Anbindung an Skandinavien

  • Zitat von Ulenspiegel

    OK, Dänemark ist sehr klein, kann Deutschland und andere Nachbarn als Speicher missbrauchen und muss über hohen Windüberschuss nachdenken, da sehe ich nicht DIE Relevanz mit Deutschland. Wir müssen für deutsche Verhältnisse Lösungen finden.


    Dänemark ist das Experimentierlabor für die Energiewende. Der KWK-Ausbau wurde in den 80er Jahren konsequent angegangen, um nach den beiden Ölpreis-Schocks vom Heizöl loszukommen. Vor ein paar Jahren hat man da auch reine Gas- und Ölkesselheizungen verboten, wenn ich mich recht erinnere sind sie nur noch als Backup gestattet. Der Windenergieausbau kam dann erst in den 90er Jahren dazu, dann wurde auch die dezentrale KWK in kleineren Orten weiter ausgebaut. Es folgte die Flexibilisierung (keine starren Zeitschlitztarife mehr), Wärmespeicher gab es schon und als nächstes wurden die Energiedrehscheiben mit P2H-Anlagen erweitert. Der Kern der KWK-Anlagen lag bei einigen wenigen großen stadtnahe Heizkraftwerke auf Kohlebasis, ein Vielzahl von Dorf-BHKW-Nahwärmelösungen kam dazu, so dass bis zu 50% KWK-Strom erzeugt wurde. Die bestehende Wärmenetzinfrastruktur wurde nun mit P2H-Anlagen ergänzt, zum Teil auch mit Solarthermieanlagen. Die offizielle Statistik sagt für 2013 (vgl. ebenda, S. 11):

    Bruttostromerzeugung: 125 PJ (Netto 120 PJ)
    31 PJ ungekoppelte Erzeugung
    35 PJ zentrale KWK
    17 PJ dezentrale KWK
    40 PJ Windenergie
    2 PJ Photovoltaik






    Deutschland muss auch über hohen Windüberschuss nachdenken. In DK waren in 2013 neben 220 MW Solarthermie auch 373 MW P2H-Anlagen (Elektrokessel und Großwärmepumpen) installiert; bei 4,8 GW Wind, 4,8 GW Groß-KWK und 2,4 GW dezentraler KWK. Diese größeren "Windstromfackeln" lassen sich viel einfacher in den Strommarkt integrieren als eine Vielzahl von Kleinstverbrauchern, da die spezifischen Transaktionskosten hoch gehen, je kleiner die Anlage ist. Also hat es sich gelohnt, in den 90er Jahren mit dem Ausbau der dezentralen KWK incl. Nahwärmenetzen eine Infrastruktur aufzubauen, die jetzt zur Flexibilisierung genutzt werden kann. Dänemark kann sehr wohl als prinzipielles Vorbild dienen. Die installierte KWK-Leistung stört nicht, und wie man in 2013 gesehen hat, bekommt man 43% KWK mit 33% Wind unter einen Hut.


    Zitat von Ulenspiegel

    Der Wärmebedarf unter 100 °C muss in Deutschland langfristig durch Verbesserung des Gebäudebestands halbiert werden und die 50% dann über WP bereitgestellt werden, also ca. 1/8 des heitigen Primärenergiebedarfs wird als Strom benötigt (150 TWh maximal).


    Davon gehe ich aus, das das machbar ist. Ich nehme an, dass man den Wärmebedarf mit den Endenergiezahlen der AGEB approximieren kann (Stand 2013):


    Endenergieverbrauch Gewerbe, Handel, Dienstleistungen:
    Mineralöl 327 PJ, Erdgas 411 PJ
    Endenergieverbrauch Haushalte:
    Mineralöl 582 PJ, Erdgas 966 PJ
    =2286 PJ = 635 TWh
    (Industrie mal aussen vor gelassen, obwohl die auch Heizen müssen, wenn nicht die Abwärme die Werkhalle heizt)


    Runterdämmen von 200-250 kWh/m² auf etwa die Hälfte ~100 kWh/m² ergibt rund 300 TWh, davon die Hälfte von WP versorgen lassen wären 150 TWh_th, bei einem COP von 3 also 50 TWh zusätzlicher Heizstrombedarf. Bei Wärmepumpen mit COP von 4-5 wären es nur 30-40 TWh.


