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Im Fokus der Studiendatenbank stehen Veröffentlichungen, die sich mit dem notwendigen Umbau und der Steuerung des Energiesystems für eine erfolgreiche Energiewende insgesamt beschäftigen. Mehr zu den Kriterien, nach denen das Forschungsradar Studien aufnimmt …

 

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dena-Studie Systemdienstleistungen 2030. Sicherheit und Zuverlässigkeit einer Stromversorgung mit hohem Anteil erneuerbarer Energien

Herausgeber/Institute:

dena

Datum:

Februar 2014

Autoren:

Annegret-Cl. Agricola et al.

Art der Veröffentlichung:

Studie

Auftraggeber/Förderer:

50Hertz Transmission et al.

Themenbereiche:

Energiesysteme

Schlagwörter:

Versorgungssicherheit, Netzintegration

Seitenzahl:

310

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Zielsetzung und Fragestellung

Die Studie untersucht, wie die Versorgungssicherheit in einem Stromsystem mit hohen Anteilen Erneuerbarer Energien gewährleistet werden kann und welcher Handlungsbedarf besteht. Sie geht der Frage nach, wie die Systemdienstleistungen Frequenzhaltung, Spannungshaltung, Versorgungswiederaufbau und Betriebsführung sichergestellt werden können und welchen Beitrag die Erneuerbaren Energien, Wechselrichter, Netztechnik, Lastmanagement und Speicher leisten können. 

Zentrale Ergebnisse

Netzstabilität kann gewährleistet werden

Die Studie kommt zu dem Ergebnis, dass die Netzstabilität auch im Jahr 2030 gewährleistet werden kann. Netzbetriebsmittel, große Erneuerbare-Energien-Anlagen, Batteriespeicher und flexible Lasten im Industriebereich stünden zur Erbringung von Systemdienstleistungen zur Verfügung. Dezentrale Erzeugungsanlagen und Netzbetriebsmittel müssten zunehmend die Aufgaben von den immer weniger zum Einsatz kommenden konventionellen Kraftwerken übernehmen. Wenn eine Vielzahl dezentraler Anlagen für die Erbringung von Systemdienstleistungen verantwortlich sein solle, ...

Netzstabilität kann gewährleistet werden

Die Studie kommt zu dem Ergebnis, dass die Netzstabilität auch im Jahr 2030 gewährleistet werden kann. Netzbetriebsmittel, große Erneuerbare-Energien-Anlagen, Batteriespeicher und flexible Lasten im Industriebereich stünden zur Erbringung von Systemdienstleistungen zur Verfügung. Dezentrale Erzeugungsanlagen und Netzbetriebsmittel müssten zunehmend die Aufgaben von den immer weniger zum Einsatz kommenden konventionellen Kraftwerken übernehmen. Wenn eine Vielzahl dezentraler Anlagen für die Erbringung von Systemdienstleistungen verantwortlich sein solle, ...

Netzstabilität kann gewährleistet werden

Die Studie kommt zu dem Ergebnis, dass die Netzstabilität auch im Jahr 2030 gewährleistet werden kann. Netzbetriebsmittel, große Erneuerbare-Energien-Anlagen, Batteriespeicher und flexible Lasten im Industriebereich stünden zur Erbringung von Systemdienstleistungen zur Verfügung. Dezentrale Erzeugungsanlagen und Netzbetriebsmittel müssten zunehmend die Aufgaben von den immer weniger zum Einsatz kommenden konventionellen Kraftwerken übernehmen. Wenn eine Vielzahl dezentraler Anlagen für die Erbringung von Systemdienstleistungen verantwortlich sein solle, erfordere dies allerdings eine neue Informations- und Kommunikationsinfrastruktur zwischen den Netzebenen.

Frequenzhaltung: Alternativen zu konventioneller Must-run-Kapazität 

Der bisherige Bedarf an Momentanreserve zur Frequenzhaltung sei auch 2030 weiterhin angemessen. Windenergieanlagen, große Solarkraftwerke und Batteriespeicher könnten Momentanreserve bereitstellen. Dafür müssten die regulatorischen Rahmenbedingungen angepasst werden. Die aus Windenergieanlagen bereitgestellte Momentanreserve würde zu 93 Prozent der Zeit ausreichen, um Deutschlands Beitrag im europäischen Verbundsystem aufrechtzuerhalten. Die restlichen 7 Prozent müssten weiterhin von konventionellen Kraftwerken bereitgestellt werden. 

Der Bedarf an positiver und negativer Sekundärregelleistung und Minutenreserve werde bis 2030 deutlich zunehmen. Außerdem werde die Sekundärregelleistung öfter zum Einsatz kommen. Grund seien die Prognosefehler zur Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien. Regelleistung wird heute vor allem von konventionellen Kraftwerken bereitgestellt. Die Autoren rechnen jedoch damit, dass im Jahr 2030 nicht mehr genügend konventionelle Kraftwerke zur Bereitstellung von Regelleistung zur Verfügung stehen. Alternativen zu einer konventionellen Must-run-Kapazität seien wirtschaftlich sinnvoll. Für die Primärregelleistung eigneten sich Großbatterien am besten. Für Sekundärregelleistung und Minutenreserve gebe es viele dezentrale Alternativen. Deren Einsatz würde sich aus Angebot und Nachfrage am Regelleistungsmarkt ergeben. 

