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Die Energiewende in Deutschland aus Sicht des

Energiekonzerns Vattenfall

12. Umweltsymposium

Ralf Kirsch, Vattenfall / Short Term Asset Optimisation Central Europe

16.04.2013

1 | AOC | TE-SEP


Agenda :

2 | AOC | TE-SEP

Confidentiality - 16.04.2013

Aktuelle Situation zur Energieerzeugung in Deutschland

Marktprozesse

Regenerative und konventionelle Stromerzeugung

Netzstabilität

Chancen, Lösungsansätze in der Energiewende und das Fazit


1. Aktuelle Situation zur Energieerzeugung in Deutschland

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„Politischer Background“

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Confidentiality - 16.04.2013

„Energiewende“ ( ab 2010) , wird vorrangig mit dem Ausstieg aus der

Kernkraft in Verbindung gebracht.

In Europa entscheidet jeder Mitgliedstaat selbst, welche Erzeugungs-

Technologie zur Anwendung kommt.

(Deutschland ist ein Teil des europäischen Strombinnenmarktes)

In Diskussion steht „Heute“ eine ambitionierte Steigerung in der

Energieeffizienz, der Ausbau der Erneuerbaren Energie und der Stromnetze.

Die Notwendigkeit der konventionellen Technik für eine

stabile Versorgungssicherheit und für die Netzstabilität wird nicht

wahrgenommen.


Das „Problem, die Aufgaben und Chancen der Energieversorgung

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Versorgungssicherheit

Transport Verteilsysteme

Nachhaltigkeit

Technologien in der

Energieumwandlung

Wirtschaftlichkeit

Einflüsse:

- politische Ziele und gesetzliche Grundlagen

- physikalischen Wirkungen

(Erzeugung, Transport, Verteilung)

- Gebrauchseigenschaften der Erzeugungsanlagen

- Vorrangstellungen einzelner Technologien

- Anforderungen durch die Verbraucher

- u.a.


Rechtliche Rahmenbedingungen in der Stromversorgung

„Erneuerbare Energien Gesetz“ (EEG)

• Vorrangige Einspeisung erneuerbarer Energien:

- § 8 (1) S. 1 EEG :

• „Netzbetreiber sind […] verpflichtet, den gesamten angebotenen Strom aus

Erneuerbaren Energien und aus Grubengas unverzüglich vorrangig abzunehmen, zu

übertragen und zu verteilen.“

• Ausnahme: § 11 EnWG: Einspeisemanagment – Ferngesteuerte Abregelung von

KWK-Anlagen bei Netzüberlastungen zur Gewährleistung der Systemsicherheit,

Vermeidung von Netzengpässen und Gewährleistung der vorrangigen Einspeisung

erneuerbarer Energien i.w.S.

• Ausbau der erneuerbaren Energien gemäß den Zielen der Bundesregierung

- § 1 (2) EEG: Anteil an der Stromversorgung auf mindestens…

- 35 Prozent spätestens bis zum Jahr 2020,

- 50 Prozent spätestens bis zum Jahr 2030,

- 65 Prozent spätestens bis zum Jahr 2040 und

- 80 Prozent spätestens bis zum Jahr 2050

Anteil der erneuerbaren Energien am Bruttostromverbrauch im Jahr 2012 < 20 %

-(Quelle: Statistisches Bundesamt, Zahlen & Fakten im Wirtschaftsbereich Energie – Erzeugung)

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Rechtliche Rahmenbedingungen in der Stromversorgung

§13 (1) EnWG (Redispatch, Revisionen/ Verschiebungen)

• § 13 (1) EnWG:

„Sofern die Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems in der

jeweiligen Regelzone gefährdet oder gestört ist, sind Betreiber von Übertragungsnetzen

berechtigt und verpflichtet, die Gefährdung oder Störung durch

- netzbezogene Maßnahmen, insbesondere durch Netzschaltungen, und

- marktbezogene Maßnahmen, wie insbesondere den Einsatz von Regelenergie,

vertraglich vereinbarte abschaltbare und zuschaltbare Lasten, Information über

Engpässe und Management von Engpässen sowie Mobilisierung zusätzlicher Reserven

zu beseitigen.“

• §13 (1) EnWG:

Betroffene Anlagen: alle > 50 MW mit einer Spannung ab 110kV

Betreiber der Anlagen können auf Anforderung des Netzbetreibers verpflichtet werden die

Wirkleistungs- und Blindleistungseinspeisung anzupassen.

