Analyse der Notwendigkeit des Ausbaus von … · 2018-11-29 · 10115 Berlin Tel: +49 (0)30 72 61...

Analyse der Notwendigkeit des Ausbaus von Pumpspeicherwerken und anderen Stromspeichern zur Integration der erneuerbaren Energien.

(PSW - Integration EE)

Abschlussbericht.

Seite 1 von 174

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: [email protected]

Berlin, 05.02.2010

Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena): PSW – Integration EE Abschlussbericht

Seite 2 von 174

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


Seite 3 von 174

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


Seite 4 von 174

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


Seite 5 von 174

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


Seite 6 von 174

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


Seite 7 von 174

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


Seite 8 von 174

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


Seite 9 von 174

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


Seite 10 von 174

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


Seite 11 von 174

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


Seite 12 von 174

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


Seite 13 von 174

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.


Seite 14 von 174

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.


Seite 15 von 174

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.


Seite 16 von 174

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.


Seite 17 von 174

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.


Seite 18 von 174

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.


Seite 19 von 174

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.


Seite 20 von 174

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.


Seite 21 von 174

• 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.


Seite 22 von 174

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.


Seite 23 von 174

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.


Seite 24 von 174

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.


Seite 25 von 174

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.


Seite 26 von 174

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

Absolut Relativ

Installierte Bruttostromerzeugun

gskapa

zitäten [G

W]

Sonstige

Heizöl

Wasser

Gase

Kernenergie

Braunkohle

Wind

Steinkohle einschl. Mischfeuerung


Seite 27 von 174

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


Seite 28 von 174

Abbildung 3-3: Geographische Verteilung von Kraftwerksblöcken in Deutschland28

28 UBA Kraftwerkskarte 2009.


Seite 29 von 174

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

7 [M

W]

Deutsche EneAbschlussber

Die Wind

Ausbau d

32 www.o

ergie-Agentur Gmricht

denergienutz

der Offshore-

Abbi

offshore-wind

O

G

N

mbH (dena): PSW –

zung ist som

-Windenergi

ildung 3-5: O

d.de, Stand: 2

Online

Genehmigt

Noch nicht ge

– Integration EE

mit vornehmli

ie wird die U

Offshore-Wi

23.11.09.

enehmigt

ich in Nord-

ngleichheit

indparkplan

und Ostdeut

der regional

nungen in d

Energ

Energ

Energ

Vorra

tschland kon

len Verteilun

der Nordsee

giekabel onl

giekabel gen

giekabel noc

anggebiete W

nzentriert. De

ng noch verst

(2009)32

ine

nehmigt

ch nicht gen

Windenergie

Seite 30 von 174

er erwartete

tärken.

ehmigt

e (Entwurf)

4


Stromer

Für ein M

(BNetzA)

eine kons

Baden-W

weisen im

die größt

33 www.o


Abb

zeugung au

Monitoring de

seit dem Jah

sistente Date

Württemberg

m Jahresdurc

ten Potential

offshore-wind

mbH (dena): PSW –

bildung 3-6:

us Sonnenen

es Anlagenb

hr 2008 durch

enbasis gesch

g (834 MW) u

chschnitt an

le zur Strome

d.de, Stand: 2

Online

Genehmigt

Noch nicht

– Integration EE

Offshore-W

nergie (Phot

estandes und

h eine verbin

haffen: Der G

nd NRW (40

den nordöst

erzeugung m

23.11.09.

t

genehmigt

Windparkpla

tovoltaik)

d des Ausbau

ndliche Anm

Großteil der P

5 MW) instal

tlichen Küste

mit Photovolt

anungen in

us von Photo

eldung seite

Photovoltaik

lliert. Die Glo

enregionen s

taik aus.

Ene

Ene

Ene

Vo

der Ostsee (2

ovoltaik hat d

ens der Anlag

k-Leistung in

obalstrahlun

owie im Süd

ergiekabel o

ergiekabel g

ergiekabel n

rranggebiet

2009)33

die Bundesne

genbetreiber

Bayern (1.63

ngsdaten in D

den der Bund

online

genehmigt

noch nicht ge

e Windenerg

Seite 31 von 174

etzagentur

r nach EEG

2 MW),

Deutschland

desrepublik

enehmigt

gie (Entwurf

4

f)


Seite 32 von 174

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.


Seite 33 von 174

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.


Seite 34 von 174

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.


Seite 35 von 174

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


Seite 36 von 174

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


Seite 37 von 174

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.


Seite 38 von 174

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.


Seite 39 von 174

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.


Seite 40 von 174

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.


Seite 41 von 174

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


Seite 42 von 174

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


Seite 43 von 174

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.


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


Seite 45 von 174

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


Seite 46 von 174

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

2025

2026

2027

2028

2029 20

…

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


Seite 47 von 174

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


Seite 48 von 174

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.


