Technische Möglichkeiten und Grenzen der

Fahrweise von Erzeugungsanlagen- von Kohle bis

Fotovoltaik E.ON Generation GmbH

Energy Economics, Torsten Röglin,

Juni 2012

Group Management1 Global Units

Exploration & Production

Generation

New Build & Technology2

Optimization & Trading

Renewables

Support Functions2

IT

Procurement

Insurance

Consulting

Business Processes

Regional Units

Struktur des E.ON Konzerns

1E.ON International Energy to be reported separately after having reached the necessarz size 2These are not reporting segments 3Special focus country

2

Summary

Austin

Chicago San Francisco

Portland

Malmö

Essen

Szczecin

Milan

Madrid

Coventry Be

Hamburg

EC&R betreibt global ein Portfolio von mehr als 4.8 GW

43%57%

North America

Europe Headquarter

Office location

Capacity (MW)

Onshore wind

Offshore wind

Other

Be

2,731

86 198

535

449

94

374

Key facts

Assets with 4,812 MW total capacity

12.3 TWh electricity produced in 2012,

equivalent to demand of 3m homes1

Global #8 in onshore wind

Global #3 in offshore wind

Active in 11 countries

865 employees, 34 nationalities

Lublin

493

303

3

EU renewables capacity is to double again by 2020

Renewables capacity in EU-27: 2010 actual vs. 2020 planned (GW)

Onshore wind +85GW (110%) · Offshore wind +40GW (1,300%) · Solar +65GW (250%)

135

78

250

230

425

US Europe

482

Asia

23

3

82

0

26

1

118

4343

167

2

91

2

136

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

Solar Geothermal Tide, Wave,

Ocean

Offshore

Wind

Biomass Hydro Onshore

Wind

2020

2010 EU TOTAL 2010: 250 GW

EU TOTAL 2020: 482 GW

∆ EU 2010-2020: 232 GW

Source National Renewable Energy Action Plans (NREAP) 4

Eder

Main

Donau

Lech

Isar

Inn

9.356

7.561

4.205

2.692

1.003

323

0 5.000 10.000

Wind

Öl

Wasser*

Gas

Kohle

Kernenergie

MW

Installierte Netto-Gesamtkapazität (MW)

Kernenergie

Braun- und Steinkohle

Erdgas

Wasserkraft (Flussgruppen; insg. 110 Kraftwerke)

Erdöl

Wind

Biomasse

Kraftwerksstandorte von E.ON in Deutschland

*Inklusive Bezugsrechte

5

Herausforderungen der Energiewende

Die Kombination aus

- Ausstieg aus der Kernenergie,

- Ausbau der Erneuerbaren Energien,

- Orientierung auf dezentrale Versorgung,

- Energieeffizienz,

Verbunden mit ambitionierten Zeitzielen verlangt zwingend

abgestimmtes Handeln aller Stakeholder.

6

Typische Fragestellungen an „konventionelle Erzeuger“

Welche Flexibilität haben die heutigen Kraftwerke in Deutschland?

Welche Unterschiede weisen die verschiedenen Kraftwerkstypen auf?

Wie groß ist die Spannbreite zwischen älteren und neueren Kraftwerken?

Inwieweit ergeben sich Begrenzungen in der Fahrweise aus technischen

bzw. betrieblichen Gründen

Welche Optimierungsmaßnahmen werden/wurden bereits durchgeführt?

Welche Weiterentwicklung des bestehenden Kraftwerksparks kann noch

erreicht werden?

Wann wären bei weiterem Ausbau der erneuerbaren Energien

voraussichtlich Grenzen der Flexibilität des bestehenden Kraftwerksparks

erreicht?

* Leitfragen lt Einladung

Technische Grenzen liegen weit hinter den wirtschaftlichen Grenzen!

7

8

40

45

50

55

60

65

00:00 02:00 04:00 06:00 08:00 10:00 12:00 14:00 16:00 18:00 20:00 22:00

ho

url

y l

oad

[ G

W ]

Jul-10 avg. load load - PV avg. Jul-10 (12 GW cap.) load - PV avg. Jul-12 (29 GW cap.) load - PV avg. Jul-15 (36 GW cap.)

