Langfristige Energieszenarien auf Basis von …Günther Brauner, TU Wien Langfristige...

Günther Brauner, TU Wien

Langfristige Energieszenarien auf Basis von

regenerativen Potenzialen und Kosten

15. Symposium Energieinnovationen:„Neue Energie für unser bewegtes Europa“

14. – 16. Februar 2018TU Graz, Österreich

ForschungszentrumEnergie und Umwelt

Die Energiewende

Elektrizität ersetzt fossile Energie und bringt Effizienz

Fragen der Zukunft:

• Erneuerbare Energie: zentral vs. dezentral?

• Netzausbau vs. Erzeugungscharakteristik: Wer so soll sich an wen anpassen?

• zentrale Pumpspeicher vs. dezentrale Batteriespeicher?

• Leistbarkeit für Alle: Anschubfinanzierung & Contracting

• Langfriststrategien für Energiedienstleister, Energiepolitik Industrie und Energieforschung

P1 Energieinnov. 2018-02-14 Brauner 2/39

Paradigmen Wechsel

• Die Energiewende stellt einen längerfristigen Evolutionsprozess dar, der nur bedingt zu prognostizieren ist. Wegen des hohen Kapitalbedarfs ist die Änderungsrate nur 1 %/a = viel Zeit für neue Strategien.

• Das Energie-System aus Erzeugung, Infrastruktur und Endenergiebedarf muss gesamtheitlich optimiert werden nach wirtschaftlichen und umweltrelevanten Standards.

• Förderungsmodelle werden durch Marktmodelle ersetzt, geförderte Einspeisetarife durch Anschubfinanzierung.

• Erneuerbare Erzeugungstechnologie hat vorwiegend Fixkosten und nahezu keine variablen Kosten. Überproduktion führt daher zu niedrigen Marktpreisen.

Dies wird dezentrale Contracting-Modelle fördern.


Robuste Langfriststrategien der Erneuerbaren

Energien: REWUS

• Renewable: fossile Energie wird durch nachhaltige Elektrizität ersetzt

• Effizienz: Endenergiebedarf wird an das verfügbare Potenzial angepaßt

• Wirtschaftlich: wirtschaftliche EE, Infrastruktur und Endenergie = Energiewende für Alle

• Umwelt: umweltfreundliche Energie-Infrastruktur

• Sicherheit: Versorgungssicherheit– geringe Abhängigkeit von fossilen Energien

– dezentrale regenerative Energiezellen

– Speicherung

– Fossile Backup-Versorgung


Das erneuerbare Potenzial ist zukünftig die Grenze

Point of return to renewable energy

Renewable Initiative

Renewable Potential

„point of return to renewable“

fossil

Zeit

renewable

EnergiebedarfEnergie

Effizienz

Initiative


Erneuerbares Potenzial und Effizienzbedarf in

Industrieländern


0% 20% 40% 60% 80% 100%

Japan

Germany

France

Austria

Sweden

Russian Federation

EE-Potenzial und Effizienz

Electrizitätheute erneuerbares

Potenzial Primär-EnergieBedarfheute

EE Effizienz

TechnologieNutzer

Anteil der Elektrizität heute

Erneuerbares Potenzial und Effizienzbedarf in

IndustrieländernStaat: Energie-Steuereinnahmen fossil sinken

daher hohe Stromsteuern auf EE: Strompreis steigt

>> Contracting EE und Effizienz möglich


0% 20% 40% 60% 80% 100%

Japan

Germany

France

Austria

Sweden

Russian Federation

EE-Potenzial und Effizienz

Electrizitätheute erneuerbares

Potenzial Primär-EnergieBedarfheute

EE Effizienz

TechnologieNutzer

Hydro-Potenzialanalyse Österreich

Zeitreihen von 30 Jahren (1976 – 2006)Räumliche Potenziale in GWh/a/km (super4microgrid)

TU Wien, Univ.-Prof. Dr. G. Blöschl, Inst. Für Wasserbau und Ingenieurhydrologie

8P1 Energieinnov. 2018-02-14 Brauner

GWh/a/km

Wind-Flächenpotenziale in ÖsterreichZeitreihen von 15 Jahren

10 % dieser Windpotenzialfläche kann genutzt werden,

entspricht 1000 km² bzw. 1,2 % der Fläche Österreichs

ZAMG: J. Hiebl, C. Springer, TU Wien: C. Groiß, M. Boxleitner



Photovoltaik-Potenzialflächen in Österreichdavon Beschränkung auf Gebäudeflächen:

