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Wissenschaftsdialog 2016 der Bundesnetzagentur: Dirk Uwe Sauer – Technische Herausforderungen für die Stromversorgung 2050

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Vortrag auf dem Wissenschaftsdialog 2016 der Bundesnetzagentur. Mehr erfahren Sie unter www.netzausbau.de/wissenschaftsdialog-2016

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Wissenschaftsdialog 2016 der Bundesnetzagentur: Dirk Uwe Sauer – Technische Herausforderungen für die Stromversorgung 2050

  1. 1. – 2 Nationale Akademie der Wissenschaften Leopoldina acatech Deutsche Akademie der Technikwissenschaften Union der deutschen Akademien der Wissenschaften Dirk Uwe Sauer, RWTH Aachen 23.09.2016, Bonn Technische Herausforderungen für die Stromversorgung 2050 1 Energiesysteme der Zukunft 23.09.2016 Dirk Uwe Sauer - Bonn 2
  2. 2. 3 Kuratorium Vorsitz Prof. Dr. Reinhard F. Hüttl Präsident acatech Prof. Dr. Dr. Hanns Hatt Präsident Akademienunion Prof. Dr. Dr. Martin Grötschel Präsident Berlin-Brandenburgische Akademie der Wissenschaften Prof. Dr. Jörg Hacker Präsident Leopoldina Prof. Dr. Bärbel Friedrich Altpräsidialmitglied Leopoldina Prof. Dr. Andreas Löschel Universität Münster, Vorsitzender der Expertenkommission zum Monitoring-Prozess „Energie der Zukunft“ Prof. Dr. Jürgen Gausemeier Universität Paderborn, acatech Präsidium Prof. Dr. Klaus Töpfer ehem. Exekutivdirektor des Umweltprogramms der Vereinten Nationen Gast Dr. Georg Schütte Staatssekretär Bundesministerium für Bildung und Forschung Gast Rainer Baake Staatssekretär Bundesministerium für Wirtschaft und Energie 23.09.2016 Dirk Uwe Sauer - Bonn 3 4 Direktorium (seit März 2016) Prof. Dr. Robert Schlögl (Vorsitz) Max-Planck-Gesellschaft Prof. Dr. Christoph M. Schmidt Rheinisch-Westfälisches Institut für Wirtschaftsforschung Prof. Dr. Eberhard Umbach acatech Präsidium Prof. Dr. Dirk Uwe Sauer RWTH Aachen Prof. Dr. Dr. Carl Friedrich Gethmann Universität Siegen 23.09.2016 Dirk Uwe Sauer - Bonn 4
  3. 3. Ad-hoc Working group „Flexibility Concepts“ Organisation: Sauer, Elsner 11 expert groups, more than 100 experts 5 Power Generation and Flexibility Technologies • Photovoltaics Lead Rech • Wind Lead Reuter • Bio mass Lead Weidner • Geothermal power generation Lead Clauser • Solarthermal power generation Lead Pitz-Paal • Conventional power plants Lead Görner, Sauer • Storage Technologies Lead Elsner, Sauer • Demand Side Management (power) Lead Styczynski, Sauer • Demand Side Management (heat) Lead Henning, Sauer • Grids Lead Weinhold, Sauer Energy scenarios • scenarios Lead Fischedick 23.09.2016 Dirk Uwe Sauer - Bonn Grundprinzip der elektrischen Energieversorgung: Erzeugung muss gleich Verbrauch sein 6 -150 -100 -50 0 50 100 150 200 2424 2448 2472 2496 2520 2544 2568 LeistunginGW Stunde des Jahres Laufwasser Wind onshore Wind offshore PV Last Residuallast PV: 151 GW, Wind onshore: 82 GW, Wind offshore: 20 GW, Stromverbrauch: 602 TWh, FEE-Anteil: 83 % Grafik:WuppertalInstitut Anteil fluktuierender Stromerzeugung an Gesamterzeugung: 83%
  4. 4. 7 Bedarfsgesteuerte Biogasanlagen Concentrated Solar Power mit Speicher ©Thecrygroup/WikimediaCommons Flexible konventionelle Kraftwerke ©Imaginis/Fotolia Flexible Erzeugungstechnologien (Nettostromerzeuger) Stromgeführte KWK-Anlagen ©VisualConcepts/Fotolia Geothermie mit Speicher ©visdia/Fotolia 8 Netzausbau ©MarkusGössing/Fotolia Demand Side Management (Industrie) ©AndreiMerkulov/Fotolia Power-to-Gas (Chemicals) HannoBöck/https://hboeck.de/ „Intelligente Netze“ ©GertSkriver/WikimediaCommons Abschaltung von EE-Anlagen ©vege/Fotolia Doppelnutzenspeicher ©Petair/Fotolia ©VladislavKochelaevs/Fotolia Speicher Flexibilitätstechnologien zur zeitlichen oder räumlichen Verschiebung Power-to-Heat ©coppiright/Fotolia Demand Side Management (Haushalte) ©exclusivedesign/Fotolia
