Beitrag von Smart Gridszur Energiewende Plattform Smart Grids Baden- Württemberg

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1 Beitrag von Smart Gridszur Energiewende Plattform Smart Grids Baden- Württemberg HOL VGE Dr. Kai Hufendiek 03.2 / Energie braucht Impulse

2 Ziele der Bundes-und Landesregierung Bundesregierung Erneuerbare Energien: 2020: 35% Anteil Erneuerbarer Energien am Bruttostromverbrauch 2050: 80% Anteil Erneuerbare Energien am Bruttostromverbrauch Klimaschutz: 2020: Minderung der THG-Emissionen um 40% (gegenüber 1990) 2050: Absenken der THG Emissionen um 80-95% (gegenüber 1990) Land Baden-Württemberg Erneuerbare Energien: Bis 2050: 80% Anteil Erneuerbare Energien an Endenergie Energieeffizienz: 2050: 50% Energieeffizienz Klimaschutz: 2020: Minderung der THG-Emissionen um 25% (gegenüber 1990) 2050: Minderung der THG-Emissionen um 90% (gegenüber 1990) 2 Sehr hohe Anteile Erneuerbarer Energien Führt zu erheblichen Veränderungen des Energiesystems in Struktur und Betrieb

3 Gliederung: Phasen der Roadmap der Plattform Smart Grids Baden-Württemberg Phase I bis Systemische Innovation Akute Herausforderungen Netzbetrieb Niederspannung im ländlichen Netz bei hohen PV-Einspeisungen Leistungsbilanz an kalten Wintertagen Phase II bis Transformation und Durchbruch Mittelfristige Herausforderungen Phase III ab Kontinuierliche Optimierung Langfristige Herausforderungen 3

4 In Sonderbuch (190 Einwohner) sehr hohe Dichte an Photovoltaikanlagen, die zu hoher Rückspeisung führen MWh Auswertung Sonderbuch Lokale Einspeisung höher als Nachfrage: Lastfluss im Netz kehrt sich um Energieverbrauch -Strom [MWh] PV-Einspeisung [MWh] 4I

5 Das Verteilnetz ist auf einen gerichteten Stromfluss zu den Verbrauchern hin ausgelegt 380/220 kv Höchstspannung Gerichteter Stromfluss 110 kv Hochspannung 30/20/10 kv Mittelspannung 0,4 kv Niederspannung 5I

6 Aufgrund von hohen PV-Einspeisungen in ländlichen Gebieten kommt es zur Lastflussumkehr 380/220 kv Höchstspannung Veränderlicher Stromfluss??? 110 kv Hochspannung Ca. 5 GW Wind und andere 30/20/10 kv Mittelspannung 0,4 kv Niederspannung Ca. 9 GW PV-Einspeisung 6I

7 Hohe PV-Einspeisungen verursachen eine Spannungshaltungsproblematik im Netz lokal Spannung(U) Spannung darf maximal 10 % vom Sollwert abweichen! Dezentrale Erzeugung erhöht das Risiko von Spannungsband- verletzungen Netz- betrieb Überlastung(I) Erhöhte (Einspeise-) Leistung führt zur (thermischen) Überlastung von Betriebsmitteln Neue lokale Lasten (Erzeuger und Verbraucher) verursachen Überlastung von Netzkomponenten global Frequenz(f) Ausgleich von Erzeugung und Verbrauch zur Sicherung von 50 Hz Frequenz = 50Hz Strom- erzeugung Strom- verbrauch Aufgrund Zunahme fluktuierender Einspeisung der EE erhöhte Flexibilitätzum Ausgleich notwendig (Erzeugung/Verbrauch) Leistungs- bilanz 7 Quelle: EnBW Regional

8 Abhilfe mittels Smart-GridAnsätzen lokal Spannung(U) Spannung darf maximal 10 % vom Sollwert abweichen! Einspeisemanagement Blindleistungsregelung Regelbare Ortsnetzstationen Spannungslängsregler Netzausbau global 8 Quelle: EnBW Regional

9 Abhilfe mittels Smart-GridAnsätzen lokal Spannung(U) Spannung darf maximal 10 % vom Sollwert abweichen! Einspeisemanagement Blindleistungsregelung Regelbare Ortsnetzstationen Spannungslängsregler Netzausbau Netz- betrieb Überlastung(I) Erhöhte (Einspeise-) Leistung führt zur (thermischen) Überlastung von Betriebsmitteln Einspeisemanagement Verbesserte Netzführung/-betrieb Dezentrales Last- management und Speicher Netzausbau global 9 Quelle: EnBW Regional

