wissenschaftsdialog 2016 der bundesnetzagentur: dirk uwe sauer – technische herausforderungen für...
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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
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Energiesysteme der Zukunft
23.09.2016 Dirk Uwe Sauer - Bonn 2
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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
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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
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Ad-hoc Working group „Flexibility Concepts“ Organisation: Sauer, Elsner
11 expert groups, more than 100 experts
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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
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Grundprinzip der elektrischen Energieversorgung: Erzeugung muss gleich Verbrauch sein
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Stunde des Jahres
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Anteil fluktuierender Stromerzeugung an Gesamterzeugung: 83%
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Bedarfsgesteuerte Biogasanlagen
Concentrated Solar Power mit Speicher
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Flexible konventionelle Kraftwerke
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Flexible Erzeugungstechnologien (Nettostromerzeuger)
Stromgeführte KWK-Anlagen
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Geothermie mit Speicher
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Netzausbau
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Demand Side Management (Industrie)
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Power-to-Gas (Chemicals)
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„Intelligente Netze“
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Abschaltung von EE-Anlagen
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Doppelnutzenspeicher
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Speicher
Flexibilitätstechnologien zur zeitlichen oder räumlichen Verschiebung
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Demand Side Management (Haushalte)
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Residuallast – ganzes Jahr: exemplarische Bandzerlegung
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Szenario WKA & PV 76%
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Herausforderung 1: Bedarfsspitzen und schnelle Leistungsänderungen
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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.
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Herausforderung 2: Mehrwöchige Perioden mit geringer solarer Einstrahlung und geringem Windaufkommen („Dunkelflauten“)
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„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
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
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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
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Herausforderung 3: Zeitweise hohe Überschüsse aus fluktuierender Erzeugung
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Verwendung von Überschüssen
PV: 151 GW, Wind onshore: 82 GW, Wind offshore: 20 GW, Stromverbrauch: 602 TWh, FEE-Anteil: 83 %
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
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Warum ist die Nutzung der Überschüsse so gering?
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Anteil fluktuierender Erneuerbarer
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DSM Industrie
DSM-Haushalt inkl.
Elektrofahrzeugbatterien
und PV-Speicher
Wasserstoffspeicher
Szenarionummer und Anteil Fluktuierender Erneuerbarer
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CO2-Minderung ggü. 1990
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“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
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Herausforderung 4: Wirtschaftlichkeit
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CO2-Einsparung im Vergleich zu 1990
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Zertifikatskosten
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(76 € pro Tonne)
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Zertifikatskosten
(76 € pro Tonne)
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Überinstallation
Frozen Scenario: ca. 6,7 ct/kWh ohne CO2-Kosten ca. 9,2 ct/kWh mit CO2-Kosten
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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 Verbrauch Übertragung
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Kostenvergleich bei Verwendung überwiegend dezentraler Technologien
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9.2016 Dirk Uwe Sauer Bonn
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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
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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
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