  5. 5. 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 -100 -50 0 50 Zeit (h) Residuallast(GW) Residuallast – ganzes Jahr: exemplarische Bandzerlegung 9 Szenario WKA & PV 76% 10 Herausforderung 1: Bedarfsspitzen und schnelle Leistungsänderungen
  6. 6. 11 -150 -100 -50 0 50 100 800 1000 1200 1400 1600 Residuallast[GW] Stunde des Jahres ZusätzlicherBedarfÜberschuss Bedarfsspitzen Schnelle Leistungs- änderungen PV: 151 GW, Wind onshore: 82 GW, Wind offshore: 20 GW, Stromverbrauch: 602 TWh, FEE-Anteil: 83 % ca. 6 Wochen Kurzzeitige Flexibilität Option 1 • Flexible Erzeuger wie Gasturbinen (Erdgas, Biogas, Wasserstoff) ‚ Weitere Erhöhung der Flexibilität bis 2050 erwartet Option 2 • Batteriespeicher ‚ Wichtige Technologie für die Transformationsphase des Stromsystems Option 3 • Demand-Side-Management in Haushalten (inkl. Elektrofahrzeuge, PV-Speichersysteme, Haushaltsverbrauch & Wärmebedarf) und in der Industrie ‚ Sehr hohe Potenziale für 2050 erwartet. Kostengünstig, da wenig zusätzlicher Invest. 12 User:LSDSL/WikimediaCommons©VladislavKochelaevs/Fotolia©Petair/Fotolia
  7. 7. 13 Herausforderung 2: Mehrwöchige Perioden mit geringer solarer Einstrahlung und geringem Windaufkommen („Dunkelflauten“) 14 -150 -100 -50 0 50 100 800 1000 1200 1400 1600 Residuallast[GW] Stunde des Jahres ZusätzlicherBedarfÜberschuss „Dunkelflaute“ (ca. 14 Tage): wenig Wind und Sonne PV: 151 GW, Wind onshore: 82 GW, Wind offshore: 20 GW, Stromverbrauch: 602 TWh, FEE-Anteil: 83 % ca. 6 Wochen
  8. 8. DSM Industrie DSM Haushalt Wasserstoffspeicher Industrielle KWK Gasturbinen Biogas GuD Biogas Gasturbinen Erdgas GuD Erdgas Steinkohle Braunkohle CCS Braunkohle Überbrückung „Dunkelflauten“ Option 1 • Flexible konventionelle Kraftwerke ‚ Wenn es das CO2-Ziel des Stromsektors zulässt Option 2 • Flexible Biogaskraftwerke ‚ Biomassepotenzial kritisch (Flächenkonkurrenz, Akzeptanz) Option 3 • Langzeitspeicher, d.h. Rückverstromung von Wasserstoff ‚ Wenn genügend Überschüsse vorhanden sind, um den Speicher aufzufüllen Alle Optionen haben im Kern Gasturbinen, Gesamtkapazität 40 bis 60 GW 15 ©Imaginis/Fotolia HannoBöck/https://hboeck.de/ 16 80% 90% 90% 90% 100% 100% 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 mitBraunkohle (67%FEE) mitBioenergie, Referenzszenario (67%FEE) mitBraunkohleCCS (67%FEE) FEEundSpeicher (95%FEE) FEE,Bioenergie undSpeicher (95%FEE) ÜberinstallationFEE (136%FEE) Installedpowerofneededflexibilitytechnologies [GW] - - - - CO2 reduction compared with 1990 (Germany) DSM Industry DSM Households Hydrogen storage Industrial CHP Gas turbines – biogas Gas and steam – biogas Gas turbines – natural gas Gas & steam – natural gas Coal Lignite with CCS Lignte 23.09.2016 Dirk Uwe Sauer - Bonn
  9. 9. 17 Herausforderung 3: Zeitweise hohe Überschüsse aus fluktuierender Erzeugung -150 -100 -50 0 50 100 1500 1700 1900 2100 2300 Residuallast[GW] Stunde des Jahres 18 ZusätzlicherBedarfÜberschuss Verwendung von Überschüssen PV: 151 GW, Wind onshore: 82 GW, Wind offshore: 20 GW, Stromverbrauch: 602 TWh, FEE-Anteil: 83 %
