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4 | 2014

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Energiespeicher Bild 1

Energiespeicher Bild 1 Netto-Stromerzeugung nach Kraftwerkstyp, Netto-Pumparbeit und mittlerer Nutzungsgrad pro Monat (prozentuale Werte) [9]. der Anteil aus natürlichem Zufluss bei rund 7,2 % liegt. Zum Vergleich: Die durchschnittliche Bruttostromerzeugung in Deutschland lag im Zeitraum 2009 bis 2012 bei etwa 615 300 GWh/a [10]. Der durchschnittliche Nutzungsgrad 1 ) der Pumpspeicherkraftwerke im Betrachtungszeitraum beträgt rund 73 % und die durchschnittlichen Volllaststunden liegen bei etwa 1000 h/a. In Bild 1sind ergänzend zuTabelle 2 monatliche Daten zur Stromerzeugung und zum Strombezug der deutschen Pumpspeicher- und Speicherwasserkraftwerke für die Jahre 2011 und 2012 aufgeführt. Die analogen Werte für die Jahre 2009 und 2010 sind [11] zu entnehmen. Anhand der Daten zur Stromerzeugung und zur Pumparbeit wird ersichtlich, dass der Speichereinsatz jahreszeitlichen Schwankungen unterliegt. Inden Wintermonaten (insbesondere Dezember und Januar) ist der Speichereinsatz typischerweise größer als in den Sommermonaten. Die Monatswerte des Nutzungsgrades variieren aufgrund abweichender Betriebsstunden für Pump- und Turbinenbetrieb bzw. abweichender umgesetzter Wasservolumina in den Betriebsarten. Zusätzlich ist zu beachten, dass die Produktionsdaten für Speicherwasser- und Pumpspeicherkraftwerke mit natürlichem Zufluss auch natürlichen Einflüssen (Niederschlag, Verdunstung etc.) unterliegen. 1 )Der Nutzungsgrad ergibt sich durch Division der Netto-Stromerzeugung von Pumpspeichern ohne natürlichen Zufluss durch die Netto-Pumparbeit. Dieser Wert bezieht sich somit auf die umgesetzte Wassermenge im Betrachtungszeitraum, wobei Wassermengen aus natürlichen Zuflüssen nicht mit einbezogen werden. Energiewirtschaftliche Rahmenbedingungen Trend 2014 Um die wirtschaftlichen Rahmenbedingungen für Pumpspeicherkraftwerke wird seitens der Betreiber seit einigen Monaten eine intensive Debatte geführt, in der darauf verwiesen wird, dass die aktuelle Situation für Neubauprojekte aber auch für zahlreiche Bestandsanlagen sehr kritisch zubewerten ist [12 bis 16]. Sichtbar wird dies unter anderem an Projektverzögerungen und an der Diskussion um eine Stilllegung älterer und kleinerer Anlagen. Ein Beispiel ist das Pumpspeicherkraftwerk Rönkhausen (140 MW), für das aufgrund fehlender Wirtschaftlichkeit vom Betreiber Mark-E die Stilllegung bei der Bundesnetzagentur beantragt wurde [17]. Auch die Stilllegung des Kraftwerks Niederwartha (40 MW) wurde vom Betreiber Vattenfall bereits thematisiert [18]. Das traditionelle Geschäftsmodell von Pumpspeicherkraftwerken, Erlöse durch Arbitragehandel zu generieren, ist in den letzten Jahren erheblich unter Druck geraten. Das Prinzip des Arbitragehandels besteht darin, in Niedrigpreisphasen Strom einzukaufen und zu speichern und in Hochpreisphasen wieder bereitzustellen und zu verkaufen. Seit 2008 ist allerdings ein allgemeiner Rückgang des Börsenpreises für Strom als auch insbesondere ein Rückgang der Preisdifferenz zwischen Hoch- und Niedrigpreisphasen zu beobachten. Ein Grund hierfür liegt im starken Ausbau der Photovoltaik begründet, da die höchste Einspeisung aus PV-Anlagen zeitlich mit der erhöhten Stromnachfrage um die Mittagszeit zusammenfällt (peak-shaving-Effekt). Der Strompreispeak zur Mittagszeit wird durch diesen Effekt erheblich reduziert und ist teilweise kaum noch vorhanden [19]. Insgesamt haben sich die Tage mit größeren Preisdifferenzen (hauptsächlich bei niedriger PV-Einspeisung) deutlich reduziert, so dass die Erlöse aus diesem Geschäftsfeld rückläufig sind. Dies hat teilweise dazu geführt, dass die Einsatzzeiten am Strommarkt zurückgegangen sind. Ein Beispiel ist das Pumpspeicherkraftwerk Hohenwarte 2(320 MW), bei dem der Einsatz am Strommarkt von et- Zukünftig wird die Bedeutung von Energiespeichern im Rahmen der Energiewende deutlich zunehmen. In der aktuellen Situation spiegelt sich dies allerdings nur eingeschränkt wieder. Insbesondere die energiewirtschaftlichen Rahmenbedingungen für Pumpspeicherkraftwerke sind derzeit kritisch zu bewerten. Dies betrifft sowohl Bestandsanlagen, für die ein wirtschaftlicher Anlagenbetrieb zunehmend schwierig wird, als auch Neubauprojekte, wo Planungen bereits teilweise wieder eingestellt bzw. Investitionsentscheidungen verschoben wurden. Um langfristige Planungssicherheit zu schaffen, sind kurzfristig ein Marktdesign und regulatorische Rahmenbedingungen zuentwickeln, die Anreize für die Bereitstellung von Flexibilität auf der Erzeuger- und der Verbraucherseite bieten und damit einen wirtschaftlichen Betrieb, auch von neuen großtechnischen Speichern, ermöglichen. Anders stellt sich die Situation für dezentrale Batteriespeicher in Kombination mit Photovoltaikanlagen dar. Durch steigende Strompreise und sinkende Einspeisevergütungen besteht ein zunehmender Anreiz, den Eigenverbrauch aus Photovoltaikanlagen zuerhöhen. Entsprechende Batteriesysteme sind von zahlreichen Anbietern kommerziell verfügbar, und die Installationszahlen liegen aktuell imvierstelligen Bereich. Die derzeit noch hohen Batteriekosten behindern allerdings eine noch dynamischere Marktentwicklung. Die Installation von Batteriesystemen zur Eigenverbrauchserhöhung wird auch durch Förderprogramme unterstützt, mit dem Ziel, eine breitere Markteinführung zu erreichen und Kostendegressionen zu erschließen. 44 BWK Bd. 66 (2014) Nr. 4