    Zitat von Ulenspiegel

    Bevor ich über KWK im großen Stil nachdenke, sollte erst einmal die Kosten und Perspektive besseren Netzausbaus diskutiert werden, Überschüsse können in Skandinavien eingelagert werden und bei Bedarf abgefragt werden, da brauche ich kein KWK.


    Netzausbau ist eine langfristige Investition in die Energieinfrastruktur, sowohl beim Wärmenetz wie dem Stromnetz. Die Überschüsse können so einfach nicht in Skandinavien eingelagert werden, weil Norwegen ca. 30 GW an installierter Leistung besitzt und zuerst die Leitungen dorthin gebaut werden müssen. Es gibt seit zig Jahren Pläne für zwei DE-NO HGÜ-Leitungen, die eine wurde wieder auf Eis gelegt, die andere soll gebaut werden und bis 2020 in Betrieb gehen. Mal schauen, wie lange das am Ende dauert. Das Speicherkabel nach Norwegen kostet rund 1000 €/kW, eine Flexoption in Form einer lokalen KWK-Anlage auch.


    Ausserdem wäre nicht nur Deutschland Kunde in NO, sondern auch DK, FI, SE und sonstige Nordseeanreiner. Will man die Leistung von 30 GW erhöhen, dann muss man nicht nur die Wasserkraftwerke upgraden (das wird auch in den Alpen geplant, siehe Lago Bianco) was ebenfalls Geld kostet. Zusätzlich müsste auch das NO-interne Übertragungsnetz ausgebaut werden, da es gar nicht darauf ausgelegt ist, an der Küste mehrere GW aufzunehmen und abzugeben. Das Übertragungsnetz wurde gebaut, um die Wasserkraftwerke mit den norwegischen Städten zu verbinden.


    Zitat von Ulenspiegel

    Und noch einmal. Es gibt zu diesem Themenkomplex sehr gute Veröffentlichungen, wir müssen nicht alle zwei Monate bei Null anfangen.


    Wenn du daraus zitieren willst, les ich gerne die von Dir referenzierten Stellen.


    Gruß,
    Gunnar

  • Norwegen: Norwegen hat sehr viel REGELBARE Leistung und einen Bedarf von mindestens 15GW , aber nur recht überschaubare Niederschläge (Energie). Deshalb ist der erste sinnvolle Schritt, diese Leistung untertags durch Importe (PV und Wind) zu ersetzen, nachts oder an Wochenenden kann die eingelagerte Energie zurückgeliefert werden. Also wären 15 GW Übertragungsleistung nach Norwegen das untere Minimum, was sinnvoll wäre. Erst danach muss man über mehr Pumpkapazität nachdenken. Also pro Jahr 0.5 GE Leitungszubau wären ausreichend. Da wird schon recht viel auch in Norwegen und Schweden angedacht.


    Alpenraum hat weniger regelbare Wasserkraft, auch haben wir dort mehr Konkurrenz dort, Kapazität sollte aber genutzt werden, hat aber langfristig nicht den Reiz von Skandinavien.


    Meine Werte für Heizenergie schließ Bedarf der Industrie für Gebäudeheizung und Anwendungen unter 100 °C ein. Man ist bei ca. 1000 TWh.

  • NorGer und NordLink sind deswegen verzögert, weil sie in D keine Lizenz bekommen haben. Die Norweger waren und sind daran interessiert - eben weil sie damit billig ihre SPeicher füllen können mit Überschusstrom (durch Abregeln von Turbinen) und dann Strom wieder teurer verkaufen können. Das macht die Stromversorgung für beide seiten sicherer. Die Norweger speichern in Zeiträumen von 3-6 Monaten, während wir für Zeiten bis ca. 1 woche Strom brauchen, und dann tendenziell wieder Überschüsse haben. Da nebenann auch noch Schweden liegt, ebenfalls mit bedeutenden saisonspeichern, kann man dort ohne wesentlichen Ausbau bis ca. 20GW Leistung abzapfen - zwar für alle Anreiner zusammen, aber durchaus eine spürbare Energiemenge für D. Ähnliches geht mit etlichen GW mit Schweiz und Österreich. Das stopft schon einen erheblichen teil der Residuallast. Es ist ein Baustein unter mehreren.
    Soweit ich weis ist die NorGer-Leitung nicht wirklich auf Eis sondern folgt NorLink nur im Zeitabstand. Wichtig ist, dass der Netzausbau kontinuierlich vorangeht, so wie von Ulenspiegel beschrieben. Im Gegensatz zu KWK hat die Leitung kaum laufende Kosten (Brennstoff), und zudem neigen solche bauwerke dazu billiger zu werden wenn man so etwas regelmässig baut (Skaleneffekte).

