Economic Modeling of Compressed Air Energy Storage for Enhanced Grid Integration of Wind Power

 

Projektlaufzeit: 6/2008 - 10/2008

  Fülllevel des CAES-Systems für eine Betriebsoptimierung unter Berücksichtigung der Speichergrenze (Quelle: Latz und Madlener, 2009)

In diesem selbstfinanzierten Projekt modellieren wir, im Hinblick auf eine verbesserte Netzintegration von Windenergie, die wirtschaftliche Vorteilhaftigkeit von Druckluftspeichern (CAES – compressed air energy storage). Der Basisfall umfasst einen Windpark mit einer Nennleistung von 100 MW ohne irgendeine Form von Energiespeicher. In der Variante 1 wird ein zentrales CAES System mit einem 90 MW Kompressor und einer 180 MW Erzeugungseinheit hinzugefügt. Die verdichtete Luft wird in einer Kaverne gespeichert. Das CAES System wird unabhängig vom Windpark betrieben, so dass die Profite am Spot- und Regelenergiemarkt maximiert werden können. Die zweite Variante beschreibt ein integriertes, dezentrales CAES System, in dem jede Windenergieanlage zwar mit einem Kompressor, aber nicht mit einem eigenen Generator ausgestattet ist. Die Druckluft wird wiederum in einer Kaverne eingespeichert und mit Hilfe einer Turbine zur Stromerzeugung im Spitzenlastbereich und der Maßgabe der Profitmaximierung entspannt.

Die zunehmende Verbreitung der Windenergienutzung und die damit verbundene, gesteigerte Fluktuation eines ansteigenden Anteils der Energieerzeugung machen Maßnahmen für eine verbesserte Ausnutzung der vorhandenen Netzkapazität notwendig. Eine mögliche Lösung ist der Ausbau der Speicherkapazitäten im Netz. Abgesehen von den Pumpspeicherkraftwerken, die oftmals nur begrenzt unerschlossene Potentiale aufweisen (zumindest gilt das in Deutschland), sind CAES Systeme heute eine der wenigen Alternativen für eine kommerzielle Energiespeicherung mit entsprechend großen Leistungen und Speicherkapazitäten.

Während nicht-adiabate CAES in denen die Druckluft vor der Entspannung in der Turbine zusätzlich mit Gas gefeuert wird, technisch ausgereift sind, befinden sich adiabate CAES Systeme, die keine Gasverfeuerung benötigen, noch in der Entwicklung. Als weitere vielversprechende Alternative bietet sich die Ausstattung der Windenergieanlagen mit einem integrierten, dezentralen CAES an. Hierbei tritt an die Stelle des Generators zur Stromerzeugung der Kompressor zur Druckerhöhung der Luft, die dann dezentral gespeichert werden kann

In unserer Untersuchung behandeln und vergleichen wir die Wirtschaftlichkeit der unterschiedlichen Varianten eines CAES Systems. Wir haben festgestellt, dass Untersuchungen zum Vergleich von nicht-adiabaten mit adiabaten CAES Systemen und weiteren Speichertechniken bereits existieren, die Überprüfung des Konzepts mit integriertem CAES System jedoch noch aussteht. Für unsere Forschungsarbeit haben wir ein ökonomisches Modell entwickelt, welches die Untersuchung von drei möglichen Ausführungen umfasst: (1) ein konventioneller Windpark ohne CAES, (2) ein Windpark mit dem üblichen, zentralen CAES System im adiabaten oder nicht-adiabaten Betrieb und (3) ein Windpark mit integriertem, adiabaten oder nicht-adiabaten, CAES System. Darüber hinaus haben wir die Kapitalkosten sowie die Betriebs- und Wartungskosten für jede der genannten Varianten aus der Literatur zusammengetragen. Auf der Basis realer Daten über die Windenergieeinspeisung, die Spotmarktpreise und die Preise der Minutenreserve für die Regelenergie in 2007 haben wir ein Algorithmus entwickelt, der die profitmaximierende Betriebsweise der einzelnen Varianten ermittelt. Die Berechnungen ergeben den Nettoumsatz, mit dem sich der NPV, der ROI, die Stromgestehungskosten und die Amortisationszeit der Systeme bestimmen lassen.

Die Ergebnisse lassen die Schlussfolgerung zu, dass die Wirtschaftlichkeit der einzelnen Systeme sehr stark davon abhängt, wie intensiv der Spotmarkt und der Minutenreservemarkt genutzt wird. Ein wirtschaftlich sinnvoller Betrieb der CAES Anlage zur Stabilisierung der Fluktuationen der Windenergieeinspeisung im großen Rahmen kann nur dann erreicht werden, wenn der kombinierte Handel im Spotmarkt und auf dem Minutenreservemarkt durch einen ausreichend flexiblen Markt gewährleistet ist. Wenig verwunderlich ist es, dass ohne die Förderung durch das EEG, sämtliche Varianten nichtsdestotrotz unwirtschaftlich sein würden. Verglichen mit dem Windpark ohne Speichersystem hingegen, führen alle Varianten des CAES zu einem gesteigerten NPV, so dass wir eine wirtschaftliche Vorteilhaftigkeit in allen Fällen bestätigen können. Wir haben außerdem festgestellt, dass ein zentrales CAES System ökonomisch attraktiver ist als eine Windenergieanlage mit integriertem Speicher. Des Weiteren sind die nicht-adiabaten CAES Systeme profitabler als die adiabaten Systeme, aber der ökologische Nachteil der Verfeuerung von fossilen Energieträgern (Erdgas) und die damit verknüpften CO₂ Emissionen verringern die, sich aus der Einspeisung der Windenergie ergebenen, positiven Effekte.

Die Einspeisung der Windenergie aus zentralen CAES in das Netz wird nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) vergütet. Das Gesetz sieht jedoch keinerlei Subventionierung der Windenergie mit integrierten CAES Systemen vor, da die generierte Leistung nicht direkt eingespeist wird und weil der Strompreis, der durch das Speicherkraftwerk erzielbar ist, oberhalb des Tarifs für die Einspeisung nach dem EEG liegt.

Wir schlussfolgern aus unserer Analyse, dass unter den derzeitigen Begebenheiten auf dem Minutenreservemarkt ein CAES Kraftwerk wirtschaftlich unrentabel ist. Sobald hingegen Stundenverträge auf dem Minutenreservemarkt, wie es bereits auf dem Spotmarkt möglich ist, geschlossen werden können, wird die CAES Technologie zu einer attraktiven Möglichkeit Fluktuationen der Windenergieeinspeisung auszugleichen. Das wirtschaftlich vielversprechendste Konzept heute ist das zentrale und nicht adiabate CAES Kraftwerk. An zweiter Stelle steht die adiabate Variante. Selbst wenn integrierte und zentrale CAES im Rahmen einer Einspeisevergütung gefördert werden, so erweisen sich die zentralen CAES Kraftwerke dennoch als wirtschaftlich überlegen gegenüber den integrierten.

Projektpublikationen

Madlener R., Latz J. (2009). Centralized and Integrated Decentralized Compressed Air Energy Storage for Enhanced Grid Integration of Wind Power, FCN Working Paper No. 2/2009, Institute for Future Energy Consumer Needs and Behavior, RWTH Aachen University, November (revised September 2010).

Abschlussarbeiten

Latz J. (2008). Ökonomische Bewertung der zentralen und der dezentralen Druckluftspeicherung zur verbesserten Netzintegration von Windenergie, Studienarbeit, Lehrstuhl für Wirtschaftswissenschaften, insb. Energieökonomik, Fakultät für Wirtschaftswissenschaften, RWTH Aachen University.