Seite 49 von 174

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.


Seite 50 von 174

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.


Seite 51 von 174

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.


Seite 52 von 174

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.


Seite 53 von 174

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.


Seite 54 von 174

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


Seite 55 von 174

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.


Seite 56 von 174

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.


Seite 57 von 174

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.


Seite 58 von 174

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.


Seite 59 von 174

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.


Seite 60 von 174

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.


Seite 61 von 174

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.


Seite 62 von 174

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.


Seite 63 von 174

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.


Seite 64 von 174

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

0,8 kWh Strom 1,6 kWh Gas

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.


Errichtun

das Ausb

• Z

G

• B

im

d

• D

b

Ausbaup

Ländern

größerer

Zusamm

erprobte

Endladeg

Druckver

78 Abbildu


ng mehrerer

aupotenzial

Zwischen der

Gasspeicheru

Bei der Präpa

m Meer und

daher kostspi

Da diabate Sp

bestehen ode

potential in

wie etwa Nie

Anzahl.

menfassung:

Technik dar,

geschwindig

rluste und de

ung entnom

mbH (dena): PSW –

r Kraftwerke

ein:

r Nutzung vo

ung, CCS, Wa

arierung (Aus

nicht in Flüs

ielige Entsor

peicher eine

er zumindest

Europa: Neb

ederlanden,

Abbildu

: Diabate Dru

, um große M

gkeit eignen s

er Investition

mmen aus ww

– Integration EE

der 200-MW

on Kavernen

asserstoffspe

sspülung) de

ssen entsorgt

rgungsleitun

Gaszusatzbe

t kostengüns

ben Deutsch

Großbritann

ung 6-2: Dar

uckluftspeich

Mengen Strom

sie sich auch

nskosten eign

ww.all4engin

W-Klasse vorh

für Druckluf

eicherung) be

er Kavernen f

t werden kön

ngen gelegt w

efeuerung be

stig realisierb

hland existier

nien oder Spa

rstellung ein

her stellen ei

m zu speiche

h zur Erbringu

nen sie sich n

neers.com, St

handen. Aller

ftspeicher un

estehen stark

fallen große

nnen. Bei gro

werden.

enötigen, mu

bar sein.

ren auch in v

anien grunds

nes CAES-Kr

ine in kleiner

ern. Auf Grun

ung von Syst

nicht für die l

tand: 13.12.20

rdings schrän

nd anderen A

ke Nutzungs

Mengen von

oßer Entfernu

uss entweder

vielen weitere

sätzlich geei

raftwerks78

r Anzahl (zwe

nd ihrer hohe

temdienstlei

längerfristig

009.

nken folgend

Anwendung

skonkurrenz

n Salzwasser

ung zum Me

r ein Gasansc

en europäisc

ignete Kaver

ei Kraftwerk

en Be- und

istungen. Au

ge Speicherun

Seite 65 von 174

de Aspekte

en (wie

en.

an, die nur

eer müssen

chluss

chen

rnen in

ke weltweit)

uf Grund der

ng. Negativ

4


Seite 66 von 174

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).


Seite 67 von 174

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.


Seite 68 von 174

• 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.


Seite 69 von 174

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.


Entwickl

großtech

Kosten. D

bei großt

Auslegun

satoren a

Einsatzm

und dem

Kosten un

Umgebu

Gewährle

Energiee

6.1.5 W

Funktion

anschließ

Erzeugun

wie z.B. th

Druckluf

Speicheru

87 Abbildu


Abbild

lungsstand.

hnische Anwe

Die Investitio

technischen

ng. Trotz der

auch mittelfr

möglichkeit

m guten Wirk

nd die Empfi

ngstempera

eistung der N

einspeisung a

Wasserstoffs

nsweise. Bei

ßend über Br

ng des Wasse

hermochem

ftspeicher Sa

ung in mobil

ung entnom

mbH (dena): PSW –

dung 6-5: Ski

. Für kleine A

endungen be

onskosten lie

Anlagen ein

r Bestrebung

ristig vorauss

en/ Zusamm

ungsgrad (zw

indlichkeit g

tur, desto sch

Netzstabilitä

aus erneuerb

speicher un

Wasserstoff

rennstoffzell

erstoffs ist El

mische oder ph

lzkavernen v

len Systemen

mmen aus ww

– Integration EE

izzierte Dars

Anwendunge

efinden sich

egen bei etw

ner Halbierun

gen, Kapazitä

sichtlich die

menfassung

wischen 80 %

gegenüber ho

hneller erfol

ät gut geeign

baren Energi

d Brennstof

speichern m

en wieder ve

ektrolyse (vg

hotobiologis

verwendet w

n (z.B. Autos)

ww.elektronik

stellung ein

en sind Supe

noch in der E

a 320 EUR/kW

ng der Kosten

ät und Energ

Größenordn

. Den nahezu

% und 95 %) st

ohen Tempe

gt die Selbste

net, kaum abe

ien.

