumpspeicherkraftwerk Pumpspeicherwerk mit natürlichem Wasserzufluss
zum Oberbecken.
Pumpspeicherwerk Speicherkraftwerk, das Energie speichert, in dem es
Wasser von einem niedrigen Niveau (Unterbecken)
auf ein höheres Niveau (Oberbecken) pumpt. Zur
Rückumwandlung wird Wasser aus dem Oberbecken
abgelassen und die Höhenenergie über Turbinen
wieder in Strom umgewandelt.
In vorliegender Studie wird der Begriff
Pumpspeicherwerk als Sammelbegriff für
Pumpspeicherwerke mit und ohne natürlichen
Zufluss verwendet.
Pumpturbine Strömungsmaschine, die je nach Strömungsrichtung
sowohl als Turbine als auch als Pumpe arbeiten kann.
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Querregelung Ein Querregler ist ein Transformator mit
Querregelfunktion. Über die Querregelfunktion kann
die Wirkleistung gesteuert werden
(Lastflusssteuerung), indem eine rechtswinklig
verschobene Zusatzspannung angelegt wird.
Redispatch Präventiver oder kurativer Eingriff des
Übertragungsnetzbetreibers in die Fahrpläne von
Kraftwerken, um kurzfristig auftretende Engpässe zu
vermeiden oder zu beseitigen.
Redox-Flow-Batterien Die Redox-Flow-Batterie nutzt chemische
Bindungsenergie zur Speicherung elektrischer
Energie. Das Besondere ist die Speicherung in
flüssiger Form und die Trennung von
Wandlungseinheit und Speichereinheit.
Regelenergie Regelenergie (oder Regelleistung) ist „Ersatz“-
Leistung, die bei unvorhergesehenen Ereignissen die
Frequenz im Netz konstant hält. Regelenergie
umfasst positive (zusätzliche) Energiebereitstellung
oder negative (zusätzliche Last, bzw. Reduktion der)
Energiebereitstellung.
Die Regelenergie wird in drei Stufen unterteilt: • Primärregelenergie muss innerhalb von 30s in
vollem Umfang bereitstehen (automatische Aktivierung).
• Sekundärregelenergie muss für Einzelanlagen innerhalb von 5 min., insgesamt innerhalb von 15 min. abrufbar sein.
• Tertiärregelenergie (Minutenreserve) muss innerhalb von 15 min für eine Dauer von bis zu 4 x 15 min abrufbar sein.
Reaktionszeit von Batterien Zeitintervall zwischen Aktivierung und
Leistungsabgabe/ -aufnahme von Batterien
Repowering Ersatz bzw. Aufrüstung bestehender (Wind-)
Erzeugungsanlagen durch leistungsstärkere
Neuanlagen.
Reserveenergie siehe Regelenergie
Residuallast Last, die nach Abzug der Einspeisung aus
erneuerbaren Energien und wärmegeführten KWK-
Anlagen durch konventionelle Kraftwerke gedeckt
werden muss.
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Rückspeisung Stromfluss vom Verteilnetz zum Übertragungsnetz.
Salzkavernen Künstlich geschaffene unterirdische Hohlräume
infolge des Salzabbaus.
Scheinleistung siehe Leistung.
Schwachlast Zeitintervall geringer Stromnachfrage.
Schwarzstartfähigkeit Fähigkeit eines Erzeugers, unabhängig vom
Stromnetz vom abgeschalteten Zustand ausgehend
hochzufahren.
Sekundärregelung siehe Regelenergie
Sekundärreserve Vorgehaltende Leistung eines Erzeugers zur
Bereitstellung von Sekundärregelenergie.
Sensitivitätsanalyse Empfindlichkeitsanalyse von
Untersuchungsergebnissen, bei der der Einfluss
ausgewählter Eingangsparameter (einzeln oder
gemeinsam) auf bestimmte Ergebnisgrößen
untersucht wird.
Spannungsstützung/ Spannungsregelung Die Netzspannung muss auf jeder Netzebene in
einem definierten Tolleranzband liegen um einen
festen Spannungswert liegen. Z.B. beträgt der
Spannungswert in Europa im Niederspannungsnetz
230 V. Der Spannungswert schwankt abhängig von
Last und Einspeisung, so dass die Spannung
fortwährend geregelt werden muss.
Spitzenlast siehe Grund- Mittel- und Spitzenlast
Starklast Als Starklastzeitpunke werden in Deutschland im
Allgemeinen die Zeiten beschrieben, in denen die
Last über 90% der Höchstlast beträgt. Die Höchstlast
lag im Jahr 2008 bei 76,8 GW.
Sterbelinie Die Sterbelinie des heutigen Kraftwerksbestands
beschreibt, wann die heute betriebenen Kraftwerke
das Ende ihrer Nutzungsdauer erreicht haben.
Strombörse Zentralisierter Marktplatz auf dem standardisierte
Energieprodukte (Strom, Gas, CO2-Zertifikate)
gehandelt werden.
Stromeffizienz siehe Energieeffizienz
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Stromgestehungskosten Gesamtkosten für die Erzeugung von einer Einheit
Strom.