Auch von Eingriffen betroffen:

- Anlagen, die zum Abrufzeitpunkt nicht einspeisen und erst betriebsbereit gemacht

werden müssen (wenn dies technisch möglich ist)

- Geplante Stillstände sowie Revisionen können zur Erfüllung der Anforderung

verschoben werden

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Rahmenbedingungen in der Koordinierung von Revisionen zum Erhalt der

Netzstabilität

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Prozess zur Abstimmung und Verschiebung von Revisionen von Anlagen

gem. § 13 Abs. 1a S.1 EnWG

Vorjahr des Jahres der Revision (Revisionsjahr – 1)

Revisionsjahr

bis 31.07. 01.08.. – 31.08.. 01.09.. – 30.11. ab 01.12..

Phase 1

Anmeldephase

(nicht

vergütungsfähig)

Stichtagsbezogene

gleichrangige

Anmeldungen der

Betreiber beim ÜNB,

Vorlaufzeit beliebig.

Iterative Abstimmungshandlungen

.

Phase 2a

Phase 2b

Planungsphase Abstimmungs-

ÜNB

phase ÜNB/KWB

(nicht

zur Klärung von

vergütungsrelevant) Terminkonflikten

ÜNB prüft die

(nicht

angemeldeten

Zeiträume der

Revisionen hinsichtlich

ihrer Auswirkungen auf

die Netz- und

Systemstabilität.

vergütungsrelevant)

Abstimmung

/Optimierung der

Termine, ggf.

alternative

Revisionstermine.

Phase 3

Realisierungsphase

(veranlassergerecht

vergütungsrelevant)

Ggf. Anweisung durch

ÜNB, Termine gelten

als geklärt und

verbindlich,

Durchführung der

Revisionen.

Hinweis: z.Z. in Abstimmung zwischen KW- Betreiber und TSO

als „Eckpunktepapier“


Energieversorgung aus EEG- Anlagen/ Windkraft

Zubau Windkraft Deutschland 1990-2012

Quelle: DEWI-Bericht „Wind Energy Use in Germany Status 31.12.2012“

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Installierte Leistung Windkraft 2012

(regionale Verteilung Deutschland)


Energieversorgung aus EEG- Anlagen / PV

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2. Marktprozesse

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Strompreisentstehung

Vom Grundsatz :

12 | AOC | TE-SEP

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über die Nachfrage regelt sich der Preis der Energieprodukte!

Wirkarbeit,

Systemdienstleistungen (Primär, Sekundär und Minute)

Blindarbeit/ Spannungshaltung

die Preisindikatoren im Strommarktes Markt ergebe sich aus:

- der vorhandenen Erzeugungsstruktur

(Kosten für den Brennstoff und fixe Bestandteile)

- Verfügbarkeit der Erzeugungskapazitäten

- Technologie, Effektivität

- Regulatorische Maßnahmen (z.B. Förderungen)


Strompreisentstehung / Beeinflussungsfaktoren

€ / MWh

13 | AOC | TE-SEP

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Demandgrenze

Angebot

Nachfrage

Leistung (t)

Beeinflussung

Faktoren die den Strompreis bestimmen :

Energienachfrage

Basisnachfrage

(Woche / WE)

Energieangebot

KW - Verfügbarkeit

Instandhaltug,

Störungen

In- / Export

(Kapazitäten, Preise)

Licht / Bewölkung

Rohstoffpreise

Andere Kosten

(z.B. CO2)

Regelenergie,

Netzsituation

Nachrichten Chart Analysen

Temperaturen

(Heizung, Kühlung)

Sommer- /Winterbetrieb,

Restriktionen

Pegelstände

(Speicher, Flüsse)

Wind & Solar

Energie

Fundamentale Faktoren (Beeinflussung Angebot und

Nachfrage)

Psychologie


Kraftwerkseinsatz, nach „Merit-Order“-Kurve Strommarkt und zur

Gewährleistung der Netzstabilität

Erzeuger: Anlageneinsatzplanung,

KW mit Einsatzkosten

x €/MWh meldet Verfügbarkeit

Produktionsaufgabe

Kraftwerk

Physik

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Einsatzkosten

[€/MWh]

Vermarktung nach „Merit-Order“-Kurve,

Anlageneinsatz nach Preis

EEG (Wind, Solar,

Biomasse, )

Vorrangeinspeisung

Braunkohle

Kernkraft

(in Deutschland bis 2022)

Wasser

Markt

Kapazität [MW]

Regelenergie

Steinkohle

Gas

Demandgrenze

Öl

Regelleistungsplanung,

nach Börse.