---------------------------------------------- Peak ----------------------------------------------

Shapes of the Jul-10 curves based on average reported values, Jul-12 & Jul-15 projections based on typcial w eather & E.ON PV cap. grow th forecast

shoulder hours shoulder hours

'peak

shaving'

-------------------------- Offpeak I -------------------------- -------- Offpeak II --------

Stochastische Einspeisung und Form der Lastkurve

Strukturelle Änderungen des Marktes können nur aufgrund der

Leistungsfähigkeit existierender Anlagen aufgefangen werden. Die

sinkende Residuallast verdrängt diese Anlagen zunehmend.

8

Dramatisch gesunkene Einsatzzeiten bei Gaskraftwerken

9

-54%

Volllast-

stunden

Volllaststunden von E.ON-Gaskraftwerken in Süddeutschland

-54%

-87%

-86%

-44%

-40%

EED-VEN

Wirtschaftlichkeit vieler E.ON Anlagen aktuell nicht mehr gegeben!

9

Wie dominant sind technische Grenzen?

Wodurch werden Grenzen typischerweise bestimmt?

- Normen, Regeln und Gesetze

- Garantiebestimmungen der Hersteller

- Auslegungsgrenzen

- Physikalische Grenzen

- Wirtschaftliche Überlegungen

- Einstellungen und Verhaltensweisen

Grenzen gelten innerhalb eines Innovationszyklus – Je kürzer die

Investitionszyklen, desto leichter fallen Grenzüberschreitungen.

10

Kriterien für die Optimierung des Anlageneinsatzes

Kostenminimierung und Erlösmaximierung

Lebensdauer der Anlage

Lastwechselzahlen

Instandhaltungskosten und –intensität

Viele dieser Fragen können unter dem Begriff „Flexibilität“ subsummiert

werden.

11

Auch hier gibt es innerhalb eines Unternehmens verschiedene Perspektiven.

Objektiviert werden können diese z.B. durch unabhängige Benchmarks.

Welche Entscheidungen dann bei „Soll“-“Ist“-Abweichungen getroffen werden,

hängt letztlich von der wirtschaftlichen Perspektive ab.

Bedeutung des Begriffs „Flexibilität“

1. Flexibilität beschreibt die Fähigkeit eines Systems, sich aktiv an

verändernde Rahmenbedingungen anzupassen.

2. Anpassung: Verhaltensänderung bei unterschiedlichen äußeren

Umständen.

3. Neuanlagen behalten ihren technischen Vorsprung nur für sehr begrenzte

Zeit. Technische Lebensdauer, Investitionshöhe und Länge der

Investitionszyklen erzwingen kontinuierliche technische Anpassungen.

Politik, Markt, Gesellschaft, technischer Fortschritt … induzieren

permanenten Anpassungsbedarf. Betreiber konventioneller

Kraftwerke antizipieren diesen in Regelkreisen unter

Risikoabwägungen.

12

Flexibilität – notwendig für den wirtschaftlichen Betrieb

Erlösquellen konventioneller Krafwerke

1. Großhandelsmarkt („merit order“, Grenzkostenprinzip)

2. Langfristverträge Strom, Wärme, Dampf, …

3. Systemdienstleistungen

Verbesserung der wirtschaftlichen Situation eines Kraftwerks

1. Erschließen aller Erlösquellen

2. Verbesserung der Position in der Merit Order durch Senkung der

Einsatzkosten.

Flexibilität ist notwendig zum wirtschaftlichen Bestehen, Eine

diskriminierungsfreie Wettbewerbsituation ermöglicht die effiziente

Erschließung von Potentialen.

13

Möglichkeiten zur Senkung der Einsatzkosten

Optimierung der Materialbeanspruchungen im Verhältnis zum

Lebensdauerverbrauch; Optimierung transienter Prozesse

Verringerung der Anfahrkosten durch Verwendung alternativer

Anfahrbrennstoffe;

Verringerung der variablen Einsatzkosten durch Co-firing;

Ausweitung der Qualitätsbänder bei Hauptbrennstoffen;

Optimierung Brennstoffbeschaffung/-handel und Kraftwerkseinsatz;

…

Die Reduzierung der Einsatzkosten ist die offensichtlichste

Flexibilisierungsmaßnahme, um Anlagen „im Geld“ zu halten. Mit

zunehmendem Einfluß stochastischer Einspeiser und sinkender

Residuallast gewinnen die technischen Grenzen der Anlagen an

Bedeutung.