Stromspeicher Oberbegriff für sämtliche Anlagen zur Speicherung
von Strom. Die direkte Speicherung von elektrischer
Energie ist nur über Spulen und Kondensatoren
möglich. Für größere Energiemengen muss
elektrischer Strom in eine andere Energieform
(chemisch, mechanisch, magnetisch) umgewandelt
werden, um eine Speicherung zu ermöglichen.
Stromveredelung Einkauf und Speicherung von preiswertem Strom in
Schwachlastzeiten und anschließende
Wiederveräußerung zu Zeiten erhöhten
Strompreises.
Systemdienstleistungen Dienstleistungen zur Gewährleistung eines
zuverlässigen Betriebs des Stromsystems. Zu den
Systemdienstleistungen zählen: - Regelenergie (Primärregelung,
Sekundärregelung, Tertiärregelung) - Spannungshaltung - Ausgleich der Wirkverluste - Schwarzstart-/Inselbetriebsfähigkeit - Systemkoordination - Betriebliche Messungen
Systemkosten der Stromerzeugung Gesamtkosten des Energiesystems zur Bereitstellung
einer definierten Strommenge.
Ten-E Abkürzung für Trans-European energy networks.
Tertiärregelung siehe Regelenergie
Thermische Kraftwerke Kraftwerke, die Wärmeenergie in mechanische oder
elektrische Energie umwandeln.
Transmission Code 2007 Netz- und Systemregeln der deutschen
Übertragungsnetzbetreiber. Herausgeber ist der
Verband der Netzbetreiber (VDN e.V.).
Übertragungsnetz Höchst-und Hochspannungsnetz. siehe Höchst-
Hoch- Mittel- und Niederspannungsnetz
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UCTE: Union for the Co-ordination of Transmission of
Electricity
Die UCTE war bis zum 1.7.2009 für die Koordinierung
des Betriebs und Netzerweiterungen im
europäischen Netzverbund (Zusammenschluss der
europäischen Übertragungsnetze) zuständig. Das
Übertragungsnetzgebiet der UCTE umfasste die
Übertragungsnetze von mehr als 22 Staaten auf dem
europäischen Festland. Eigene Verbundsysteme
bildeten England, Irland die skandinavischen Staaten
sowie Russland.
Heute sind alle diese Verbundsysteme unter der
ENTSO-E, dem europäischen Netzwerk der
Übertragungsnetzbetreiber, zusammengefasst.
Verbundsystem In einem synchronen Verbundnetz bzw.
Verbundsystem muss die Drehstromübertragung an
jedem Punkt in Phase laufen, so wie etwa im
europäischen UCTE-Verbundsystem.
Vermaschung Es gibt verschiedene Stromnetzformen. Beim
einfachsten Stromnetz dem sog. Strahlennetz
verlaufen die Leitungen von einem Ausgangspunkt
(z.B. Umspannstation zur nächsthöheren
Spannungsebene) zu verschiedenen Endpunkten (z.B.
Stromendverbraucher). Im vermaschten Netz sind
verschiedenen Netzknoten miteinander verbunden.
So könnten etwa o.g. Start- und Endpunkte eines
Strahlennetzes über verschiedene Leitungen
verbunden werden. Das Übertragungsnetz ist ein
Beispiel für ein Stromnetz sehr hoher Vermaschung.
Verteilnetz Mittelspannungsnetz, siehe Höchst-, Hoch-, Mittel-
und Niederspannungsnetz
Vollkosten Mit Vollkosten werden sämtliche Kosten zur
Herstellung einer Gütereinheit bezeichnet. Dabei
werden sowohl die variablen (Materialkosten/
Brennstoffkosten etc.) als auch die
kapitalgebundenen Kosten und andere fixe Kosten
(festes Personal, Forschung, …) berücksichtigt.
Wandlungseinheit Eine (Energie-) Wandlungseinheit ist eine Einheit von
Bauteilen zur Umwandlung von Energieformen. So
wird z.B. bei Pumpspeicherwerken über Turbine und
Generator die Höhenenergie des Wassers in
elektrische Energie gewandelt.
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Wärmespeicher Oberbegriff für sämtliche Stoffe und Materialien die
als Wärmeträger fungieren. Wärme kann darin in
sensibler, latenter oder chemischer Form gespeichert
werden.
Wirkleistung siehe Leistung
Wirkungsgrad Der Wirkungsgrad beschreibt allgemein das
Verhältnis von Nutzen zu Aufwand (Energieertrag zu
Energieeinsatz). Der Wirkungsgrad gilt als
allgemeines Maß für die Wirksamkeit eines
Energieumwandlungsprozesses. Der theoretisch
mögliche Wert von 1 bzw. 100 % kann in der Praxis
nicht erreicht werden, weil bei allen Vorgängen
Energie durch Wärme oder Reibung in thermische
Energie umgewandelt wird.
eingesetzt
tumgewandel
PP
=η
Zyklenfestigkeit Je zyklenfester eine Batterie ist, desto höher ist die
Anzahl möglicher Be- und Entladungen
(Speicherzyklen) ohne merkbaren Verlust an
Speicherleistung.
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