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.
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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
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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
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Erneuerbares Potenzial und Effizienzbedarf in
Industrieländern
P1 Energieinnov. 2018-02-14 Brauner 6/39
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
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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
9P1 Energieinnov. 2018-02-14 Brauner
10P1 Energieinnov. 2018-02-14 Brauner
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
P1 Energieinnov. 2018-02-14 Brauner
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 %)
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Energiebedarf nach Sektor und Anwendungsart(Reduktionspotential für ausgewählte Anwendungsarten)
P1 Energieinnov. 2018-02-14 Brauner
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
14P1 Energieinnov. 2018-02-14 Brauner
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
P1 Energieinnov. 2018-02-14 Brauner 15/39
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
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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
18P1 Energieinnov. 2018-02-14 Brauner
Das Flächengesetz der dezentralen Windenergie
19
Quelle: Brauner, G.: Energiesysteme: regenerativ und dezentral. Springer 2016
P1 Energieinnov. 2018-02-14 Brauner
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.
20P1 Energieinnov. 2018-02-14 Brauner
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
P1 Energieinnov. 2018-02-14 Brauner
Quelle: Brauner, G.: Energiesysteme: regenerativ und dezentral. Springer 2016
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
Quelle: Brauner, G.: Energiesysteme: regenerativ und dezentral. Springer 2016
P1 Energieinnov. 2018-02-14 Brauner
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
P1 Energieinnov. 2018-02-14 Brauner
Quelle: Brauner, G.: Energiesysteme: regenerativ und dezentral. Springer 2016
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
P1 Energieinnov. 2018-02-14 Brauner 25/39
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.
P1 Energieinnov. 2018-02-14 Brauner 26/39
PV-Contracting
P1 Energieinnov. 2018-02-14 Brauner 27/39
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
P1 Energieinnov. 2018-02-14 Brauner 28/39
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
Quelle: Brauner, G.: Energiesysteme: regenerativ und dezentral. Springer 2016
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
P1 Energieinnov. 2018-02-14 Brauner 29/39
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
P1 Energieinnov. 2018-02-14 Brauner 30/39
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
P1 Energieinnov. 2018-02-14 Brauner
Effizienz von Speichertechnologien
P1 Energieinnov. 2018-02-14 Brauner 32/39
-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 %
Quelle: Brauner, G.: Energiesysteme: regenerativ und dezentral. Springer 2016
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
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Pumpspeicher vs. BatterieInvestitionskosten je kWh
PHS: i=2%, n=30a; LiIon: I=3%, n=10a.
P1 Energieinnov. 2018-02-14 Brauner 34/39
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
P1 Energieinnov. 2018-02-14 Brauner 35/39
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
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Langfriststrategien
Digitalisierung
• Automatisierte Stromhandelssysteme (Retail)
• Variable Energietarife
• Flexible Lasten für fluktuierende EE
• Energieeffizienz durch Home- und Building Automation
• Metering zur Bewusstseinsbildung beim Endenergie-Nutzer
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em. Univ.-Prof. Dr. Günther Brauner
TU Wien, Institut für Energiesysteme und Elektrische Antriebe
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Tel.: +43 1 58801 37001
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