Dachflächen 139 km² = 26,4 TWh/a, Fassaden 52 km² = 6,8 TWh/a

Dach: 950 kWh/kW Fassade: 650 kWh/kW

ZAMG: J. Hiebl, C. Springer, TU Wien: C. Groiß, M. Boxleitner

Erneuerbares Energie Potenzial in Österreich

P1 Energieinnov. 2018-02-14 Brauner

Renewable Potenzial 2050 Entwicklung bis

2050

GW TWh/a h/a GW TWh/a

Photovoltaik

am Gebäude

31 30 970 15 15

Wind

onshore

4-

10

8-

20

2.000 4 8

Biomasse 5 20 4.000 4 16

Hydropower 8 42 5.300 8 42

Summe 48-

54

100-

112

~2.000 31 81

11/39

Erforderliche Effizienz-Verbesserung bis 2050


Jahr

Szenario Österreich Primär-

Energie

Bedarf

Effizienz

Verbesse-

rung

TWh/a

2014 Primärenergiebedarf heute 320 0 %

2050 Mittlere erneuerbare

Entwicklung

81 -75 %

2050 Potenzialprognose heute 100 -69 %

2050 mit 10 GW Wind 112 -65 %

Österreich: Elektrizitätsbedarf ~65 TWh/a, EE-Potenzial: 112 TWh/a (1:2)EU-27 prim. Energie in 2010: 20 500 TWh/a; Ziel 2050: 4 000 TWh/a (-75 %)

12/39

Energiebedarf nach Sektor und Anwendungsart(Reduktionspotential für ausgewählte Anwendungsarten)


Werte in % Anteil Sektor des Endenergiebedarfs

Anwendungsart %

Industrie GHD Haushalt Verkehr

mechanische

Energie

43,4/20 6,6 4,2 2,6 30/10

Heizwärme 26,1/5 2,3 5,8/0,5 17,9/2 0,1

Prozesswärme 23,1/15 18,8/10 2,9 1,4 0,0

Warmwasser 5,0 0,3 1,5 3,2 0,0

Beleuchtung 2,4/2 0,5 1,3 0,5 0,1

Summe 100,0/42 28,5 15,7 25,6 30,2

13/39

Installierte EE Leistungen in AT je EW in 2050für alle Sektoren: Industrie, GHD, Haushalt, Verkehr

Je Person 5.000 kWh/a Elektrizität im Haushalt

für allgemeinen Elektrizitätsbedarf, Wärmepumpe & E-Mobil

Gesamtbedarf AT: 120 TWh/a, davon 40 TWh/a für Haushalte


0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

4,0

Hydro Wind PV Bio

installierte Leistung in kW je Einwohner in AT

Installationsleistungen für gleiche

Jahresenergie

1,00 1,231,78

2,29

4,00

8,00

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

inst

allie

rte

Le

istu

ng

für

gle

ich

e

Jah

rese

ne

rgie

Installierte Leistung für gleiche Jahresenergie

kWh/kW 8000 6500 4500 3500 2000 1000


Netz-kapazität

Quelle: Brauner, G.: Energiesysteme: regenerativ und dezentral. Springer 2016

Adäquater Netzausbau stellt größtes

Akzeptanzproblem dar

• Netzausbau findet geringe Akzeptanz

• EU-Supergrid mit 1 MV ist in dichtbesiedelter EU kaum möglich (Daran ist DESERTEC gescheitert)

• Windintegration benötigt verstärktes 380 kV-Netz

• PV im Verteilungsnetz benötigt dezentrale Versorgungskonzepte


Netz-Integration der EE

300 MVA

300 MVA

40MVA

40MVA

40MVA

40MVA

20 GVA

0,3MVA

0,3MVA

0,3MVA

0,3MVA

Windenergie:Zentrales Konzept

0,63 MVA

40 MVA

2x300 MVA

Europe

Photovoltaik:Dezentrales Konzept

Low Voltage Distribution Grid

Transmission Grid

17/84Quelle: Brauner, G.: Energiesysteme: regenerativ und dezentral. Springer 2016

Netzintegration von Windenergieanlagen

Dezentrales Konzept:

• Energiezellen mit Vorbilanzierung von Erzeugung

• Winderzeugung nah an Verbrauchsschwerpunkten

• Geringe Netzreichweite

• Gesamtkosten-Optimum: Erzeugung & Netz


Das Flächengesetz der dezentralen Windenergie

19



Flächengesetz der dezentralen Windenergie

Modell• Wind-Erzeugungsfläche mit Radius rW und

Erzeugungsdichte in MW/km²

• Lastfläche mit Radius rL und Lastdichte in MW/km²

• max. Transportreichweite der Windleistung ohne Speicher bei max. Windleistung und minimaler Last.

• Netz n-1-Sicherheit wird wie bisher zu Integration von Windenergieanlagen genutzt.