Energiespeicher wa 200 GWh im Jahr 2004 auf unter wodurch sich die Regelfähigkeit der Anlagen 20 GWh imJahr 2012 auf ein Zehntel zurückging deutlich erhöht hat [22]. Das [12]. Die genannten Entwicklungen Pumpspeicherkraftwerk Wendefurth führen dazu, dass der klassische (80 MW) wird aktuell ebenfalls moderni- Tag-Nacht-Betrieb mit festen Leistungsscheiben siert, mit dem Ziel, die Flexibilität und zunehmend abgelöst wird die Regelfähigkeit der Anlage zuverbessiert, durch einen flexibleren Anlageneinsatz sern. Die Arbeiten sollen imApril 2014 auch indeutlich kürzeren Zeiträumen. abgeschlossen sein [23]. Neben dem Einsatz im Arbitragehandel Pumpspeicherkraftwerke weisen werden PSW auch zur Erbringung durch den zunehmenden Einsatz für die von Netzdienstleistungen wie der Spannungshaltung Bereitstellung von Systemdienstleistun- des Netzes (Phasenschiegen und durch die veränderten Bedin- berbetrieb), der Bereitstellung von Regelleistung (Sekundärregelleistung (SRL) und Minutenreserveleistung (MRL)) sowie der Bereitstellung von Schwarzstartkapazität eingesetzt. Durch die zunehmende volatile Einspeisung nimmt der Bedarf dieser Netzdienstleistungen tendenziell zu [20]. Für die Betreiber von Pumpspeicherkraftwerken hat die Bereitstellung von Systemdienstleistungen in den letzten Jahren an Bedeutung gewonnen. Insbesondere die Teilnahme amRegelleistungsmarkt und die Bereitstellung von Blindleistung können einen wichtigen Deckungsbeitrag für den Kraftwerksbetrieb liefern. Zu beachten ist allerdings, dass der Regelleistungsmarkt nur ein begrenztes Volumen aufweist (Aktuell rund ±2000 MW SRL und ±2700 MW MRL) und der zunehmende Wettbewerb und eine steigende Anbieteranzahl auch hier zu sinkenden Preisen geführt haben [21]. Insbesondere für ältere und kleinere Anlagen besteht eine schwierige wirtschaftliche Situation, da diese teilweise nicht über die nötige Flexibilität verfügen, um zusätzliche Erlöse zum Beispiel durch Teilnahme am Regelenergiemarkt zu Marine Engines &Systems Power Plants Turbomachinery After Sales generieren. Um die Flexibilität auch älterer Pumpspeicher zu erhöhen, wurden in den letzten Jahren verstärkt Modernisierungsmaßnahmen unter anderem anden Kraftwerken Reisach (99 MW) und Tanzmühle (28 MW) von GDF Suez durchgeführt. Die Kraftwerke wurden in 2012 für den Betrieb im hydraulischen Kurzschluss umgerüstet, gungen im Strommarkt heute wesentlich höhere Betriebsstundenzahlen und häufigere Betriebswechsel auf, die zu einem höheren Verschleiß von Kraftwerkskomponenten und einem höheren Instandhaltungsaufwand führen [24]. In den letzten Jahren sind auch die Netzentgelte gestiegen, die Betreiber von Bestandsanlagen für den Bezug von Pumpstrom entrichten müssen. Sie sind in der Regelzone von 50Hertz am höchsten (Bild 2). Hieraus ergeben sich inAb- Machen Sie Ihren Strom doch selbst Ökologisch und ökonomisch. Mit der MARC ® -Baureihe bietet MAN Diesel & Turbo wirtschaftliche Dampfturbinen für die CO2-neutrale Strom- und Wärmeerzeugung aus hochwertigen Naturbrennstoffen. Das MARC ® -Konzept (Modular Arrangement Concept) erlaubt dabei eine besonders platzsparende Aufstellung der Anlage. Mit weit mehr als 100 installierten Dampfturbinensätzen in Biomassekraftwerken (1,8 bis 26,6 MW) sind wir ein führender Hersteller in Europa. Kein Wunder, dass unsere Dampfturbinen auch in puncto Betriebssicherheit, Effizienz und Verfügbarkeit weit vorne liegen. Für verlässliche und umweltfreundliche Energie zu jeder Zeit. Erfahren Sie mehr auf www.mandieselturbo.com BWK Bd. 66 (2014) Nr. 4

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