ef Ruhr Netzintegration regenerativer Energiequellen Univ.-Prof. Dr.-Ing. Christian Rehtanz

Transkript

1 Fakultät für Elektrotechnik und Informationstechnik Lehrstuhl für Energiesysteme und Energiewirtschaft Netzintegration regenerativer Energiequellen Univ.-Prof. Dr.-Ing. Christian Rehtanz EnergieForschungRuhr ef Ruhr DuisburgEssenBochumDortmund

2 Inhalt Szenarien für regenerative Energien Lastreduktion vs. Speicher vs. Spitzenlastkraftwerke Flexible Verteilnetze Transportnetzbedarf Netzdienstleistungen / Regelreserve

3 Szenarien erneuerbare Energien Stromerzeugung mit erneuerbaren Energien und jährlicher Strombedarf Last inkl. E-Mobility 2030: 7 Mio. EV 10,4 TWh 2040+: 20 Mio. EV 29,8 TWh Quellen: eigene Analysen + EE, Ref, KKW: EWI / Prognos "Energieszenarien für den Energiegipfel 2007" (bis 2020) EWI / EEFA "Energiewirtschaftliches Gesamtkonzept 2030" (2008) BMU: DLR "BMU Leitszenario 2009"

4 Inhalt Szenarien für regenerative Energien Lastreduktion vs. Speicher vs. Spitzenlastkraftwerke Flexible Verteilnetze Transportnetzbedarf Netzdienstleistungen / Regelreserve

5 Speicher vs. Lastreduktion Spitzenlast - Speicher - DSM zur Lastreduktion - gesicherter EE-Import notwendig (rd. 18,5 GW) Import-/Exportsaldo = 0 maximaler Leistungsüberschuss (rd. -23,5 GW)

6 Speicherdimensionierung Ohne Speicher muss ein Teil der EE-Einspeisung abgeregelt werden (negative residuale Last): - BMU 2030: 4 TWh (1,4% der gesamten Einspeisung) - BMU 2040+: 19 TWh (4,2%) Speicherkapazität muss ausreichend sein, um längere Windflauten auszugleichen Pumpspeicher heute in D: 6,7 GW, < 50 GWh Bedarf 2040+: 18,5 GW für 5 Tage Flaute => GWh

7 Lastreduktion typischer Spitzenlasttag 2040+: Maximale Absenkung der Spitzenlast: -13 GW Maximale Anhebung der Minimallast: 21 GW Leistung [GW] :15 1:30 2:45 4:00 5:15 6:30 7:45 9:00 10:15 11:30 12:45 14:00 15:15 16:30 17:45 19:00 20:15 21:30 22:45 0:00 Zeit [h] Gesamtlast ohne steuerbare Lasten WW WP EV Maximal mögliche Leistungsverringerung an typischem Spitzenlasttag minus Einschränkungen durch: - zeitliche Verschiebbarkeit - maximale Glättung (Täler) - Akzeptanz - Transport- und Verteilnetzrestriktionen => realistisches Potential: wenige GW je nach Tageszeit und Dauer

8 Elektro-Mobilität: Anpassung der Ladelast Energiebedarf der E-Fahrzeuge entsteht erst im Tagesverlauf Deutlicher Anstieg erst ab ca. 05:00 Uhr morgens ( Fahrzeuge geladen) Verfügbares Leistungsband ist - im Tagesverlauf nicht konstant - abhängig von der vorhandenen Ladeinfrastruktur Freistellung von bis zu MW durch 1 Mio. E-Fahrzeuge für 1-2 Stunden möglich Heim Heim und Arbeit Flächendeckend Ladeleistung in W/ Pkw Tageszeit in h

9 Inhalt Szenarien für regenerative Energien Lastreduktion vs. Speicher vs. Spitzenlastkraftwerke Flexible Verteilnetze Transportnetzbedarf Netzdienstleistungen / Regelreserve

10 Flexible Verteilnetze Verteilnetzbelastung eines typ. 10-kV-Stranges mit 2500 Haushalten an einem typischen Tag a) ohne Demand Side Management

11 Flexible Verteilnetze Verteilnetzbelastung eines typ. 10-kV-Stranges mit 2500 Haushalten an einem typischen Tag a) ohne Demand Side Management b) mit DSM (WW, WP, E-Mob., KWK) zur Belastungsminimierung im Verteilnetzstrang

