Forschung für unsere Zukunft

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#834674

Wasserkraft als Energiespeicher

Im Rahmen dieser Studie wurde mit dem hochauflösenden Simulationsmodell (HiREPS) des
österreichischen und deutschen Stromsystems untersucht, wie sich bei einem steigenden
Erneuerbaren-Anteil in der Stromerzeugung bis 2030 und 2050 der Stromspeicherbedarf entwickelt.
Darauf aufbauend wurden die verschiedenen Stromspeichertechnologien mittels einer Analyse der
Ökobilanzen und mit Hilfe einer volks- und betriebswirtschaftlichen Kosten-Nutzen-Analyse bewertet.
Da das deutsche Stromsystem und zunehmend auch die deutsche Photovoltaik-Einspeisung die
Wirtschaftlichkeit der österreichischen Speichertechnologien bestimmen, wird eine Simulation des
österreichischen und deutschen Stromsystems durchgeführt. Kosten und Nutzen beim Einsatz
elektrischer Speicher wurden verschiedenen alternativen Optionen zur verbesserten Integration von
erneuerbaren Energien gegenübergestellt. Darüber hinaus wurden die technischen Möglichkeiten und
der Bedarf an dezentralen Speichern im Verteilnetz untersucht.


Das HiREPS-Modell wurde verwendet, um mittels stündlicher Kraftwerkseinsatzsimulation für
verschiedene Szenarien 2030 und 2050 den wirtschaftlichen Pumpspeicherbedarf und die Konkurrenz
und Synergien mit alternativen Optionen der Flexibilisierung von Angebot und Nachfrage vom Strom
zu analysieren: der Nutzung vom Strom im Wärmesystem, der Erzeugung von synthetischem Erdgas,
adiabate Druckluftspeicher, industrielles Lastmanagement und gesteuertes Laden von Elektro -PKW.
Beim Modell HiREPS handelt es sich um ein Optimierungsmodell der Investitionen und des
Anlagenbetriebs des österreichischen und deutschen Strom- und Wärmesystems, der Elektromobilität
und des industriellen Lastmanagements in stündlicher Auflösung. Es beinhaltet eine sehr detaillierte
Modellierung aller konventionellen und zukünftig als vielversprechend geltenden Technologien in
diesen Sektoren. Die Auswirkungen von Stromnetzlimitierungen wurden in diesem Projekt nur
vereinfachend abgebildet und sind eine wichtige Fragestellung für die Zukunft. Die Kosten für die
Steuerung der dezentralen flexiblen Optionen wie Nutzung vom Strom im Wärmesystem und
gesteuertes Laden von Elektro–PKW wurden nicht berücksichtigt, da keine Daten dazu vorlagen.


Die Ergebnisse des Forschungsprojektes zeigen, dass starke CO2 -Emissionsreduktionen in der
Strom- und Wärmeerzeugung technisch und ökonomisch bei moderaten Kosten machbar sind. Dabei
ist die Speicherung von Strom nicht, wie oft geglaubt, eine große noch ungelöste Frage, sondern das
Ermöglichen von Speicherausbau führt in den simulierten Szenarien zu einer Reduktion der
Stromgestehungskosten um 3 – 4 %. Bei Überschüssen der Erneuerbaren-Erzeugung muss diese
abgeregelt werden und bei fehlender Wind- und Solarstromerzeugung können effiziente Gas- und
Dampfkraftwerke die Residuallast mit relativ geringen CO2-Emissionen decken. Ein hoher
Pumpspeicherausbaubedarf wird in den Szenarien erst für nach 2030 simuliert unter der Annahme
einer starken Reduktion der CO2-Emissionen. Die Bandbreite des simulierten Pumpspeicherausbaus
liegt bei 5 GW bis 30 GW für die 2050-Szenarien. Wenn Pumpspeicher in verschiedenen Szenarien
mit der Nutzung von Strom im Wärmesektor (Power to Heat) und dem gesteuerten Laden der
Elektroautos im Wettbewerb stehen, reduziert sich der simulierte ökonomische Pumpspeicherausbau.
Erzeugung von synthetischem Erdgas (Power to Gas) und adiabate Druckluftspeicher werden nur im
Szenario I mit den stärksten CO2 Emissionsreduktionen ( -90% CO2 Emissionen in den Sektoren
Strom, Wärme und PKW-Verkehr im Vergleich zu 2010) wirtschaftlich. In den simulierten 2050-
Szenarien gab es verschiedene längere Perioden mit niedrigen Strompreisen, zwischen 15 bis 59
Tagen Dauer. Für diese Perioden wurde eine maximale zwischenspeicherte Pumpstrommenge aller
Pumpspeicher im Bereich 1400 bis 2100 GWh(an Stromrückspeisung ins Netz) simuliert. Für reine
Pumpspeicher mit einem neu zu bauenden Asphaltbecken als oberer Speichersee und mit einem
Fluss als unterem Becken liegen die optimalen Verlagerungsdauern zwischen 27 Stunden (bei einem
Wind-dominierten Stromsystem) und 7 Stunden (bei verstärktem PV-Ausbau). Ein im Vergleich zu
Windenergie verstärkter PV-Ausbau führt, durch die regelmäßigen Solarstrom-Einspeisemaxima zu
Mittag zu einem hohen wirtschaftlichen Pumpspeicherausbau. Die Bedeutung der Nutzung von Strom
im Wärmesektor und von Elektromobilität ist weniger durch die erzielbaren Einsparungen im
Stromsystem gegeben als durch die Dekarbonisierung der Sektoren Wärme und PKW-Verkehr.