Fahrplan / Produktionsaufgabe

Marktteilnehmer informieren

an den Übertragungsnetzbetreiber

(DayAhead - Prozess)

Prüfung / Netzstabilität


3. Regenerative und konventionelle Stromerzeugung

15 | AOC | TE-SEP


Stromproduktion Germany 2012 (EEG & Konventionell)

Erzeugung Konventionell:

max. ca. 70 GW (am 02.02.12)

Erzeugung aus EE:

Wind max. 24,1 GW (am 03.01.12)

Solar max. 22,4 GW (am 25.05.12)

Sonstige* ~ 11 GW

Bedarf Deutschland ²

40 – 80 GW

16 | AOC | TE-SEP

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EEG Anlagen könnten den Energiebedarf zeitweise komplett decken, aber nicht vollständig.

Zum Ausgleich der diskontinuierlichen Produktion von Wind, Solar müssen regelfähige

konventionelle Erzeugungsanlagen vorhanden sein. .

Das Speichervolumen ist in Germany nicht ausreichend zum Ausgleich von

Versorgungsengpässen von EEG.

*Wasserkraft, Biomasse, Klär- & Deponiegas

Woche 1, 02. bis 08. Januar 2012

Quelle: Fraunhofer ISE; „Stromerzeugung aus Solar- und Windenergie im Jahr 2012“

•(² Abhängigkeit zur Jahreszeit: Sommer bis 60 GW, Winter bis zu 80 GW,

Quelle: IWR Internationales Wirtschaftsforum Regenerative Energien)


Prozentualer Ausnutzungsrad Erzeugung zur installierten Leistung

Deutschland (EEG & Konventionell für die Jahre 2010 bis 2012)

Nutzungsgrad [%]

100

90

80

70

60

50

40

30

20

10

0

73 69 68

Braunkohle

75

17 | AOC | TE-SEP

97

Kernenergie

89

Confidentiality - 16.04.2013

42

Steinkohle

43 46

42

Erdgas

39

34

20 21 19

16 19 17

16 12 19 23 19 22

Mineralölprodukte

Erneuerbare Energieträger

Wasserkraft

Windkraft

68

Biomasse

71

77

8

Photovoltaik

9

10

63

Hausmüll(biogener Anteil)

50

Übrige Energieträger

63 51

2010

2011

2012


Wirkung der EEG- Anlagen im Energiesystem im Vergleich 2011 und bei

einem Zubau bis 2020 auf ca. 45 GW

MW

MW

2000

1500

1000

500

0

-500

-1000

-1500

-2000

2000

1500

1000

500

0

-500

-1000

-1500

-2000

18 | AOC | TE-SEP

Confidentiality - 16.04.2013

Schwankungsbreite von

2500 MW innerhalb

einer Stunde

2011 und 2020 - 1.Halbjahr

2011 und 2020 - 2. Halbjahr

Verstärkte Anhäufung von

Schwankungen mit einer Breite

von durchschnittlich 1700 MW

+ 1500 MW innerhalb von

15 min

Die Volatilitäten/ Erzeugungsschwankungen steigen auf „Hübe“ von ca + 1500 MW und – 2000 MW.

Diese Hübe müssen konventionelle Anlagen (Kohle/ Gas/ Speicher (PSW) ausgleichen.

2020

2011

2020

2011

- 1950

MW


Nettowirkungsgrad [%]

Aufgabe: Erhöhung der Flexibilität in der konventionelle Erzeugung

Beispiel : Flexibilität in der „Verfahrbarkeit“ von Grundlast (Durchschnitt 2012)

43

42

41

40

39

38

37

36

35

34

33

250 300 350 400 450 500 550 600 650 700 750 800 850 900

= optimaler Arbeitspunkt

= durchschnittlicher Arbeitspunkt

19 | AOC | TE-SEP

Confidentiality - 16.04.2013

34 MW

32 MW

Wirkleistung netto [MW]

JAEN BOX III BOX IV KSP LIPD

Grundlastanlagen müssen die Volatilität der EEG ausgleichen, mit der

Konsequenz das ihr „Optimum“ nicht mehr genutzt werden kann.

Die Regenerative Erzeugung erfordert „Flexibilitäten“ in der

konventionellen Erzeugung.