ffzellen.

muss der Was

erstromt wer

gl. Abbildung

sche Verfahr

werden (siehe

) ist noch nich

ktutor.de, Sta

nes Doppelsc

rkondensato

Entwicklung

W. Über eine

n je kW errei

giedichte zu s

nung mehrer

u unbegrenz

tehen die ger

raturen gege

entladung). S

er zum Ausgl

serstoff zunä

rden. Die me

g 6-6), jedoch

ren. Zur Speic

e nächster Ab

ht zufrieden

and: 19.12.20

chichtkonde

oren schon h

gsphase.

e Steigerung

icht werden.

steigern, wer

rer MW nicht

zten Ladezyk

ringe Gesam

enüber (je hö

Superkonde

leich fluktuie

ächst erzeug

ist diskutiert

h existieren a

cherung kön

bsatz Entwic

nstellend gelö

009.

ensators87

heute verfügb

der Energied

rden Superko

t erreichen.

len, der hohe

mtkapazität, d

öher die Betr

nsatoren sin

erender

t, dann gesp

te Methode z

auch andere

nnen wie für

klungsstand

öst.

Seite 70 von 174

bar,

dichte soll

onden-

en Leistung

die hohen

riebs- bzw.

nd daher zur

eichert und

zur

Methoden

d). Die

4


Seite 71 von 174

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.


Seite 72 von 174

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.


Seite 73 von 174

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.


Seite 74 von 174

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.


Seite 75 von 174

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.


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.


Seite 77 von 174

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.


Seite 78 von 174

• 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.


Seite 79 von 174

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.


Seite 80 von 174

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.


Seite 81 von 174

• 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).


Seite 82 von 174

• 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


Seite 83 von 174

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.


Seite 84 von 174

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.


Seite 85 von 174

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.


Seite 86 von 174

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.


Seite 87 von 174

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.


Seite 88 von 174

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.


Seite 89 von 174

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


Seite 90 von 174

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.


Seite 91 von 174

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.


Seite 92 von 174

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.


Seite 93 von 174

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.


Seite 94 von 174

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.


Seite 95 von 174

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.


Seite 96 von 174

• 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.


Seite 97 von 174

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.


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.


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


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.


Zukünfti

erzielbar

• D

w

E

• A

a

ih

7.2.5 P

Der Preis

Angebot

Strompre

Strompre

2008 und

erneuerb

Nachfrag

veransch

129 dena N


Ab

g sind zwei e

ren Effekte zu

Durch den we

wird es verme

Einspeicheru

Andererseits

aus Kohlekra

hn zu Hochla

Preisentwick

an der Strom

fluktuierend

eis an der Str

eis aufgrund

d 2009 sind S

baren Energi

ge überstiege

haulicht, dass

NNE-Pumpspe

mbH (dena): PSW –

bbildung 7-6

entgegenges

u erwarten:

eiteren Ausb

ehrt zu einem

ung von Strom

ist zu erwart

aftwerken erh

astzeiten wie

klung an de

mbörse EEX b

der Stromerz

ombörse in z

des großen A

ituationen a

en und der s

en haben un

s die Anzahl d

eicher 2008, S

– Integration EE

6: Stromprei

setzte Entwic

bau der Wind

m Stromüber

m kann dann

ten, dass stei

höhen. Es ist

eder auszusp

er Strombörs

bildet sich au

zeugung aus

zunehmende

Angebots au

aufgetreten, i

ich noch am

d sich an der

der Stunden

S. 25.

issenkung d

cklungen der

denergienut

rangebot in S

n bei sehr ger

igende CO2 Z

dann für PSW

peisen.

se

uf Grundlage

erneuerbare

er Weise. In S

uf der Erzeug

in denen das

m Netz befind

r Börse ein ne

mit negative

durch den Ei

r durch die m

zung (insbes

Starkwind-Sc

ringen Preise

Zertifikatprei

W weniger r

e von Angebo

en Energien

Starkwind-Sc

ger- und des g

s Stromangeb

dlichen konve

egativer Stro

en Preisen be

insatz von P

marktgesteue

sondere der O

chwachlastz

en erfolgen.