Die quantitative Bewertung der Umweltwirkungen (Emissionen, Energiebedarf) von stationären
Großspeichern mittels Lebenszyklusanalyse zeigte, dass die Herkunft des gespeicherten Stroms von
wesentlicher Bedeutung für die Umweltwirkungen des Gesamtsystems ist. Daraus ergibt sich auch,
dass der Speichernutzungsgrad ein wichtiger Einflussfaktor auf die Umweltwirkungen eines
elektrischen Energiespeichers ist. Der Aufwand für die Speicherherstellung darf für elektrische
Energiespeichertechnologien, die Strom aus erneuerbaren Energieträgern speichern, nicht
vernachlässigt werden. Die Ergebnisse zeigen dies speziell für adiabate Druckluftspeicher, NaSBatterien,
Redox-Flow-Batterien und Li-Ionen-Batterien für die Umweltwirkungen
Treibhausgasemissionen, Versauerung und bodennahe Ozonbildung. Die qualitative Bewertung zur
Ressourcenverfügbarkeit mit einem Fokus auf kritische Rohstoffe ergab, dass in Pumpspeichern,
adiabaten Druckluftspeichern, Li-Ionen-Batterien, Redox-Flow-Batterien, Wasserstoff als Speicher und
erneuerbares Methan als Speicher kritische und potentiell-kritische Rohstoffe zum Einsatz kommen
können.


Dezentrale Speichersysteme für die Integration erneuerbarer Energien können vor allem in der
Mittelspannung eingesetzt werden. Diese Systeme sind in der Regel elektrochemische
Speichersysteme. Zentrale Speichersystem hingegen sind in der Regel Pumpspeichersysteme und
werden für Marktpartizipation und globale Regelungsaufgaben eingesetzt. Netzsimulationen wurden in
zwei Mittelspannungsnetzen durchgeführt, um die Wirksamkeit von verschiedenen
Regelungsmaßnahmen zur Erhöhung der Aufnahmefähigkeit von dezentralen Erzeugern in
Verteilnetzen zu ermitteln. Maßnahmen unabhängig von der Erzeugungsanlage sind Netzausbau,
Fernregelung und Laststufenregler. Maßnahmen an der Erzeugungsanlage sind
Wirkleistungsbegrenzung, Speicher, kombinierte Regelung und Blindleistungsregelung. Passende
technische Lösungen hängen dabei von der lokalen Netzkonfiguration ab bzw. zeigen Kombination
von einzelnen Maßnahmen gut Ergebnisse bei der Steigerung der Aufnahmekapazität von
dezentralen Erzeugern.

Aus gesamtwirtschaftlicher Sicht ergibt sich, dass eine Erweiterung der Speicherleistung eines
bestehenden Pumpspeicherkraftwerkes (PSKW) durch eine unterirdische Kraftwerkserweiterung die
makroökonomisch vorteilhafteste Variante darstellt. Nach Ausschöpfung der Potentiale von
Pumpspeichern stellen Wärmepumpen eine volkswirtschaftlich interessante Möglichkeit dar, verstärkt
als Technologie zur Senkung von Stromüberschüssen genutzt zu werden. Druckluftspeicherkraftwerke
sind aufgrund der eingeschränkten geologischen Möglichkeiten in Österreich und der relativ hohen
Speicherkosten volkswirtschaftlich nicht vorteilhaft. Dies gilt derzeit ebenso für P2G in Österreich,
obwohl weitere technologische Entwicklungen und geänderte rechtliche Rahmenbedingungen diese
Technologie attraktivieren können. Batterien werden auch in Zukunft bei nicht-stationärer Versorgung,
Notstromversorgung sowie Versorgung von Insellagen ihre Berechtigung haben, als Substitut
bestehender Speichertechnologien sind sie volkswirtschaftlich jedoch nicht vorteilhaft.

Steckbrief

Projektnummer
834674
Koordinator
Technische Universität Wien Institut für Energiesysteme und Elektrische Antriebe
Projektleitung
Gerhard Totschnig, totschnig@eeg.tuwien.ac.at
Förderprogramm
Neue Energien 2020
Dauer
06.2012 - 09.2014
Budget
248.645 €