20

14 MW

53 MW


4. Netzstabilität

20 | AOC | TE-SEP


Verteilung von Stromverbrauch und Erzeugung aus Erneuerbaren Energien

in Deutschland

In Westdeutschland (Ruhrgebiet und Rheinland) und zum Teil in Süddeutschland sehr hoher Stromverbrauch.

Geringe Last im (Nord-) Osten Deutschlands.

Verbraucher und Erzeugungsanlagen (konventionelle Anlagen, EEG Anlagen) sind nicht in Verbrauchsnähe

Strom muss entsprechend in verbrauchsstarke Gebiete transportiert werden.

Windeinspeisung

überwiegend im

Norden Deutschlands

Quelle: dena- Verteilnetzstudie, Ausbau- und

Innovationsbedarf der Stromverteilnetze in Deutschland

bis 2030, dena Dezember 2012

21 | AOC | TE-SEP

Confidentiality - 16.04.2013

Quelle: dena- Verteilnetzstudie, Ausbau- und

Innovationsbedarf der Stromverteilnetze in

Deutschland bis 2030, dena Dezember 2012

Solareinspeisung

überwiegend im

Süden Deutschlands


Zusammenwirken der „Regenerativen Energieerzeugung und

konventioneller Erzeugung“

22 | AOC | TE-SEP

Confidentiality - 16.04.2013

Gegenwärtig kommt es vermehrt zu Energetisches Ungleichgewicht

aus der Erzeugung, durch den Transport und aus dem Verbrauch.

mit den Betriebsanforderungen an die konventionelle Technik:

Reduzierung von Wirkarbeit (in Zeiten hoher EEG- Einspeisung) mit:

- Einschränkung der Volllaststunden bzw. Verlagerung des AP in

Richtung des technologischen Produktionsminimum (Pmin).

- Höhere Dynamik in der Verlagerung der Arbeitspunkten zwischen

Pmin, Pmax.

Höhere Gradienten in den Regelabforderungen insbesondere in den

Tageszeiten der iB. und aB. von Solar.


Aktueller Status des Netzausbaus aus dem Energieleitungsausbaugesetz

23 | AOC | TE-SEP

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Ende 2012

fertig gestellt

2017

2018

Kann vorläufig nicht

gebaut werden,

Genehmigung wurde

angegriffen

• Verzögerung auf den gekennzeichnete Strecken

Geplanter Ausbau: 1.834 km

Realisiert : 214 km ( ca. 12 %)

•Zögerlicher Ausbau der Stromtrassen kann das Problem

EEG bedingter netzkritischer Situationen verschärfen

• geplanter Ausbau in darauffolgenden Jahren kann

ähnlich zögerlich verlaufen:

• 2013: 141 km 2014: 145 km

• 2015: 155 km 2016: 273 km

• 2017: 688 km 2018: 183 km

Bei stagnierendem Netzausbau und

zeitgleichem EE-Ausbau muss sich die

Flexibilitäten der konventionellen

Kraftwerke erhöhen !!!


Beitrag der konventionellen Kraftwerke zur Gewährleistung der

Netzsicherheit

GWh

2.500

2.000

1.500

1.000

500

0

989

24 | AOC | TE-SEP

1.073

Confidentiality - 16.04.2013

2.450

Jahresverteilung netzbedingter Einsenkungen in der Grundlast LIGNITE

2011:

an 319 Tagen werden ca. 320 MW im

Durchschnitt zur Netzstabilität eingesetzt.

612

Σ 2009 Σ 2010 Σ 2011 01 /

2012

291

02 /

2012

172

03 /

2012

80

04 /

2012

Verfügbarkeit EEG

43

05 /

2012

83 85

06 /

2012

Jahre / Monate

07 /

2012

17

08 /

2012

2011:

an 240Tagen werden ca. 320 MW im

Durchschnitt zur Netzstabilität eingesetzt.

37

138

129

²: inkl. KW Rostock bis

Verkauf aus VE-Portfolio

149

1.836

09/2012 10/2012 11/2012 12/2012 Σ 2012


5. Chancen, Lösungsansätze in der Energiewende und das Fazit

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System- und Standortbezogene Flexibilisierungsoptionen im Zuge der

Energiewende

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Optionen

Nutzung des Spektrum und der Flexibilität des

vorhandenen Kraftwerksparks.

Positionierung der Kraftwerksklasse

nach den Gebrauchseigenschaften.

Integration von EEG- und Kleinanlagen mit der

konventionellen Technik.

Außerbetriebnahme, Reduzierung von

Standortrestriktionen (zur Absenkung von Pmin).