• Bei Netzengpässen werden die Netze verstärkt.

• Die Netztarif richten sich nach der jährlichen Nutzungsstundenzahl der installierten Leistung.


Windenergie der Zukunft: große Rotoren - kleine Generatoren3.000 Volllaststunden im Binnenland

21

0,0

0,2

0,4

0,6

0,8

1,0

1,2

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000

P /

Pn

Stunden

Onshore

Offshore

Onshore Pg / Pr < 0,7

Schwachwindanlage

weniger Leistung = weniger Netz

mehr Energie = weniger Speicher



Specific parameters of wind converters

22

Dimension Standard Wind

conv. design

Low wind

conv. design

Low wind

new design

rotor power kW 3.000 8.000 8.000

generator power kW 3.000 3.000 3.000

hub heigth m 100 135 135

main investments €/kWel 1.000 2.300 1.000

additional investments

grid connection €/kWel 120 120 120

fundament €/kWel 55 140 55

infrastructure provision €/kWel 33 40 33

planning €/kWel 40 60 40

miscellaneous €/kWel 50 50 50

Sum additional investm. €/kWel 287 410 287

O & M / total invest. p.u. 0,03 0,03 0,03

interest rate % 3,0 3,0 3,0

service life a 20 20 20

full load hours kWh/kW h/a 2.000 3.000 3.000

total generating costs €/kWh 0,0446 0,0625 0,0297



Development of total generation cost of wind

converter and grid

23

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1

Erz

eu

gun

gsp

reis

in c

t/k

Wh

incl

. N

etz

Relativer Anteil der Windenergie

Standard

hohe Rotorleistung

hohe Rotorl. & new design

PR = PG = 3 MW

PR = 8 MW PG = 3 MW

PR = 8 MW PG = 3 MW new design

conv. wind 2.000 kWh/kWincl. grid costs

conv. low wind 3.000 kWh/kWincl. grid costs

Low wind 3.000 kWh/kW new designincl. grid costs 2050

break even point

Low wind conv. designLow wind new design

portion of wind energy

genera

ting

costs

incl. g

rid

in c

t/kW

h



Energie-Aktives Gebäude mit Elektromobilität (SMA/smart)

24CESBP 2013 Brauner TU Wien

Haus-Batterie24

G2V – V2GElektro-

Auto

Netz

G2V: Grid to VehicleV2G: Vehicle to Grid

Kli:En: ADRES 70% Wind, 30 % PV

Wärme-Pumpe

Paradigmenwechsel PV

Neue Voraussetzungen• PV nur noch in Gebäude integriert (Umweltschutz, Bauordnung)• Keine Förderung (Marktmodell)

Strategie• PV-Eigentum beim Endanwender• PV mit Speicherbatterie• Begrenzung der PV-Leistung auf lokalen Bedarf• Keine Netzüberlastungen, daher keine Netzverstärkung• Erzeugungsrisiko trägt Endanwender• Verteilungs-EVU: dezentral und digital

– Aggregator: Energiehandel mit festen Handelsmargen – Netzdienstleister: Residualausgleich zu Vollkosten– Contractor: Contracting für Installation, Betrieb und Wartung– Händler: Automatische Handelssysteme (Micro-Bilanzgruppe)– Treuhänder (Netz): Programmierung, Wartung, Abrechnung mit

automatischen Handelssystemen


Paradigmenwechsel PV ist dezentrale Lastminderungstechnologie

• PV ist zukünftig keine zentral genutzte Erzeugungstechnologie sondern eine dezentrale Lastminderungstechnologie

• Verteil-EVU konvertiert vom Erzeuger zum Contractor, Aggregator, Netzdienstleister, Finanzdienstleister

• EVU verliert im privaten Endkundenbereich bis zu 50% des Elektrizitätsabsatzes

• EVU gewinnt im Endkundenbereich etwa 100% durch Wärmepumpe (P2H) und Elektromobilität

• EVU müssen parallel zur PV-Installation in diesen neuen Segmenten aktiv werden.


PV-Contracting


0,00

0,05

0,10

0,15

0,20

0,25

0,30

0,35

0,40

2015 2020 2030 2040 2050

Eige

ne

rze

ugu

ngs

pre

is in

€/k

Wh Li-Ion 2 kWh

PV 2 kW Strompreis AT

Abschreibungs-Kosten

Gewinnmarge des Contractors

Contracting-Tarif

Gewinnmarge des Contractingnehmers

Steuer Eigenerzeugungi = 3 %

PV €/kW 1.300 1.100 900 700 500Lebensdauer a 20 25 30 30 30Batterie €/kWh 600 500 300 200 100Lebensdauer 8 9 10 12 15

StrompreisDE

PV-Aggregator und Trader

mit automatischem Bilanzgruppen-Handel


Niederspannungs-netz

PV-Module

BatterieUmrichter undBatterielader

Tarif, Zählung

<< Tarif Zählung >>

Tarif, Zählung

Gebäude-Abrechnungssystem

Pp

PN

PVi

HH1 i n

SM

SM

SMSM SM

Retail Markt:dezentral unddigital


SpeicherKaprun: Limberg II

Pumpspeicher

2 x 80 Mio. m3

75.000 MWh

Pumpe/Turbine 2x240MW

Pump-/ Turbinenbetrieb

150 Stunden

entspricht 3 Mio.