ise den Preis

entabel Strom

ot und Nachf

beeinflusst d

chwachlastze

geringen Bed

bot fluktuier

entionellen K

ompreis gebil

ereits von 20

PSW129

erte Fahrwei

Offshore-Win

zeiten komm

für die Strom

m einzuspei

frage. Das ste

damit auch d

eiten sinkt d

darfs auf der

render Erzeu

Kraftwerke d

ldet hat. Abb

008 nach 200

Seite 101 von 174

ise

ndenergie)

men. Die

merzeugung

chern, um

eigende

den

er

Lastseite. In

ugung aus

die

bildung 7-7

09 sowohl

4

g


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

‐90

‐70

‐50

‐30

‐10

10

30

50

70

90

‐90

‐70

‐50

‐30

‐10

10

30

50

70

90

2008 2009 2008 2009

Durchschn

itt n

egativer Strom

preise [€

/MWh]

Anzah

l Stund

en negativer Preise

Anzahl Stunden negativer Preise Durchschnitt negativer Strompreise

day ahead intraday averageStrompreise am Day-Ahead-Markt

Strompreise am Intraday-Markt

(Durchschnittspreis pro Stunde)


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.

‐2.000

‐1.500

‐1.000

‐500

0

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

80.000

90.000

100.000

03.10.2009 04.10.2009 05.10.2009

Strompreise [€

/MWh]

Last, W

ind [M

W]

Windeinspeisung LastStrompreis (day ahead single hours) Strompreis (Intraday average single hours)


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.


Seite 105 von 174

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.


Abb

Wie Abbi

Wahl als

Zuschaltu

können. I

erwarten

wiederau

vorgeseh

Netzwied

werden P

7.2.9 N

Das histo

Höchstsp

ausgeleg

Höchstsp

Entsprec

geograph

deutschla

geringe L

die Hoch

Betrieb n

Aufnahm

übertrag

von Wind

134 Störun135 Vgl. Un


bildung 7-9:

ildung 7-9 ze

Ausgangspu

ung von Last

Ist keine Spa

n, soll das EnB

ufgebaut wer

hen. Die Reih

deraufbau. A

PSW gegenüb

Netzentlastu

orisch gewach

pannungsebe

gt. Im Fall ein

pannungsnet

hende Netzs

hische und z

and.135 Im Fa

Last) kann di

h- und Höchst

nicht ausgele

me und Weite

gen werden s

denergieanl

gsmanagemeniversität Ros

mbH (dena): PSW –

: Vereinfach

eigt, ist das b

unkt für den

t und Erzeug

annungsvorg

BW Netz aus

rden. Der Ne

henfolge der N

Auf Grund de

ber anderen

ung durch d

hsene Strom

ene aus in di

ner Umkehru

tz, spricht m

situationen s

eitliche Abw

all einer Stark

e Windenerg

tspannungse

egt (u.a. fehle

ergabe große

o ist letztlich

agen bedeut

ent in der EnBstock Netzint

– Integration EE

hte Darstellu

enachbarte N

Netzwiedera

gung durch e

gabe aus eine

sgehend vom

etzaufbau au

Netzwiedera

er variablen u

n schwarzstar

die Stromspe

mübertragung

e niedrigere

ung dieser Flu

an von einer

ind in den le

weichung von

kwind-Schwa

gie die Last lo

ebene rückg

ender Ausbau

er Windener

h Einspeisem

tet. Mit dem w

BW Regelzontegration M.-V

ung der Wie

Netz, sofern

aufbau. Dies

in intaktes N

em intakten N

m PSW Wehr

usgehend von

aufbaustrate

und schnelle

rtfähigen Kra

eicherung a

gsnetz in De

en Spannung

ussrichtung,

r Lastflussum

etzten Jahren

n EE-Erzeugu

achlast-Situa

okal überstei

espeist wird.

u an Umspan

rgiemengen

management

weiteren Au

e 2009, vgl. SV. 2009, S. 18

ederaufbauv

es nicht von

ist dadurch b

Nachbarnetz

Nachbarnetz

(1. Priorität) o

n lokalen Ins

egien belegt d

n Reglungsfä

aftwerken in

auf Verteilne

utschland ist

gsnetzebenen

also der Eins

mkehrung od

n vermehrt au

ung und Last

ation (hohe W

igen, so dass

. Die Netzinf

nnstationen)

geeignet. Ka

notwendig,

sbau der Win

S.25. .

varianten de

der Störung

begründet, d

am besten a

z innerhalb v

oder vom PSW

elnetzen ist a

den hohen N

ähigkeit sow

n jedem Fall v

etzebene

t für einen St

n bis hin zum

speisung von

der auch „Rüc

ufgetreten. G

, insbesonde

Windenergie

s der dezentr

rastruktur is

) und damit n

ann die erzeu

was in diesem

ndenergieka

es EnBW-Ne

betroffen ist

dass die Sprü

usgeglichen

von 30 Minut

W Kopswerk

als letzte Mö

Nutzen von P

wie des sicher

vorgezogen.

tromfluss von

m Verbrauche

n dem Vertei

ckspeisung“.

