Flächenmodell am Beispiel des Allgäus: Modellierung von Energieeintrag, Verbrauch und Stromkosten

 

Was kostet die Energiewende 2020 für Strom aus 100 % erneuerbarer Energie?


Der folgende Artikel beschreibt in vereinfachter Form die Ergebnisse einer Studie (1) des Reiner-Lemoine-Instituts (Berlin).

Wenn Strom ausschließlich aus erneuerbaren Energien (EE) hergestellt wird, und diese Photovoltaik und Windkraft beinhalten, muss zeitliche Überschußproduktion gespeichert und, je nach Bedarf, kurzfristig (Sekunden- bis Stundenbereich) sowie langfristig (Tage bis Monate) wieder ans Netz abgegeben werden.
Die Studie modelliert an einem konkreten Flächenbeispiel (Allgäu) Solar- und Windeintrag sowie Stromverbrauch in stündlicher Auflösung, und bearbeitet die folgenden Fragen:

  • Unter Annahme vorgegebener Kostenszenarien, welcher EE-Mix mit welchen Speicherkapazitäten stellt die billigste Lösung dar?
  • Wie verhält sich der Mix und die Kosten bei der Entwicklung von 0 auf 100 % EE?
  • Wie ist der Kostenvergleich mit fossilen Energien, bei unterschiedlichen Rohstoffpreisen?

     
 
                        Kostenannahmen für das Jahr 2020
     PV Photovoltaik, GuD Gas-und-Dampf, FK Fertigungskosten
     Kapitalkosten sind mit 6,4 % angesetzt
      weitere Erläuterungen siehe Text
      Quelle: Daten übernommen von Hlusiak 2012 (1)

Für die Studie werden folgende Annahmen getroffen:
- Zugrunde liegt der stündlich aufgelöste Strombedarf des Jahres 2011 (Durchschnitt 143 MW, Minimum 70 MW, Maximum 233 MW) und der stündlich aufgelöste Solar- und Windeintrag.
- Die Ausbaukapazität für Photovoltaik (PV) und Windkraft ist beliebig.
- Als Kurzzeitspeicher wird ein (einheitlicher) Akku angenommen, als Langzeitspeicher "EE"-Methan. Dieses wird aus Wasserstoff (Gewinnung aus Hydrolyse) und CO2 (Gewinnung z. B. aus der Luft) in einem chemischen Syntheseprozess, dessen Energiebedarf aus EE gespeist wird, hergestellt.
- Die thermische Stromerzeugung erfolgt bei Bedarf dann (ausschließlich) mit Gaskraftwerken (zweistufige GuD-Kraftwerke, die eine höhere Ausbeute als reine Dampfkraftwerke besitzen).
- Es werden Kostenannahmen für die einzelnen Technologien für das Jahr 2020 getroffen (siehe Tabelle). Diese beinhalten Investition, Kosten des Kapitals, sowie Reparatur- und Betriebskosten. Letztere sind in fixe Fertigungskosten (jährlicher Fixbetrag pro installierte Leistung) und variable Fertigungskosten (der Anzahl der produzierten kWh proportionale jährliche Kosten) unterteilt. Bei Akkus beziehen sich die Invest- und Fixkosten auf die Speicherkapazität (kWh).
- Der Endverbraucher investiert in PV+Akku, sobald preisliche Netzparität gegeben ist. Der Netzpreis wird mit 28 Cent/kWh angenommen.

Restriktionen:
- Aufgrund der landschaftlichen Gegebenheiten sind maximal 50 MW Wasserkraft installierbar (mit ca. 3000 Volllaststunden [= erbrachte Jahresleistung / installierte Jahresleistung x 8760 h]. Dies enspricht grob 20 % der Durchschnittslast.
- Maximal 36 MW (thermisch) stehen je zur Hälfte aus Biogas und Biomethan zur Verfügung (grob 6 % der Durchschnittslast). Biogas dient der Stromproduktion in Kleingeneratoren, Biomethan wird nach Kohlendioxidabtrennung den GuD-Kraftwerken zugeführt.
- Maximal 20 % der Hausbesitzer (die Interesse und die nötigen Mittel haben) investieren bei Netzparität.   



 
       
Installierte Leistung (MW) verschiedener Energieträger
            als Funktion des Anteils erneuerbarer Energie (%)

CCGT (combined cycle gas turbine) = GuD; Gasspeicher in 1000 MWh (thermisch); Akku ("Battery") in MWh Speicherkapazität; Biogas in MW (elektrisch); Biogas und Biomethan in MW (thermisch); Methanherstellung in MW (thermisch)
Quelle: Hlusiak 2012 (1)
   
Volllaststunden der thermischen Kraftwerke und der Speicherungen
              als Funktion des Anteils an erneuerbarer Energie (%)

Methanherstellung und GuD-Kraftwerke ("CCGT") in Volllaststunden ("FLh", full load hours) (linke Skala; Akku ("battery")-Ladung und -Entladung in Zyklen pro Jahr (rechte Skala)
Quelle: Hlusiak 2012 (1)


Die obenstehenden Graphiken zeigen das technische Ergebnis.