  10. 10. Wie können Überschüsse verwendet werden? Option 1 • Speicherung ‚ Wenn Speichereinsatz ökonomisch sinnvoll Option 2 • Elektrische Wärmeerzeugung (Power-to-heat in Hybridheizsystemen) ‚ Sehr hohes Potenzial, geringe Investitionskosten Option 3 • Erzeugung von Stoffen und Gasen zur Verwendung außerhalb des Stromsektors (Power-to-X) ‚ Hohe Stundenzahl mit Überschüssen für wirtschaftlichen Betrieb notwendig (frühestens bei >80% Stromerzeugung aus PV und Wind) Option 4 • Abregelung ‚ Wirtschaftlich, wenn Investkosten für Alternativnutzung zu hoch 19 ©VladislavKochelaevs/Fotolia©coppiright/FotoliaHannoBöck/https://hboeck.de/©vege/Fotolia Warum ist die Nutzung der Überschüsse so gering? 20 0 1000 2000 3000 4000 5000 0% 20% 40% 60% 80% 100% StundenmitÜberschüssen Anteil fluktuierender Erneuerbarer 0 20 40 60 80 100 120 0% 20% 40% 60% 80% 100% Überschussenergie[TWh] Anteil fluktuierender Erneuerbarer 23.09.2016 Dirk Uwe Sauer - Bonn
  11. 11. 21 0 10 20 30 40 50 60 S2-45% S3-67% S7-68% S1-57% S3-67% S4-95% S5-91% S6-83% S7-68% S3-67% S4-95% S5-91% S6-83% S7-68% installierteEntladeleistung[GW] DSM Industrie DSM-Haushalt inkl. Elektrofahrzeugbatterien und PV-Speicher Wasserstoffspeicher Szenarionummer und Anteil Fluktuierender Erneuerbarer -80 % -100 %-90 % CO2-Minderung ggü. 1990 23.09.2016 Dirk Uwe Sauer - Bonn “Power to gas” – später direkt, heute durch „Power to heat“ Hybride Heizsysteme mit Erdgas & Strom Stromnetz fluktuierende Stromerzeugung (Wind od. PV) Wasserstofferzeugung Methanisierung Invest. > 1000 €/kW Invest. < 50 €/kW Wirkungsgrad ~ 60% Wirkungsgrad ~ 93% Methan / Erdgas 2223.09.2016 Dirk Uwe Sauer - Bonn
  12. 12. 23 Herausforderung 4: Wirtschaftlichkeit 24 -30 -20 -10 0 10 20 30 40 50% 60% 70% 80% 90% 100% MehrkostenproMWhimVergleichzum frozen-Szenarioin€ CO2-Einsparung im Vergleich zu 1990 ohne CO2- Zertifikatskosten mit CO2- Zertifikatskosten (76 € pro Tonne) mit CO2- Zertifikatskosten (76 € pro Tonne) und FEE- Überinstallation Frozen Scenario: ca. 6,7 ct/kWh ohne CO2-Kosten ca. 9,2 ct/kWh mit CO2-Kosten
  13. 13. 25 Herausforderung 5: Marktliberalisierung und Aussicht auf neue, kostengünstige Strom- erzeuger sind Treiber für eine Dezentralisierung der Energieversorgung Von zentraler Stromversorgung und unidirektionalem Netz … … zu dezentralen Stromversorgungssystemen mit bidirektionalem Ausgleich Dezentrale Stromversorgungssysteme Verteilung und VerbrauchÜbertragung © Siemens AG 2015
  14. 14. MehrkostendurchDezentralität 28 100% 110% 120% 130% 140% 40%60%80%100% Kostenvergleich bei Verwendung überwiegend dezentraler Technologien AnteilWindundPV Gutschriftdurch Vermeidungvon Übertragungsnetzausbau: zwischen6und8Prozentpunkte 27 © Imaginis / Fotolia User:LSDSL / Wikimedia Commons © vege / Fotolia Zentral © Thecrygroup / Wikimedia Commons © Markus Gössing / Fotolia © SteKrueBe / Wikimedia Commons © vege / Fotolia © Visual Concepts / Fotolia © visdia/ Fotolia © Petair / Fotolia Dezentral © Terry Hughes / Wikimedia Commons
  15. 15. 9.2016 Dirk Uwe Sauer Bonn 29 Hohe Anteile Wind und PV führen zu hohem Flexibilitätsbedarf Technologien für Flexibilität werden ausreichend und wirtschaftlich zur Verfügung stehen Gasturbinen werden eine zentrale Rolle für die gesicherte Strom- versorgung spielen (mit Erdgas, Biogas, EE-Wasserstoff oder –Methan) Stromerzeugung auf Basis erneuerbarer Energien wird 2050 günstiger sein als bei Weiternutzung fossiler Energieträger Energieversorgung könnte stark dezentral werden Zusammenfassung 3023.0 -
  16. 16. – Nationale Akademie der Wissenschaften Leopoldina acatech Deutsche Akademie der Technikwissenschaften Union der deutschen Akademien der Wissenschaften Dirk Uwe Sauer, RWTH Aachen 23.09.2016, Bonn Technische Herausforderungen für die Stromversorgung 2050 31

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