    Ich würde mein Geld auf die Sonne und die Solartechnik setzen. Was für eine Energiequelle! Ich hoffe, wir müssen nicht erst die Erschöpfung von Erdöl und Kohle abwarten, bevor wir das angehen.
    Thomas Alva Edison
    Trockenplatzdach 2,6kW zum Spielen :)

  • Zitat von Ulenspiegel

    Norwegen: Norwegen hat sehr viel REGELBARE Leistung und einen Bedarf von mindestens 15GW


    Bei einem Verbrauch von ~120 TWh sind 15 GW die Durchschnittslast. Im Winter liegt die Höchstlast aufgrund der weit verbreiteten Stromheizung weit darüber: 23 GW bei 9 GW Niedriglast im Sommer (Stand 2012)


    Zitat von Ulenspiegel

    Alpenraum hat weniger regelbare Wasserkraft, auch haben wir dort mehr Konkurrenz dort, Kapazität sollte aber genutzt werden, hat aber langfristig nicht den Reiz von Skandinavien.


    Das E/P-Verhältnis von AT und CH ist bei den Speicherwasserkraftwerken ~1000 h, in SE und NO sind dies um 3000 h. Deutsche Gasspeicher kommen auf etwa 2000 h.


    Gruß,
    Gunnar

  • Dann kann ich also ohne Probleme im Sommer PV grundlastfähig machen. :-)


    Da Norwegen und Schweden gerade nett WKAs zubauen, kann ich mir mit genügend Übertragungskapazität einige sinnvolle Modelle vorstellen.


    Die maximale Dunkelflaute ist in Deutschland ca. 10 Tage, also für 250 Stunden müßte Backup für den gesamten Bedarf geliefert werden, man wird sehen, welcher Anteil durch billige Gasturbinen, Notstromeinrichtungenetc. in Deutschland kommt, was importiert werden kann.

  • Zitat von Ulenspiegel

    Dann kann ich also ohne Probleme im Sommer PV grundlastfähig machen. :-)
    Da Norwegen und Schweden gerade nett WKAs zubauen, kann ich mir mit genügend Übertragungskapazität einige sinnvolle Modelle vorstellen.


    Welche denn? Das Speicherkabel nach NO kostet rund 1.000 €/kW. Zusätzlich wird man das Norwegische Netz verstärken müssen, um von den Anladepunkten an den Küsten den Strom zu den Verbrauchsschwerpunkten verteilen zu können, sofern das NorLink keine Einzelaktion bleiben wird - wovon ich ausgehe. Weiterhin kann man die aufnehmende Leistung verstärken, indem man Speicherwasserkraftwerke zu Pumpspeichern verstärkt (Zubau von Pumpen, Erhöhen der Turbinenleistung, Neubau von Druckstollen). Das ist auch nicht umsonst zu haben, und daher wird man das nicht für die Spitze auslegen, sondern eine Mindestauslastung ansetzen. Das war auch eine Regel in der klassischen Elektrizitätswirtschaft: Grundlastkraftwerke (Wasser, Braunkohle) werden bei den Energiequellen errichtet, aber die Spitzen werden dort abgedeckt, wo die Fluktuationen entstehen (Gaskraftwerke in der Nähe der Städte, welche Spitzenlast nötig haben)


    Zitat von Ulenspiegel

    Die maximale Dunkelflaute ist in Deutschland ca. 10 Tage, also für 250 Stunden müßte Backup für den gesamten Bedarf geliefert werden, man wird sehen, welcher Anteil durch billige Gasturbinen, Notstromeinrichtungen etc. in Deutschland kommt, was importiert werden kann.


    Der Begriff der Dunkelflaute bedeutet so gut wie keinen Ertrag von Solar- und Windenergieanlagen.