Grund hierfü

ere in Nordos

eeinspeisung

ral eingespei

st für einen so

nur bedingt f

ugte Leistung

m Fall die Ab

apazitäten au

Seite 106 von 174

etzes134

t, die erste

ünge durch

n werden

ten zu

k aus

öglichkeit

PSW für den

ren Betriebs

.

n der

er

il- in das

.

ür ist die

st-

g und

iste Strom in

olchen

für die

g nicht

bschaltung

uf der

4


Seite 107 von 174

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.


Seite 108 von 174

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.


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.


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


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


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.


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


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


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.


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.


Seite 117 von 174

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.


Seite 118 von 174

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.


Seite 119 von 174

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]


Abbil

8.2 Er

Als Ergeb

Residuall

Kostenef

Preis [€

Ums

[Mio.


dung 8-2: M

rgebnisse b

bnis der mark

last. Aus dies

fekte am Stro

Tabelle 8-

/MWh]

A

satz

. €/a]

mbH (dena): PSW –

Methodik zur

bei kosteno

ktgesteuerte

sen lassen sic

ommarkt err

-1: Ergebnis

Arithmetisch

Mittel

Gewichtetes

Mittel

Max.

Min.

– Integration EE

r SimulationRes

optimaler F

en Fahrweise

ch unter Einb

rechnen.

se des preiso

Ist-Date

hes 65

s 66

49

-10

9.

n der kostensiduallastglä

Fahrweise

e ergeben sic

beziehung de

optimalen E

en 2008 E

S

5,756

6,76

94,26

01,52

.720

noptimaler Fättung

h geänderte

er an der Stro

Einsatz des P

Ergebnis

Simulation

65,731

66,62

472,40

-92,47

9.699

Fahrweise u

e Zeitreihen d

ombörse geh

PSW Atdorf i

Differe

absolu

0,0

-0

-21

9,

-

und des Einsa

des Preises un

handelten Vo

im Jahr 2008

enz

ut

D

p

025

0,14

1,86

,05

21

Seite 120 von 174

atzes zur

nd der

olumina

8

Differenz

rozentual

-0,04 %

-0,22 %

-0,22 %

4


Seite 121 von 174

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


Seite 122 von 174

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]


Seite 123 von 174

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


Seite 124 von 174

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.


Seite 125 von 174

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)


Seite 126 von 174

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


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.


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.


Seite 129 von 174

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


Seite 130 von 174

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


Seite 131 von 174

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

ugun

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


Seite 132 von 174

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.


Seite 133 von 174

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


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.


Seite 135 von 174

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 %


Seite 136 von 174

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 %


Seite 137 von 174

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 %


Seite 138 von 174

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.


Seite 139 von 174

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.


Seite 140 von 174


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


Seite 141 von 174

Erzeugungsparks in Deutschland mit zunehmender Einspeisung aus fluktuierender Windenergie hoch

einzuschätzen.


Seite 142 von 174

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.


Seite 143 von 174

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.


Seite 144 von 174

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

0

2

4

6

8

10

12

2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Ene

rgie

[TW

h/a]

ohne Atdorf

mit Atdorf

© IfE, 61-015-B-09


Seite 145 von 174

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

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Ene

rgie

[GW

h/a]

zusätzlich integrierbarer EE-StromVeränderung konventionelle Erzeugung

© IfE, 61-017-B-09


Seite 146 von 174

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.

0

100

200

300

400

500

600

700

0

5

10

15

20

25

30

35

2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Ein

spar

ung

CO

2-E

mis

sion

en [T

sd. t

/a]

Kos

tene

insp

arun

g [M

io. €

/a]

Kosten

Emissionen© IfE, 61-016-B-09


Seite 147 von 174

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.

0

2

4

6

8

10

12

2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Ene

rgie

[TW

h/a]

ohne Atdorf

mit Atdorf

© IfE, 61-021-B-09


Seite 148 von 174

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.

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Ene

rgie

[GW

h/a]

zusätzlich integrierbarer EE-StromVeränderung konventionelle Erzeugung

© IfE, 61-023-B-09


Seite 149 von 174

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).

0

100

200

300

400

500

600

700

0

5

10

15

20

25

30

35

2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Ein

spar

ung

CO

2-E

mis

sion

en [T

sd. t

/a]

Kos

tene

insp

arun

g [M

io. €

/a]

Kosten

Emissionen

© IfE, 61-022-B-09


Seite 150 von 174

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

0

100

200

300

400

500

600

700

800

2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Ene

rgie

[GW

h/a]

sinkende Stromnachfrage

steigende Stromnachfrage

© IfE, 61-030-B-09

0

100

200

300

400

500

600

700

2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

CO

2-E

mis

sion

en [T

sd. t

/a]



© IfE, 61-028-B-09


Seite 151 von 174

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


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.