14

Weitere Treiber für Grenzannäherungen

Gesetzliche Änderungen (z.B: LCPD, IED)

Wechselnde politische Rahmenbedingungen

Initiativen der Netzbetreiber zum Erhalt der Systemsicherheit

Änderungen adressieren in den wenigsten Fällen technische Grenzen im

nichtüberschreitbaren Sinne. Allerdings verbietet es sich in einigen Fällen aus

wirtschaftlichen Gründen den Anlagenbetrieb unverändert fortzusetzen.

Beispiel: ENTSO-E NC RfG und konv. Bestandsanlagen

Beispiel: konventionelle Bestandskraftwerke - Erfüllung Blindleistungsanfor-

derungen der Tennet TSO Regelzone

Blindleistungsanforderung ENTSO-E NC RfG

Anforderung Induktiv: cos φ ≤ 0,925 Kapazitiv: cos φ ≤ 0,95

Heyden: Induktiv cos φ = 0,976 Kapazitiv: cos φ = 0,901

Staudinger 4: Induktiv cos φ = 0,913 Kapazitiv: cos φ = 0,959

Abhilfe zur Erfüllung der Anforderungen:

Kosten neuer Generator und Einbau

Paßt der neue Generator nicht auf den Turbinentisch wäre der

Turbinentisch bzw. das gesamte Maschinenhaus neu zur errichten

16

Beispiel: ENTSO-E NC RfG und PV Bestandsanlagen

Beispiel: Wechselrichter von Photovoltaik Anlagen wurden so ausgelegt, daß

diese bei 50,2 Hz sich vom Netz tennen

Anforderungen NC RfG

Erzeuger Typ A (0,8 kW bis 1 MW Einspeiseleistung; PV=140W/m²) müssen

im folgenden Frequenzbereichen am Netz betrieben werden können.

47,5 – 48,5 Hz def. durch TSO mindestens 30 min.

48,5 – 49 Hz def. durch TSO mindestens 30 min.

49 – 51 Hz unbegrenzt

51 – 51,5 Hz 30 min.

Abhilfe zur Erfüllung der Anforderungen:

Austausch der Wechselrichter

17

Beispiel: ENTSO-E NC RfG und neue Technologie

Beispiel: Microblockheizkraftwerke (mCHP) auf Basis Stirling Motor (beruhend

auf einem mechanischem Resonanz Feder-Masse Design)

Ein Betrieb dieses mechanisch direkt gekoppelten Systems ist nur von 49,5

bis 50,5 Hz möglich. Außerhalb mechanische Zerstörung.

Anforderungen ENTSO-E NC RfG

Erzeuger Typ A (0,8 kW bis 1 MW Einspeiseleistung) müssen im folgenden

Frequenzbereichen am Netz betrieben werden können.

47,5 – 48,5 Hz def. durch TSO mindestens 30 min.

48,5 – 49 Hz def. durch TSO mindestens 30 min.

49 – 51 Hz unbegrenzt

51 – 51,5 Hz 30 min.

Abhilfe zur Erfüllung der Anforderungen:

Komplette Neuauslegung dieser Technologie, die gerade erst neu am Markt

verfügbar ist. Derzeit keine geeigneten Wechselricher verfügbar. 18

Technische Parameter zur Beschreibung der Flexibilität in

konventionellen Anlagen

19

Limitation # of starts

Start-up time

Load-up time

Minimum non off time

Minimum off time

Load gradient

Minimum stable load

Start

Load

Cycle time

1

2

3

4

5

6

7.1

Minimum excep- tional load

7.2

Parameter Definition

Zeit vom Signal des Dispatcher bis Synchronisation

Zeit von Synchronisation bis stabile Mindestlast

Zeit zwischen Desynchronisierung und Synchronisierung

Lastgradient in MW/ min

Stabile Mindestleistung (genehmigungsrelevant)

Minimalleistung in Ausnahmefällen (genehmigungsrelevant)

