Rolle und Bedeutung der Stromspeicher bei hohen Anteilen erneuerbarer Energien in Deutschland : Speichersimulation und Betriebsoptimierung

Abstract

Der Anteil der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien am Bruttostromverbrauch ist zwischen den Jahren 2000 und 2011 von 6,8 % auf über 20 % gestiegen. Zukünftig wird dieser Anteil weiter zunehmen. Ein Großteil der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien ist durch erhebliche Fluktuationen, die nur in begrenztem Umfang planbar sind, charakterisiert. Das Elektrizitätssystem Deutschlands steht daher vor der Herausforderung, immer höhere Anteile der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien aufzunehmen und trotz abnehmender Kapazitäten des konventionellen Kraftwerkparks die Versorgungssicherheit zu gewährleisten. Einen Beitrag zur Integration hoher Anteile erneuerbarer Energien an der Stromerzeugung und zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit können Speicher liefern. Das Ziel dieser Arbeit besteht darin, die Rolle und Bedeutung von Stromspeichern zur Integration hoher Anteile erneuerbarer Energien in das Elektrizitätssystem Deutschlands zu analysieren und zu bewerten. Hierfür wurde der Speicherbetrieb adiabater Druckluftspeicher, diabater Druckluftspeicher und mobiler Batteriespeicher (in Elektrofahrzeugen) mit Hilfe eines technischen Modells simuliert und anhand einer technisch-ökonomischen Analyse dem Referenzsystem „Pumpspeicher“ gegenübergestellt. Wesentliche Charakteristika wurden anschließend in ein Optimierungsmodell der Einsatzplanung des Elektrizitätssystems Deutschlands (Joint-Market-Model) übernommen, um die Auswirkungen des Speichereinsatzes zur Integration hoher Anteile erneuerbarer Energien auf die Systemkosten und den Speicherbetrieb zu analysieren. Es wurden anhand verschiedener Szenarien die Anteile erneuerbarer Energien von 50 %, 80 % und 100 % am Bruttostromverbrauch untersucht. Die Ergebnisse zeigen, dass eine vollständige Integration hoher Anteile der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien nur mit einem erheblichen Ausbau an Speichern realisiert werden kann. Für einen Anteil von 50 % erneuerbarer Energien an der Elektrizitätsnachfrage in Deutschland wurde ein Bedarf an Speicherleistung von 27 GW und an Speicherkapazität von 245 GWh ermittelt. Zur Integration eines Anteils von 80 % erneuerbaren Energien sind eine Speicherleistung von 78 GW und eine Speicherkapazität von 6,3 TWh erforderlich. Für 100 % erneuerbare Energien werden Speicher mit einer signifikant höheren Speicherleistung von 139 GW und einer Speicherkapazität von 83 TWh benötigt. Dies geht mit einem erheblichen Kapitalaufwand einher. Bei einem Verzicht auf eine vollständige Integration der erneuerbaren Energien, einem „Curtailment“, kann die Stromeinspeisung aus Windenergie- und Photovoltaikanlagen reduziert werden, falls dies zu geringeren Systembetriebskosten führt. Hierdurch verringert sich der Speicherbedarf erheblich. Der Anteil der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien, der aus ökonomischen Gründen nicht aufgenommen wird, ist dabei kleiner als 1 %. Für einen Anteil von 50 % erneuerbarer Energien wird bei gleichbleibender Speicherkapazität eine Speicherleistung von knapp 11 GW (statt 27 GW) benötigt. Bei einem Anteil von 80 % erneuerbarer Energien kann die Speicherleistung von 78 GW auf 66 GW und die Speicherkapazität von 6,3 TWh auf 5,4 TWh verringert werden. Für 100 % erneuerbare Energien liegt der Speicherbedarf bei 106 GW (statt 136 GW) Speicherleistung und 57 TWh (statt 83 TWh) Speicherkapazität. Das „Curtailment" führt somit in allen Szenarien zu einer Reduktion der Systemkosten.

The share of renewable electricity generation of gross electricity consumption in Germany increased from 6.8 % to about 20 % during the years of 2000 and 2011. This share will increase even more in the future. The greater part of the renewable electricity generation is characterized by significant fluctuations, which can only be planned to a limited extent. Hence, the electricity system in Germany faces the challenge to integrate an increasing amount of fluctuating renewable electricity generation. Additionally the system stability needs to be ensured, despite a decreasing capacity in conventional power plants. One option to support the integration of large amounts of renewable electricity generation and to enhance system stability is the deployment of storage technologies. The aim of this research was to analyze the role of storage technologies to integrate high shares of renewable electricity generation into the electricity system of Germany. To achieve this aim, adiabatic compressed air energy storage, diabatic compressed air energy storage and mobile battery storage systems were simulated and compared with a pumped hydro storage as the reference storage system. Key characteristics of these storage systems were modeled within a fundamental stochastic unit commitment model of the German power markets (Joint-Market-Model) in order to analyze the effect of the implementation of these storage systems on the overall cost of the electricity system. Additionally, the operation of the storages in an electricity system with high shares of renewable energy was evaluated. The results show that the integration of large shares of renewable electricity generation into the grid can only be achieved with a substantial implementation of storage systems. To integrate 50 % of renewable energy, a storage power of 27 GW and storage capacity of 245 GWh is needed. For a renewable energy share of 80 %, a storage power of 78 GW and a storage capacity of 6.3 TWh are necessary. A 100 % renewable energy share requires a storage power of 139 GW and a storage capacity of 83 TWh. This also requires a significant capital expenditure. One option to reduce the overall system costs without compromising the system stability is to allow “curtailment” of wind and solar power. Curtailment is hereby only used, if it leads to lower operating costs of the system. For 50 % share of renewable energy the storage power can be reduced from 27 GW to almost 11 GW at constant storage capacity. The required storage capacity is reduced from 6.3 TWh to 5.4 TWh and the storage power from 78 GW to 66 GW for a share of 80 % of renewable energy. For a share of 100\% of renewable energy, the requirement of storage capacity is reduced from 83 TWh to 57 TWh and of storage power from 139 GW to 106 GW. In all assessments, where curtailment is allowed, the system costs are reduced. With this procedure only a minor share of renewable electricity generation (<1 %) is hereby not integrated into the grid. Furthermore, in this research the effects of different charging strategies of electric vehicles are analyzed. An uncontrolled charging, where the electric vehicles are charged at the instant they are connected to the grid is compared with a controlled charging (Vehicle-to-grid, V2G), where the time of charging can be delayed due to economic reasons until the starting time of the next trip. However, the controlled charging strategy of electric vehicles was found to have very little positive effect on the system costs. In a year with low wind and solar supply (reduced wind and solar supply by 15 %), the system stability is not given for a share of renewable electricity generation of 80 % and 100 %. To ensure the system stability for very high shares of renewable electricity generation, the power plant portfolio needs to be determined based on a load curve with yearly low wind and solar supply.