0

5

10

15

20

25

30

35

2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Kos

tene

insp

arun

g [M

io. €

/a]



© IfE, 61-027-B-09


Seite 152 von 174

• 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.


Seite 153 von 174

11 Literaturverzeichnis

BDEW Kraftwerksneubauten 2009: Im Bau oder in Planung befindliche Kraftwerke (>20 MW el). www.bdew.de, Stand: 13.10.2009.

BINE Informationsdienst 2005: Projektinfo 05/07, Druckluftspeicher-Kraftwerke, Karlsruhe, www.bine.info, Stand: 25.11.2009.

BMBF NGEE 2008: Netzwerke Grundlagenforschung erneuerbare Energien und rationelle Energieanwendung, www.ngee.de, Stand: 13.11.2009.

BMU Leitszenario 2009: Langfristszenarien und Strategien für den Ausbau erneuerbarer Energien in Deutschland unter Berücksichtigung der europäischen und globalen Entwicklung, Berlin, www.bmu.de, Stand: 06.10.2009.

BMU Neue Energie Roadmap2009: Neues Denken – Neue Energie, Roadmap Energiepolitik 2020. Berlin 2009.

BMWi Energiedaten 2009: Zahlen und Fakten - Energiedaten 2009 - Nationale und internationale Entwicklung, Berlin, www.bmwi.de, Stand: 24.11.2009.

BMWi nicht-nukleare Energieforschung 2008: Fachbereiche der nicht-nuklearen Energieforschung im BMWi, www.bmwi.de, Stand: 05.01.2010.

BMWi Speichertechniken 2009: BMWi Auftragsstudie 08/28, Stand und Entwicklungspotential der Speichertechniken für Elektroenergie – Ableitung von Anforderungen an und Auswirkungen auf die Investitionsgüterindustrie, Fraunhofer, 30.06.2009.

BMWi Wettbewert „E-Energy“ 2008: Gewinner des BMWi-Wettbewerbs „E-Energy“ stehen fest. Pressemitteilung vom 04.03.2008, www.bmwi.de, Stand: 04.11.2009.

BNetzA Monitoringbericht 2009: Monitoringbericht 2009, Bonn, www.bundesnetzagentur.de, Stand: 23.12.2009.

BReg Klimaprogramm 2007: Das integrierte Energie- und Klimaprogramm der Bundesregierung. Bericht zur Umsetzung der in der Kabinettsklausur am 23./ 24.08.2007 in Meseberg beschlossenen Eckpunkte für ein integriertes Energie- und Klimaprogramm, Berlin.

BReg High-Tech Strategie Deutschland 2008: Die Hightech-Strategie für Deutschland. Energietechnologien: Die Herausforderung für das 21. Jahrhundert, www.ideen-zuenden.de, Stand: 15.12.2009.

Bullinger Technologieführer 2007: Technologieführer - Grundlagen, Anwendungen, Trends, Berlin/ Heidelberg, New York.

CONSENTEC Gutachten Regelenergiebedarf 2008: Gutachten zur Höhe des Regelenergiebedarfs – im Auftrag der BNetzA, 10.12.2008, www.consentec.de, Stand: 13.01.2010.

Crotogino Druckluftspeicher 2003: Vortrag auf dem Herbsttreffen AK Energie der Deutschen Physikalischen Gesellschaft, Druckluftspeicher-Gasturbinen-Kraftwerke zum Ausgleich fluktuierender Windenergie-Produktion, Bad Honnef, www.dpg-physik.de, 01.12.2009.

dena EEG-Netzentgeltauswirkungen in Sachsen-Anhalt 2008: Untersuchung der ökonomischen Auswirkungen des EEG-gedingten Netzausbaus und der Vergütung vermiedener Netznutzungsentgelte im Land Sachsen-Anhalt, Magdeburg/ Berlin, www.dena.de, Stand: 17.12.2009.


Seite 154 von 174

dena Kraftwerksstudie 2008: Kurzanalyse der Kraftwerks-und Netzplanung in Deutschland bis 2020 (mit Ausblick auf 2030), www.dena.de, Stand: 23.10.2009.

dena-Netzstudie I 2005: Energiewirtschaftliche Planung für die Netzintegration von Windenergie in Deutschland an Land und Offshore bis zum Jahr 2020. Köln, www.dena.de, Stand: 29.11.2009.

dena-Netzstudie II 2008: Zwischenbericht: Integration Erneuerbarer Energien in die deutsche Stromversorgung im Zeitraum 2015-2020, Köln.

dena NNE-Pumpspeicher 2008: Elektrizitätswirtschaftliche und energiepolitische Auswirkungen der Erhebung von Netznutzungsentgelten für den Speicherstrombezug von Pumpspeicherwerken, Berlin, www.dena.de, Stand: 21.11.2009.