Haushaltsbatterien je 25 kWh

AT hat 3 Mio. Haushalte

376 m


Pumpspeicher AT: Leistungs-Zeit DiagrammKli:En: „Super-4-Microgrid – Regenerative Energieversorgung im Klimawandel“

Leistungs-Zeit-Dauerlinie der Speicher und Pumpspeicher

~7 TWh~0,14TWh

Zeit in Stunden

Le

istu

ng

in

MW

Summe in MWPumpspeicher: Turbinen in MWPumpspeicher ::Pumpen in MW

Energieinhalt = Leistung * Zeit


Voll regeneratives Österreich 2050

geordnete Jahresdifferenz Erzeugung und Last 2050S4MG: Klima- und Energiefonds, Österreich, 2012

31

6.5 GWh/a = 7% der Jahreserzeugung

Hundertfache heutige Speicherkapazität erforderlich

Pumpspeicher

Alle Speicher

hour of year


Effizienz von Speichertechnologien


-200

-150

-100

-50

0

50

100

150

200

250

300

350

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000

Leis

tun

g i

n G

W

Ökomethan

H2

Pumpsp. / Batterie

ohne Speicher

Jahres-Überschuss (1,2)

Jahres-Unterdeckung (1,0)

Wirkungs-grad80 %

45 %35 %


Wirtschaftlichkeit von Speichertechnologien

Pumpspeicher

• Investment in €/kW

• 85 – 95%: Damm, Triebwasserkanal, Kaverne, Maschinenausrüstung, Netzanbindung

• 5 – 15 %: Speicher, Bodenverdichtung und Abdichtung

• Nutzungsdauer Bauwerke > 100 a, Nutzungsdauer Maschinen und Elektroinstallationen ~ 50 a

Batteriespeicher

• Investment in €/kWh

• 80 – 90 %: Batterie

• 10 – 20 %: Leistungselektronik, Netzanbindung

• Lebensdauer Batterie und Elektronik (Li-Ion): 6 – 15 a


Pumpspeicher vs. BatterieInvestitionskosten je kWh

PHS: i=2%, n=30a; LiIon: I=3%, n=10a.


0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

5 10 20 50

Sp

eic

he

rko

ste

n i

n €

/k

Wh

Speicherkapazität in Stunden

500 €/kW

1.000 €/kW

1.500 €/kW

2.000 €/kW

Li-Ion 2050

Li-Ion 2030

Li-Ion 2020

Langfriststrategien

Zentrale Energiesysteme als Erzeuger und sicherheitsverantwortlicher Backup-Versorger:

• Wasserkraft, Windenergie & int. Austausch = Zentral

• Schwachwindanlagen beteiligen sich an Netzausbaukosten durch einmalige leistungsorientierte Zahlung

• Vereinfachte UVP bei Umstellung von 220 auf 380kV

• Internationale Übertragungsleitungen sparen Netzdienstleistungen

• Systemrelevante (thermische) KW und Pumpspeicher zu Vollkosten

• Energieintensive Industrie wird mit regenerativer Überschusselektrizität versorgt


Langfriststrategien

dezentrale und digitale Energiesysteme:

• Bauordnung für Nullenergiegebäude

• PV-Kredite bei hoher Eigennutzung > 70 %

• Energie-Contracting und Micro-Trading

• Regulierung für Micro-Bilanzgruppen

• Energiedienstleister als Contractor, Aggregator, Netzdienstleister

• E-Mobility & Wärmepumpen fördern


Langfriststrategien

Digitalisierung

• Automatisierte Stromhandelssysteme (Retail)

• Variable Energietarife

• Flexible Lasten für fluktuierende EE

• Energieeffizienz durch Home- und Building Automation

• Metering zur Bewusstseinsbildung beim Endenergie-Nutzer


Danke für Ihre Aufmerksamkeit !

em. Univ.-Prof. Dr. Günther Brauner

TU Wien, Institut für Energiesysteme und Elektrische Antriebe

Gusshausstrasse 25/370-1, 1040 Wien

Tel.: +43 1 58801 37001

e-mail: [email protected]


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