    Wie die grüne Linie (JDL der Summe von PV+Wind) zeigt, gibt es aber zuhauf Situationen, wo die Einspeisung aus EE nicht ausreicht, den Bedarf zu decken. Die Dunkelflaute in diesem Beispiel dauerte etwa einen Monat (Stunde 7600-8300) aber es gabe auch noch ein kürzere im Januar. Man darf nicht davon ausgehen, das eine Dunkelflaute nur einmal pro Jahr auftritt und die maximale Länge kann man heute auch nicht abschätzen. Schaut man sich die rote Linie der Restlast an, so gibt es über 4000h eine positive Restlast, bei 3000 h ist JDL bei etwa 25 GW und bei 2000 h etwa 35 GW und bei 1000 h etwa 45 GW. Wie gesagt, das ist ein grob gestricktes Szenario für 2050. Heute, in 2020 bzw. 2030 sieht die Welt noch ganz anders aus.


    CO2-Emissionen aus der Kohleverstromung in Deutschland, Oekoinstitut, 2014.


    "Denn aktuell sind die Preise für Emis-sionsberechtigungen im EU ETS zu niedrig, um einen Brennstoffwechsel zwischen Braunkohle, Steinkohle und Erdgas herbeizuführen. Dafür würden bei aktuellen Brennstoffpreisen CO2-Preise von über 40 € / t CO2 benötigt." (S. 3)
    160 TWh werden aus Braunkohle erzeugt (Abb. 1). Abbildung 3 zeigt die Alterstruktur der Braunkohlekraftwerke: ca 7 GW sind älter als 35 Jahre und werden in den nächsten Jahren auch altersbedingt stillgelegt werden bzw. in die Klimareserve verschoben werden. Aber 9 GW sind noch relativ jung (bis 20 Jahre), d.h. die werden auch noch in 15 Jahren laufen.


    Gruß,
    Gunnar

  • Nun, in der "Dunkelflaute " über 700h isind aber immer wieder auch Zeiten mit Überschüssen, im Mittel sind es um 20GW Last, entsprechend 14 tWh die dort noch fehlen. Entspicht in etwa anderen Szenarien die ohne Stromhandel über die Grenze zu benötigten Speicher grössen im Bereich 7-14 TWh kommen je nach Annahmen.
    Davon ab geht dan grenüberschreitender Austausch - da sind dann 10-15 GW kontinuierloich während Zeiten schwacher erzeuung schon viel, es wird aber noch mehr gehen, , sowie regelbare Biomasse die auch die Löcher zuschaufelt
    Danach bleibt nicht mehr viel für KWK übrig - nichts mit dem man wirtschaftlichen Betrieb fahren kann.

    Ich würde mein Geld auf die Sonne und die Solartechnik setzen. Was für eine Energiequelle! Ich hoffe, wir müssen nicht erst die Erschöpfung von Erdöl und Kohle abwarten, bevor wir das angehen.
    Thomas Alva Edison
    Trockenplatzdach 2,6kW zum Spielen :)

  • Zitat von hfrik

    Nun, in der "Dunkelflaute " über 700h sind aber immer wieder auch Zeiten mit Überschüssen, im Mittel sind es um 20GW Last, entsprechend 14 tWh die dort noch fehlen.


    Noch mal der Unterschied zum Szenario und Prognose. Die Graphik oben war eine Szenario-Rechnung mit den Daten von Prof Quaschning. Das ist also nur ein Beispiel. Andere Beispiele sehe weniger gravierend aus, andere haben mehr Worst Case Charakter. Üblicherweise legt man das elektrische Energieversorgungssystem auf eine Worst Case Betrachtung aus, sonst könnte man sich den ganzen Zirkus mit (mindestens) n-1-Sicherheit sparen, wenn man eine Versorungsunterbrechung als natürlichen Gang der Dinge aktzeptieren wollte.


    Zitat von hfrik

    Davon ab geht dan grenüberschreitender Austausch - da sind dann 10-15 GW kontinuierloich während Zeiten schwacher erzeuung schon viel, es wird aber noch mehr gehen,


    Noch mal was zum grenzüberschreitenden Austausch. Zum einen muss die Kuppelkapazität an der Grenze vorhanden sein und zum anderen braucht man freie Kapazitäten im Nachbarland. Während der Kältewelle im Februar 2012 hat Deutschland ein paar GW nach Frankreich geliefert, weil es zwar hierzulande schon recht knapp war, aber es in Frankreich noch enger aussah. BTW: Diesen Sommer wurden in Polen einige Industriebetriebe temporär runtergefahren, weil die Kraftwerke wegen Kühlwassermangels nicht genug liefern konnten, und das Polnische Übertragungsnetz nicht darauf ausgelegt ist, große Mengen vom Ausland aufzunehmen.