DBFZ Monitoring Biomasse 2009: Monitoring zur Wirkung des EEG auf die Entwicklung der Stromerzeugung aus Biomasse. www.dbfz.de, Stand: 17.11.2009.

DLR Nachrichten 116 2006: Strom speichern unter Hochdruck, www.dlr.de, Stand: 12.12.2009.

EEG: Bundesgesetz für den Vorrang erneuerbarer Energien (EEG) vom 29. März 2000, zuletzt geändert am 25. Oktober 2008.

Energy 2.0 Kompendium 2008: Die Speicherung elektrischer Energie, in: Energiespeicher & Mobilität, www.Energy20.net, Stand: 18.12.2009.

EnLAG: Bundesgesetz zum Ausbau von Energieleitungen vom 21.08.2009.

ENTSO-E Operation Handbook 2009: Operation Handbook, www.entsoe.eu, Stand: 29.11.2009.

ENTSO-E Operation Handbook Policy 1 2009: Operation Handbook Policy 1: Load Frequency Control and Performance, www.entsoe.eu, Stand: 27.10.2009.

EnWG: Bundesgesetz über die Elektrizitäts-und Gasversorgung vom 13. Dezember 1935, zuletzt geändert am 7. Juli 2005.

Erdmann, Zweifel 2008: Energieökonomik. Springer, Berlin.

Europäische Kommission Globalstrahlungsdaten 2009: Joint Research Center, Photovoltaic Geographical Information System, http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/ ,Stand: 02.01.2010.

Europäische Kommission Strategieplan 2007: FP7 Cooperation Work Programe: Energy. Annual Work Programe 2007, Brüssel.

Europäische Kommission Technology Map 2007: Technology Map. Commission Staff Working Document, Brüssel.

Gatzen Power Storage 2008: The Economics of Power Storage – Theory and Empirical Analysis for Central Europe, Oldenburg.

Hartmann liberalisierter Strommarkt 2007: Bewertung von Kraftwerken und Verträgen im liberalisierten Strommarkt, RWTH Aachen.

Hassa, Bogenrieder Goldisthal 2003: Das neue Pumpspeicherwerk Goldisthal – ein Beitrag zur sicheren Stromversorgung. et, 53. Jg. (2003), 10, Spezial 1-12.

Hermes, Ringelband, Haubrich Netzmodelle 2009: Netzmodelle auf öffentlich zugänglicher Datenbasis, energiewirtschaftliche Tagesfragen (Nr.1/2).


Seite 155 von 174

Heuck et al. 2007: Elektrische Energieversorgung. Vieweg, Wiesbaden.

Hinüber Märkte für Fahrplanenergie 2007: Untertägliche Optimierung des Kraftwerksbetriebs an Märkten für Fahrplanenergie und Reserve, RWTH Aachen.

IEKP: Integriertes Energie- und Klimaprogramm der Bundesregierung vom 23./24. August 2007.

IfE-Schriftenreihe, Heft 55 2008: Technik- und Kostenszenarien der Strombereitstellung in Deutschland

bis 2040, IfE-Schriftenreihe, Heft 55, Herrsching 2008.

IfE-Schriftenreihe, Heft 57 2008: Modellentwicklung zur Kraftwerkparkoptimierung mit Hilfe von

Evolutionsstrategien, IfE-Schriftenreihe, Heft 57, Herrsching 2008.

Ifeu (Institut für Energie- und Umweltforschung) Wasserstoff- und Stromspeicher 2009: Wasserstoff und Stromspeicher in einem Energiesystem mit hohem Anteil erneuerbaren Energien: Analyse der kurz- und mittelfristigen Perspektive, Heidelberg.

Jerin Pumpspeicherkraftwerke 2005: Technische und wirtschaftliche Betrachtung von Pumpspeicherkraftwerken. Bachelorarbeit am Lehrstuhl für Energiewirtschaft und Anwendungstechnik, TU München.

Kaltschmitt et al. 2006: Erneuerbare Energien. Springer, Berlin, Heidelberg.

Koalitionsvertrag 17. Legislaturperiode 2009: Wachstum. Bildung. Zusammenhalt. Koalitionsvertrag zwischen CDU, CSU und FDP 17. Legislaturperiode 2009.

Konstantin Praxisbuch Energiewirtschaft 2006: Praxisbuch Energiewirtschaft. Energieumwandlung, -transport und –beschaffung im liberalisierten Markt, Berlin/ Heidelberg/ New York.

Krane Strukturbewertung 2007: Strukturbewertung elektrischer Übertragungsnetze, RWTH Aachen.

KWKG: Bundesgesetz für die Erhaltung, die Modernisierung und den Ausbau der Kraft-Wärme-Kopplung vom 19. März 2002, zuletzt geändert am 21. August 2009.