Höhere Verfahrbarkeit

Technologische Anpassungen

Ausgestaltung

Einsatz über ein Intelligente Systemsteuerung.

Verlagerung der Regelaufgaben auf Anlagen

die das am besten können.

Erhöhung der Flexibilität durch Ausnutzung

des technologischen Energiemix.

schnelle Reduzierung der

Einspeiseleistung temporär, Vermeidung von

Einschränkungen am Standort.

Verbesserung Lastgradient zwischen dem

technischen Minimum (P min) und der

Nennleistung (P max ) .

Verbesserung der Gebrauchseigenschaften der

Kraftwerkstechnik und Ausbau Speicher.


Flexibilisierung der Anlagentechnik im Energiemix

Konventionelle Anlagen Hydro

Pmax aktuell

Leistung [MW]

Pmin current

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Arbeitspunkt

Confidentiality - 16.04.2013

Pmin neu

Laständerungsgeschwindigkeit

Laständerungsgeschwindigkeit

neu

Leistung

(Turbinenbetrieb)

Leistung

(Pumpbetrieb)

- Flexibilisierung der konventiunellen Technik (Reduktion Pmin)

EEG

- Verbesserung in den Regelungskomponenten (höhere Lastgradienten + Regelband)

-Geschlossene Steuerung der Erzeugungsanlagen( z.B. thermisch/hydraulisch) und von

EEG. Anlagen

[MW]

Leistung [MW]

Pmax l

Arbeitspunkt

Pmin

• Windkraft

• Solar u.a.


Gesamtoptimierung

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Zentrales Steuerungssystem Vattenfall

29 | AOC | TE-SEP

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Erhöhung der Regelfähigkeit (Pprim), Batterie & Lignite (KW LIPD)

Batterie

Adlershof, Bsp.: positiv

P = 1MW

Regelfähigkeit im Bereich

von [ms], unter +- 10 mHz

KW Lippendorf

(BL S)

30 | AOC | TE-SEP

Confidentiality - 16.04.2013

1 MW

38,9 MW

-39,4 MW

40 MW

-40,5 MW


[MW]

1,5

1,0

0,5

-0,5

-1,0

-1,5

Beispiel: Fahrweise Batterie am 14.03.2013 (Frequenzeinbruch)

31 | AOC | TE-SEP

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Fahrweise Batterie Adlershof am 14.03.2013 (19:55 bis 20:15 Uhr)

0,0

50

19:55:00 20:00:00 20:05:00 20:10:00 20:15:00

Unempfindlichkeitsbereich

(negativ) = -10 mHz

Zeit [hh:mm:ss]

50,2

50,15

50,1

50,05

49,95

49,9

49,85

49,8

Pprim Soll

(k*∆f)

OG Pprim

UG Pprim

AP

Frequenz


Erhöhung der Regelfähigkeit (Psek) , BHKW & Lignite (KW LIPD)

BHKW Verbund:

(Berlin)

Waldstraße (600 kW),

Wendeschloßstraße (600 kW),

Blankenburger Str. (600 kW)

KW Lippendorf

(BL S)

32 | AOC | TE-SEP

Confidentiality - 16.04.2013

SekLstg IW SW [MW]

50

40

30

20

10

0

08:06:34 08:13:14 08:19:54 08:26:34 08:33:14 08:39:54 08:46:34 08:53:14 08:59:54 09:06:34

-10

-20

-30

-40

-50

1,8 MW

Bl Reg Netzregler SekWirkLstgIW

34 MW 33 MW

34 MW 33 MW

5 min 5 min 5 min 5 min

Zeit [hh:mm:ss]


Fazit: was bedeutet die „Energiewende“

33 | AOC | TE-SEP

Confidentiality - 16.04.2013

Konventionelle Anlagen müssen sich im Energiemix zukünftige mit

„anderen, verbesserten“ Gebrauchseigenschaften positionieren.

Steuerung und Betrieb der konventionellen Technik gegenüber EEG wird

verstärkt durch Systemrelevante KW zur Spannungshaltung, Frequenz u.a.

bestimmt.

Die Energieversorgung, ohne eine Intelligente Steuerung,

zur Nutzung aller Flexibilitäten der Technologien wird nicht mehr funktionieren.

Der Ausbau der EEG ohne die Berücksichtigung von Marktmechanismen kann

mit dem bisherigen Förderungsmechanismen in eine „Sackgasse“ führen.


Herzlichen Dank für Ihre Aufmerksamkeit!

34 | AOC | TE-SEP

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