Installierte Kapazitäten (links oben)
Man kann ablesen:
- Die maximal erforderliche Kapazität von 230 GW in Form von GuD-Kraftwerken bleibt zwischen 0 und 100 % EE nahezu konstant erhalten (schwarze Linie). Dies ist damit zu erklären, dass es immer einen Zeitpunkt geben wird, wo weder Sonne noch Wind Energie liefern.
- Mit den vorgegebenen 28 Cent/kWh für den Endverbraucher ist Netzparität überschritten, und dezentrale Photovoltaik wird als erste (billigste) EE bis zur Grenze installiert (gelbe und rote Linie bis etwa 25 % EE).
- Als nächstgünstige EE wird Wasserkraft, wiederum bis zur Systemgrenze, installiert (blaue Linie).
- Bei etwa 18 % EE setzt die Installation von Windanlagen ein, bei etwa 25 % die von zentralen PV-Anlagen.
-
Biomethan und Biogas (hellgrün und braun) sind in diesem Szenario so teuer, dass sie erst oberhalb 60 % EE zum Einsatz kommen.
- Erst oberhalb von ca. 70 % EE werden zentrale (Kurzzeit)-Akkus (rot) und die Methanherstellung (dunkelgrün) erforderlich. Unterhalb kann die Spitzenlast stets noch mit fossilem Methan gedeckt werden.
Bei 100 % EE hat die Methanherstellung eine Kapazität von etwa 100 MW, d. h. vor Verlusten (50%) können 200 MW von überschüssiger Wind- oder Solarleistung verarbeitet werden, mehr als der Durchschnittsverbrauch an Strom (143 kW). 
- Oberhalb von etwa 90 % EE steigt die erforderliche Methan-Speicherkapazität stark an. Mit schließlich 120000 MWh (thermisch) könnten bei vollem Speicher etwa 5 % der erforderlichen Jahresenergie erbracht werden, d. h. die Speicher fassen Energie für knapp 20 Tage. Die Akkus fassen entsprechend den Bedarf für 2 Stunden.
- Die gesamte installierte Kapazität steigt von etwa 230 MW (0 % EE, nur GuD) auf etwa 1400 MW (100 % EE, alle Energieformen) an.

Man erkennt, dass der Kostenvorteil der entfallenden fossilen Brennstoffe dem Kostennachteil der stark gesteigerten Nennkapazitäten sowie der notwendigen Speicher entgegensteht. 

Volllaststunden (rechts oben)
Man kann ablesen:
- Die wie oben beschrieben konstante GuD-Kapazität wird statt mit über 5000 Volllaststunden bei 100 % EE nur noch mit etwa 1000 Volllaststunden betrieben. Bei einer Jahresstundenzahl von 8760 entspricht dies 11 % der Nennkapazität.
- Die Methanherstellung wird bei 100 % EE mit etwa 2000 Volllaststunden betrieben (25 % der Nennkapazität).
- Die Akkus werden etwa alle 2-3 Tage umgeschlagen.

Auch in dieser Darstellung erkennt man den Kostennachteil eines gering ausgelasteten Anlagenparks.

 

 
                 Zusammensetzung der Stromkosten (€/MWh)
          als Funktion des Anteils an erneuerbarer Energie (%)

  v.o.n.u.: Gasspeicher, Methanherstellung, Biogas, Biomethan, Akku, PV, Wind, Wasserkraft, 
  Erdgas, GuD
  Quelle: Hlusiak 2012 (1)
                          Vollkosten der Elektrizität (€/MWh)
           als Funktion des Anteils an erneuerbarer Energie (%)
                     bei verschiedenen Gas- und CO2-Preisen

  Strichlierungen (rechts oben): Gaspreise
  Farben (rechts unten): CO2-Preise
  Quelle: Hlusiak 2012 (1)


Kosten des Hauptszenarios
Das Hauptszenario ist mit einem Gaspreis von 5 Cent/kWh (thermisch) gerechnet, sowie mit CO2-Kosten von Null.
Auf der Graphik links oben erkennt man, dass bei unter 50 % EE die eingesetzten regenerativen Energiequellen -Wasser, Wind, PV in dieser Reihenfolge wie oben schon beschrieben - zu einer Senkung der Kosten führen (die dezentrale Installation von PV/Akku ist nicht abgebildet). Zwischen 60 und 70 % EE sorgt die überproportional erforderliche Installation von Windkraft und PV zusammen mit dem beginnenden Einsatz von Speichern zu einer zunehmenden Kostensteigerung.

Kostensensitivität bezüglich der fossilen Brennstoffe
In der Graphik rechts oben kann man ablesen:
- Verdoppelte Gaskosten von 10 Cent/kWh (100 €/kWh, oberste Kurve grau gestrichelt) verschieben das Kostenminimum zu etwa 80 % EE, während eine ungefähre Halbierung des Gaspreises von 2,2 Cent/kWh (unterste Kurve schwarz gestrichelt) das Miminum verschwinden lässt: Fossile Energien werden stets kostengünstiger.
-  Eine effektive Verpreisung des CO2-Ausstoßes, z. B. über Zertifikate, führt entsprechend zu einer Begünstigung der erneuerbaren Energien. Ein CO2-Preis von 75 €/t entspricht etwa 1,8 Cent/kWh Gaspreiserhöhung.
-
Die letzten 20 % EE sind stets mit (relativen) Mehrkosten verbunden.

Interpretation

  • Natürlich lebt diese Modellierung von den eingesetzten Kosten und Preisen. Diese können jedoch bei Bedarf korrigiert oder aktualisiert werden, sobald genauere Daten bekannt sind.
  • Das Modell erfasst nicht die mögliche Nutzung von Abwärme, die dessen Kosten senken würden.
  • Das Modell erfasst nicht die Stromnetze und die reale Konkurrenz auch durch (günstiger zu betreibende) Kohlekraftwerke, die dessen Kosten erhöhen würden.
     



Literatur:
(1) M. Hlusiak, Ch. Breyer, "Integrating End-User and Grid Focused Batteries and Long-Term Power-to-Gas Storage for Reaching a 100 % Renewable Energy Supply", Proceedings of the 7th International Renewable Energy Storage Conference, 12-14th November 2012, Berlin, Germany (Preprint)