Biogasanlagen, Batteriespeicher und abschaltbare Lasten im Industriesektor nehmen heute teilweise schon am Regelleistungsmarkt teil. Bei entsprechenden regulatorischen Rahmenbedingungen könnten künftig auch Windenergie- und Photovoltaikanlagen sowie kleine BHKW teilnehmen. Um die Vorhaltung von konventionellen Must-run-Kapazitäten zu reduzieren, sollten die Teilnahmevoraussetzungen am Regelleistungsmarkt für Erneuerbare Energien, Speicher und flexible Lasten vereinfacht werden. Eine Verkürzung der Ausschreibungszeiträume für Primär- und Sekundärregelleistung sei zu prüfen und die Ermittlung des Regelleistungsbedarfs müsse entsprechend der fluktuierenden Einspeisung dynamischer werden.

Spannungshaltung: Wind- und Solarparks können Blindleistung bereitstellen

Der Blindleistungsbedarf werde auf allen Netzebenen deutlich zunehmen. Bis 2030 könnten dezentrale Anlagen Aufgaben zur Bereitstellung von Blindleistung von zentralen konventionellen Kraftwerken übernehmen. Vor allem große Freiflächensolar- und Windparks würden sich wirtschaftlich eignen. Dazu müssten die Umrichter gezielt steuerbar sein. Eine dauerhafte Vorhaltung einer Must-Run-Kapazität aus konventionellen Kraftwerken zur Deckung des Blindleistungsbedarfs sei nicht erforderlich.

Die verfügbare Kurzschlussleistung werde sich bis 2030 kaum ändern. Erneuerbare Energien könnten Kurzschlussleistung auch ohne Wirkleistungseinspeisung und somit wetter- und tageszeitunabhängig bereitstellen. Hierfür müssten aber die Netzanschlussbedingungen angepasst werden.

Versorgungswiederaufbau: Auch 2030 zentral statt dezentral

Zur Aufrechterhaltung der Versorgungssicherheit sei ein gewisses Maß an gesicherter Leistung notwendig. 2030 würden dem zugrundegelegten Szenario zufolge ausreichend Pumpspeicher- und Gaskraftwerke zur Verfügung stehen, um einen zentralen Versorgungswiederaufbau sicherzustellen. Beim Versorgungswiederaufbau raten die Autoren aus volkswirtschaftlichen Gründen von dezentralen Lösungen ab. Der Wiederaufbau der Netze solle auf Basis schwarzstartfähiger Kraftwerke zentral erfolgen. Nach einem Netzzusammenbruch sollen die Netzbetreiber die dezentralen Anlagen gezielt steuern und abregeln können. 

Wachsender Informations- und Steuerungsbedarf für die Betriebsführung

Die zunehmende Bereitstellung von Systemdienstleistungen durch Erneuerbare Energien und andere dezentrale Anlagen im Verteilnetz, neue Netztechniken sowie der zunehmende überregionale Austausch im europäischen Strommarkt erhöhten die Anforderungen an die Betriebsführung der Stromnetze. Der Informations- und Steuerungsbedarf im Netzbetrieb nehme deutlich zu. Neuartige Netzbetriebsmittel und technische Optionen müssten zunehmend eingesetzt werden, um einen optimierten Netzbetrieb zu gewährleisten. Die Anforderungen an Engpass- und Einspeisemanagement sowie abschaltbaren Lasten in kritischen Netzsituation würden steigen. Der Koordinationsbedarf zwischen Übertragungs- und Verteilnetzbetreibern werde deutlich zunehmen.

 

Die Grafik finden Sie in der Mediendatenbank zum Download.

Zentrale Annahmen und Thesen

Szenariorahmen nach Netzentwicklungsplan 2013

Für die Entwicklung der installierten Erzeugungsleistung aus Erneuerbaren Energien und konventionellen Kraftwerken legen die Autoren das Szenario B 2033 des Netzentwicklungsplans 2013 zugrunde. Demnach wächst vor allem die Leistung aus Wind- und Solarenergie. Bei den konventionellen Kraftwerken gehen die Autoren von einem starken Ausbau von Gaskraftwerken und einer höheren Pumpspeicherleistung aus. Insgesamt würden ...

Szenariorahmen nach Netzentwicklungsplan 2013

Für die Entwicklung der installierten Erzeugungsleistung aus Erneuerbaren Energien und konventionellen Kraftwerken legen die Autoren das Szenario B 2033 des Netzentwicklungsplans 2013 zugrunde. Demnach wächst vor allem die Leistung aus Wind- und Solarenergie. Bei den konventionellen Kraftwerken gehen die Autoren von einem starken Ausbau von Gaskraftwerken und einer höheren Pumpspeicherleistung aus. Insgesamt würden ...