Mirbach Marktsimulationsverfahren Strommarkt 2009: Marktsimulationsverfahren zur Untersuchung der Preisentwicklung im europäischen Strommarkt, RHWT Aachen.

Moser et al. Abschlussbericht 2009: Bedeutung des Pumpspeicherwerks Atdorf aus Sicht des Netzbetriebs. Wissenschaftliche Studie der RWTH Aachen im Auftrag der dena.

Müller 2001: Handbuch der Elektrizitätswirtschaft. Springer, Berlin.

Netzregelung und Systemführung 2008: Vorträge der 9. GMA/ETG-Fachtagung 5. und 6. März 2008 in München, VDE Verlag.

Rehtanz Energietechnik 2007: Elektrische Energietechnik, Kapitel II, Mathematische Grundlagen für die Berechnung von Drehstromnetzen, Prof. Dr.-Ing. C. Rehtanz, 10.04.2007.

Rehtanz Netzdienstleistungen 2009: Netzdienstleistungen durch Elektrofahrzeuge – Technische und

wirtschaftliche Herausforderungen, Prof. Dr.-Ing. Christian Rehtanz, ETG-Fachbeirat Energiespeicher

2009.

Roth, Brückl, Held 2005: Windenergiebedingte CO2 -Emissionen konventioneller Kraftwerke. IfE-Schriftenreihe Heft 50, Herrsching 2005.


Seite 156 von 174

Samuelson, Nordhaus 2007: Volkswirtschaftslehre. MI Wirtschaftsbuch, München.

Staschus, Wegner Elektrizitätswirtschaft 2009: Elektrizitätswirtschaft. BWK, Bd. 61 (2009), 4, 135-140.

StromNZV: Verordnung über den Zugang zu Elektrizitätsversorgungsnetzen vom 25.07.2005, zuletzt geändert am 17.10.2008.

Störungsmanagement in der EnBW Regelzone 2009: Störungsmanagement in der EnBW Regelzone, Maßnahmen im Übertragungsnetz (bereitgestellt von Schluchseewerk AG).

TradeWind 2009: Integrating Wind, Developing Europe’s power market fort he large-scale integration of wind, www.trade-wind.eu, Stand: 03.11.2009.

UBA Krafterkskarte 2009: Kraftwerke und Verbundnetze in Deutschland, Dessau-Roßlau, www.umweltbundesamt.de, Stand: 14.10.2009.

UCTE Final Report on the disturbances 2007: Final Report on the disturbances of 4 November 2006, www.ucte.org/publications/otherreports, Stand: 15.12.2009.

UCTE Statistical Yearbook 2007: Union for the Co-ordination of Transmission of Electricity (UCTE): Statistical Yearbook 2007.

Universität Rostock Netzintegration M.-V. 2009: Netzintgration der EE im Land Mecklenburg-Vorpommern, Juli 2009.

VDE Energiespeicher 2008: Energiespeicher in Stromversorgungssystemen mit hohem Anteil erneuerbarer Energieträger – Bedeutung Stand der Technik, Handlungsbedarf, ETC Task Force Energiespeicher, Frankfurt, www.vde.etg, Stand: 23.11.2009.

VDN TransmissionCode 2007: Transmission Code 2007. Netz und Systemregeln der deutschen Übertragungsnetzbetreiber.

Vollmüller Kraftwerkseinsatzoptimierung 2001: Kurzfristige Kraftwerkseinsatzoptimierung unter Berücksichtigung von Lastprognosefehlern. VGB PowerTech, Vol. 81 (2001), 9, 36-39.


Seite 157 von 174

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


Seite 158 von 174

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


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


Rodund I (A, Vorarlberg) 198 41 110


Rodund II (A, Vorarlberg) 276 260 220


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

Seite 160 von 174

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

60,00

Bre

nn

sto

ffp

reis

Heizöl [€/MWhth]

Gas [ct/kWhth]

Steinkohle [€/t SKE]

Braunkohle [€/MWhth]

CO2 [€/t]


Seite 161 von 174

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


Seite 162 von 174

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


Seite 163 von 174

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


Seite 164 von 174

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.


Seite 165 von 174

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.


Seite 166 von 174

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.


Seite 167 von 174

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


Seite 168 von 174

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.


Seite 169 von 174

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.


Seite 170 von 174

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.


Seite 171 von 174

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


Seite 172 von 174

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


Seite 173 von 174

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.


Seite 174 von 174

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.

Analyse der Notwendigkeit des Ausbaus von … · 2018-11-29 · 10115 Berlin Tel: +49 (0)30 72 61...

Documents

Transcript of Analyse der Notwendigkeit des Ausbaus von … · 2018-11-29 · 10115 Berlin Tel: +49 (0)30 72 61...