12 Flexible Verteilnetze Verteilnetzbelastung eines typ. 10-kV-Stranges mit 2500 Haushalten an einem typischen Tag a) ohne Demand Side Management b) mit DSM (WW, WP, E-Mob., KWK) zur Belastungsminimierung im Verteilnetzstrang c) mit DSM zur Glättung der residualen Last => Neue Lasten kommen im Verteilnetz hinzu => DSM wird für residuale Last benötigt => Verteilnetz muss flexibilisiert werden

13 Flexible Verteilnetze Pro WE verfügbare Nennleistung der Betriebsmittel in heutigen Verteilnetzen ohne DSM: Bei der Planung von Verteilnetzen wird die Stochastik der Lasten (max. Gleichzeitigkeit) genutzt

14 Flexible Verteilnetze Pro WE zusätzlich erforderliche Nennleistung der Betriebsmittel bei anteiligem DSM: Annahme: 30% der WE mit jeweils 25% der Anschlussleistung (7,5kW) steuerbar MS/NS-Trafo NS-Kabel HS/MS-Trafo MS-Kabel Betriebsmittel für DSM bereits ausreichend dimensioniert Verteilnetzflexibilisierung durch innovative Netzkonzepte und Betriebsmittel Speicher Regelbarer ONT Zwischentransformator HAK mit USV Übergang zu geschlossenen MS-Ringen Q-Kompensation

15 Inhalt Szenarien für regenerative Energien Lastreduktion vs. Speicher vs. Spitzenlastkraftwerke Flexible Verteilnetze Transportnetzbedarf Netzdienstleistungen / Regelreserve

16 Szenario BMU benötigte Trassen zusätzliche Windenergie:125 TWh pro Jahr 1500 Mio. Euro Investition -> 10% pro Jahr -> 0,1-0,2 ct pro kwh

17 Inhalt Szenarien für regenerative Energien Lastreduktion vs. Speicher vs. Spitzenlastkraftwerke Flexible Verteilnetze Transportnetzbedarf Netzdienstleistungen / Regelreserve

18 Anforderung Regelreserve grundlastorientiert grundlastfrei P P Status quo Grundlast Szenario 24h 24h PRL Rotierende Reserve PRL Wind, autom. Lastanpassung SRL MRL Rotierende Reserve Pumpspeicher Rotierende Reserve Pumpspeicher Gaskraftwerke Steuerbare Lasten SRL MRL Pumpspeicher Pumpspeicher Gaskraftwerke Steuerbare Lasten

19 Primärregelleistung Szenario Schwachwind Starkwind Lasten durch DSM zur residualen Lastglättung in eher Windstarke Zeiten % P E-Mob, WP, WW, Klima, verschoben. => hohes Potential zur kurzfristigen 500 Reduzierung (pos. PRL) Konzept: Bedarf 3% P inst,therm 3% P inst,wind positive PRL überwiegend durch frequenzabhängige Lastreduktion negative PRL durch Erzeugungsreduktion PRL muss neu konzeptioniert werden

20 Sekundär- / Minutenreserveleistung SRL positiv SRL negativ MRL positiv max MRL negativ max Windeinspeisung max/min max/min Regelleistung [MW] EE 2020 BMU 2030 EE 2030 BMU MRL = f (Prognose Last, Erneuerbare) Ausreichend Pumpspeicher und Gaskraftwerke zur Verfügung MRL durch DSM möglich 20

21 Inhalt Szenarien für regenerative Energien Lastreduktion vs. Speicher vs. Spitzenlastkraftwerke Flexible Verteilnetze Transportnetzbedarf Netzdienstleistungen / Regelreserve

22 Zusammenfassung Szenarien für Last- und Erzeugerentwicklung realistisch fortschreiben (Effizienz, neue Verbraucher, EE-Import) Erzeugerfluktuation durch Kombination aus Speicher, Lastmanagement und Spitzenlastkraftwerken lösen Verteilnetze sehen höhere Anforderungen und müssen flexibisiert werden Massiver Transportnetzausbau nötig, Kosten pro kwh jedoch gering Neue Konzepte zur Erbringung von Netzdienstleistungen / Regelreserve notwendig Viele offene Punkte: - Systemstabilität, geringe rotierende Massen - Durchgängige IKT-Infrastruktur - Rechtliche Fragestellungen (Marktgestaltung, Systemverantwortung, ist Speicher ein Kraftwerk oder Teil des Netzes, )

23