Szenariorahmen nach Netzentwicklungsplan 2013

Für die Entwicklung der installierten Erzeugungsleistung aus Erneuerbaren Energien und konventionellen Kraftwerken legen die Autoren das Szenario B 2033 des Netzentwicklungsplans 2013 zugrunde. Demnach wächst vor allem die Leistung aus Wind- und Solarenergie. Bei den konventionellen Kraftwerken gehen die Autoren von einem starken Ausbau von Gaskraftwerken und einer höheren Pumpspeicherleistung aus. Insgesamt würden konventionelle Kraftwerke mit einer Leistung von 76 Gigawatt am Netz sein. 

Den Zubau modelliert die Studie an bestehenden und anderen geeigneten Standorten. Beim Netzausbau geht die Studie von den Erweiterungen aus, die im Netzentwicklungsplan 2013 (NEP 2013) sowie im Ten-Year Network Development Plan 2012 (TYNP 2012) vorgesehen sind.

Häufig wechselnde Lastflüsse und größere Transportentfernungen im Netz

Mit dem Ausbau der fluktuierenden Erneuerbaren Energien wechselten die Lastflüsse im Netz öfter und die Entfernungen des zu transportierenden Stroms würden größer. Dadurch änderten sich die Anforderungen zur Bereitstellung von Systemdienstleistungen für die Gewährleistung eines sicheren und stabilen Betriebs der Stromnetze bis 2030 deutlich. Systemdienstleistungen werden heute größtenteils von konventionellen Kraftwerken erbracht. Wegen der abnehmenden Einsatzzeit würden sie in Zukunft auch weniger Systemdienstleistungen erbringen können. Deshalb brauche es alternative technische Lösungen zur Gewährleistung der Systemstabilität.

 

Die Grafiken finden Sie in der Mediendatenbank zum Download.

Methodik

Die Studie wurde durch die dena in Zusammenarbeit mit Übertragungs- und Verteilnetzbetreibern, Herstellern und Projektentwicklern Erneuerbarer Energien sowie Herstellern von Netz- bzw. Anlagentechnik erstellt. Die qualitativen und quantitativen Analysen führten die ef.Ruhr durch, wobei Methoden und Ergebnisse in der Projektsteuergruppe diskutiert und geprüft wurden.

Den Berechnungen liegt das Szenario B für das Betrachtungsjahr 2033 des Netzentwicklungsplans (NEP) 2013 zugrunde. Für den Strommix des europäischen Auslands wird die Prognose des „Scenario Outlook & Adequacy Forecast der ...

Die Studie wurde durch die dena in Zusammenarbeit mit Übertragungs- und Verteilnetzbetreibern, Herstellern und Projektentwicklern Erneuerbarer Energien sowie Herstellern von Netz- bzw. Anlagentechnik erstellt. Die qualitativen und quantitativen Analysen führten die ef.Ruhr durch, wobei Methoden und Ergebnisse in der Projektsteuergruppe diskutiert und geprüft wurden.

Den Berechnungen liegt das Szenario B für das Betrachtungsjahr 2033 des Netzentwicklungsplans (NEP) 2013 zugrunde. Für den Strommix des europäischen Auslands wird die Prognose des „Scenario Outlook & Adequacy Forecast der ...

Die Studie wurde durch die dena in Zusammenarbeit mit Übertragungs- und Verteilnetzbetreibern, Herstellern und Projektentwicklern Erneuerbarer Energien sowie Herstellern von Netz- bzw. Anlagentechnik erstellt. Die qualitativen und quantitativen Analysen führten die ef.Ruhr durch, wobei Methoden und Ergebnisse in der Projektsteuergruppe diskutiert und geprüft wurden.

Den Berechnungen liegt das Szenario B für das Betrachtungsjahr 2033 des Netzentwicklungsplans (NEP) 2013 zugrunde. Für den Strommix des europäischen Auslands wird die Prognose des „Scenario Outlook & Adequacy Forecast der europäischen Übertragungsnetzbetreiber (ENTSO-E 2013) herangezogen. Dieses Szenario geht nur von einem moderaten Ausbau der Erneuerbaren Energien im restlichen Europa aus. Der Kraftwerkseinsatz wird stundenscharf auf Basis eines marktbasierten Modells ermittelt. 

Basierend auf der Netzentwicklungsplanung werden alle für den sicheren und stabilen Netzbetrieb erforderlichen Systemdienstleistungen ermittelt. Anschließend wird das Potenzial aller technisch in Frage kommenden Lösungen zu ihrer Erbringung bewertet. Außerdem erfolgt eine wirtschaftliche Betrachtung der Alternativen für eine effiziente Erbringung der Systemdienstleistungen.

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