Anzahl Starts je Zeitintervall

Zeit von stabiler Mindestlast bis Desynchronisierung

8 Control band Regelband Systemdienstleistungen

Kategorie

TOP 7 - Plant Flexibility 19

Interne Studie in 2010-2011 mit folgenden Ergebnissen

20 TOP 7 - Plant Flexibility

Parameter

Limitation # of starts

Start-up time

Load-up time

Minimum non off time

Minimum off time

Load gradient

Minimum stable load

Minimum exceptional load

Control band

1

2

3

4

5

6

7.1

7.2

8

Start

Load

Cycle

time

Daten für alle E.ON Anlagen analysiert

17 / 29 18 / 32 401 6 / 9 Hydro CCGT STEAM Nuclear

Sites/ Units analysiert:

Höchste Bandbreite Daten; große Varianz bzgl Alter und Leistung

Steam

Bandbreite bestimmt durch technische Ausstattung; hohe Standardisierung

CCGT

Aufgrund technischer Restriktionen nicht alle Parameter anwendbar

Nuclear

Technisch flexibelste Flotte Hydro

1. Number of sites displayed 20

Darstellung der Parameter im Lastzyklus

21

Load-up

time

signal dispatch

sync. . . .

Start-up

time

Shutdown and standstill after desynchronization

Depending on the time between desynchronization and

the signal from dispatch to restart the power plant, the

start-up time is differentiated in start-up time hot/

warm/ cold.

Pmin Pex2

Min. non

off time

Restart right after desynchronization

In this special case the restart of the engine starts right

after desynchronization. The time between

desynchronization and synchronization is defined as

minimum off time; the start-up time hot is included.

2

3 4

7.2

Min. stable load 7.1

Minimum

Off time

5

3

7.2

Min. stable load 7.1

desync.

Load

gradient

6 6 …

1. Parameter 1: limitation number of starts and 8: control bands are not displayed

2. Pex - Minimum exceptional load - abbreviation of project

desync.

Load-up

time

sync. Pmin Pex2

Min. exceptional load Min. exceptional load

Cycle time and load parameters displayed (2-7.2)¹

TOP 7 - Plant Flexibility 21

Mögliches Vorgehen zur Reduktion des Analysebedarfs

22

Capacity [GW] Sites/ Units [#]

Fleets Overall E.ON Fleet Selection Plant Flexibility

CCGT

STEAM

HYDRO

NUCLEAR

WIND

41 / 67

34 / 76

2131

6 / 9

136

17 / 29

18 / 32

401

6 / 9²

136

13,7

14,1

10,2

4,2

3,7

Decommissioning: Plant shut down until 2015 Installed capacity: Installed plant capacity smaller 50

MW for CCGT/ STEAM and smaller 20 MW for HYDRO

Production purpose: HYDRO storage plants for flood

control/ navigation Plants primarily heat - or client driven Plants producing for railway HYDRO run-river plants

EX

CLU

SIO

N

18,6

26,3

5,3

10,2

4,2

Capacity [GW] Sites/ Units [#]

1. Number of sites displayed; units for Hydro plants would consider number of generating sets

2. Numbers before moratorium TOP 7 - Plant Flexibility

22

Ergebnisse, europaweit

23

1. Numbers for start-up and load-up time „cold“ shown

2. Minimum stable and exceptional load displayed as percentage of installed net capacity

3. No potential limitation of # of starts for STEAM plants (except Karlshamn with 200 starts per year)

4. Load gradient shown per turbine set

Min. non off time [min] Load-up time¹ [min] Start-up time¹ [min] Limitation # of starts [#]

Min. exceptional load² [%] Min. stable load² [%] Load gradient [MW/ min] Min. off time [min]

Average Deviation Min/ Max

CCGT

Nuclear

Steam

Hydro: PS

Hydro: Storage

CCGT

Nuclear

Steam

Hydro: PS

Hydro: Storage

n/a n/a

n/a

n/a

n/a

n/a

n/a

<1 min <1 min

Min 84 / Ø 219 / Max 408

[see footnote 3]

4

4

TOP 7 - Plant Flexibility 23

Schlußfolgerungen

Der existierende konventionelle Kraftwerkspark kann als ideales

technisches Komplement zu den stochastischen Einspeisern gesehen

werden. Im Interesse von Versorgungssicherheit und Kostenbegrenzung

sollten diese Kraftwerke auch dazu verwendet werden.

Die derzeitigen Marktbedingungen erlauben Investitionen zur Steigerung

der Flexibilität nur in wenigen Fällen.

Grenzen des konventionellen Systems werden schneller wirtschaftlich

erreicht, als daß sie technisch determiniert sind.

24