    Zitat von hfrik

    Danach bleibt nicht mehr viel für KWK übrig - nichts mit dem man wirtschaftlichen Betrieb fahren kann.


    Nur zu Nachfrage: Auf welchen Zeithorizont beziehst Du Dich mit dieser Aussage? Du solltest vermeiden, als Hans-Guck-in-die-Luft mit festen Blick auf die zweite Hälfte dieses Jahrhunderts über Dinge zu stolpern, die in den kommenden Jahren Dir zwischen die Füße kommen. Erzähl mir doch mal, warum wir 2 GW GT-Leistung in Süddeutschland installieren wollen, wenn man die gleiche Leistung auch noch irgendwo in Industriebetrieben und FW-versorgten Städten einbauen kann.


    Das hat aber weniger etwas mit der Skandinavien-Anbindung zu tun. Bei der Skandinavien-Fragen bitte ich darum, nicht zu vergessen, dass auch einige Speicherwasserkraftwerke in den Alpen zu beachten sind. Das sind zwar nicht die größten Potentiale, aber sie sind schon in der selben Synchronzone wie wir, und zumindest das tägliche Auf und Ab der PV können von AT + CH relativ einfach weil relativ nah dran ausgeglichen werden. Bevor diese Potentiale nicht gehoben werden und die Speicherwasserkraftwerke in Pumpspeicher umgewandelt werden, halte ich mich mit den Prognosen, wie schnell die Wasserkraft von NO+SE für Kontinentaleuropa genutzt werden können, etwas zurück.


    Gruß,
    Gunnar

  • Bezüglich Leitungsausbau - lies einmal die Planungen der EU und entsoe durch. Die sind öffentlich.
    Ebensogeht man natürlich von WOrst Case szenarien aus - für diese darf aber der generierte Strom für wenige Stunden alle paar Jahre sehr teuer werden. Das ist das was Dir PV-Berlin regelmässig auftischt. Es gibt keinen sinnvollen Business case für KWK in einem EE-Umfeld. Das fürt zu unnötigen Kosten denen kein entsprechender Nutzen entgegensteht.
    Bezüglich freier Kapazitäten im Nachbarland- wieman sieht waren die Kapazitäten da. ebenso ist das ein Grund, warum z.B. auch Oettinger die schwache Anbindung Spaniens als grosses Problem sieht. Dort sind etliche GW zusätzliche Kapazitäten anch Frankreich und England in Planung. Da dort zu besagter Zeit in 2012 ganz gut Wind war hätte Spaniern frankreich problemlos ebenso mit etlichen GW aushelfen können.
    Dass es in Polen knapp wurde obwohl D problemlos hätte einige GW liefern können, und mit Frankreich und SPanien zusammen noch viel mehr, wird den Polen hoffentlich aufzeigen, dass ihr NEtz dringend deutlich ausgebaut werden muss, damit so etwas nicht mehr passiert.
    Bezüglich SPeicher in CH und A - wichtig ist, dass das Ausbaupotential in Norwegen und Schweden vorhanden ist, wie stark es genutzt werden wird wird die Entwicklung in den nöchsten Jahren zeigen. Wichtig ist dass der Ausbau der EE kontinuierlich weitergeht. Unddass man die begrenzten Mittel nicht auf nicht relevanten Nebenkriegsschauplätzen verbrät.

    Ich würde mein Geld auf die Sonne und die Solartechnik setzen. Was für eine Energiequelle! Ich hoffe, wir müssen nicht erst die Erschöpfung von Erdöl und Kohle abwarten, bevor wir das angehen.
    Thomas Alva Edison
    Trockenplatzdach 2,6kW zum Spielen :)

  • Zum Veranschaulichen des gegenseitigen Nutzens von grenzüberschreitenden Verbindungen finde ich diese Grafik sehr schön: http://oi58.tinypic.com/29pqnv5.jpg
    Zeigt die Verbindung UK zu FR. Da geht es eigentlich nur in eine Richtung (und mancher in UK wettert gegen diese schlimme Abhängigkeit). Doch wenn es mal auf der anderen Seite knapp wird, kann UK doch aushelfen.