10 Abhilfe mittels Smart-GridAnsätzen lokal Spannung(U) Spannung darf maximal 10 % vom Sollwert abweichen! In Testgebieten wurden gute Ergebnisse erzielt: Überlastung(I) Erhebliche Erhöhung der Einspeiseleistung in bestehende Netzinfrastruktur möglich, jedoch besteht noch Erhöhte (Einspeise-) Leistung Entwicklungsbedarf führt zur (ther- bzgl. des Steuerungssystems mischen) Überlastung von Betriebsmitteln Einspeisemanagement Blindleistungsregelung Regelbare Ortsnetzstationen Spannungslängsregler Netzausbau Einspeisemanagement Verbesserte Netzführung/-betrieb Dezentrales Last- management und Speicher Netzausbau Netz- betrieb global 10 Quelle: EnBW Regional

11 Abhilfe mittels Smart-GridAnsätzen lokal Spannung(U) Spannung darf maximal 10 % vom Sollwert abweichen! In Testgebieten wurden gute Ergebnisse erzielt: Überlastung(I) Erhebliche Erhöhung der Einspeiseleistung in bestehende Netzinfrastruktur möglich, jedoch besteht noch Erhöhte (Einspeise-) Leistung Entwicklungsbedarf führt zur (ther- bzgl. des Steuerungssystems mischen) Überlastung von Betriebsmitteln Einspeisemanagement Blindleistungsregelung Regelbare Ortsnetzstationen Spannungslängsregler Netzausbau Einspeisemanagement Verbesserte Netzführung/-betrieb Dezentrales Last- management und Speicher Netzausbau Netz- betrieb global Frequenz(f) Ausgleich von Erzeugung und Verbrauch zur Sicherung von 50 Hz Frequenz = 50Hz Strom- erzeugung Strom- verbrauch Einspeisemanagement Dezentrales Last- management und Speicher Leistungs- bilanz 11 Quelle: EnBW Regional

12 Leistungsbilanz an kalten Wintertagen nach Kernenergie-Moratorium heute Installierte Leistung in GW Spitzenlast Installierte steuerbare Leistung dargebotsabhängige Erzeugung steuerbare Leistung * 2014* 2015* Durch Kontrahierung Reservekraftwerke akute Situation gelöst Durch Inbetriebnahme neuer Kohleblöcke entspannt sich die Situation in naher Zukunft Erarbeitung dauerhaft tragfähiger Lösungen im Rahmen der Marktdesign-Diskussion und Umsetzung im mittelfristigen Bereich System muss intrinsisch Versorgungssicherheit bei minimalen volkswirtschaftlichen Kosten erreichen und darf den effizienten Markt nicht schädigen 12I Gesamtwirtschaftlichkeit von Kraftwerken muss gegeben sein Quelle: BMWI, BEE Ausbauszenario 2030, EnBW *Prognosen inkl. geplante /stillgelegte Kraftwerke

13 Gliederung: Phasen der Roadmap der Plattform Smart Grids Baden-Württemberg Phase I bis Systemische Innovation Akute Herausforderungen Phase II bis Transformation und Durchbruch Mittelfristige Herausforderungen Phase III ab Kontinuierliche Optimierung Langfristige Herausforderungen 13 Weiterer starker Ausbau von Wind und kontinuierlicherausbau von PV in Baden-Württemberg: Netzausbau Netzbetrieb und Leistungsbilanz

14 Verbesserte Verknüpfung des Ausbaus mit Netzaspekten: Vorrausschauende Netzplanung Ortsnetztransformator NS MS NS MS MS MS MS MS HS HS 14I Vorrausschauende Netzplanung ermöglicht effizienteren Netzausbau Vorschlag: Umsetzung im Rahmen Anreizregulierung durch prämissenbasierten Netzausbau

15 Intelligente Steuerung erfordert verstärkte Koordination zwischen Marktteilnehmern: Das Konzept der Netzampel Flexibilitätsoptionen: Dezentrales Lastmanagement, Einspeisemanagement, Speicher direkt/indirekt Studien 1 haben unterschiedliche aber nennenswerte Potentiale identifiziert: Studie Zur Hebung des Potentials sind weitere Schritte notwendig: Konkretisierung in der Praxis Weiterentwicklung des Zusammenspiels des regulierter Bereichs (VNB) und Wettbewerbsbereich (Lieferant) incl. Regelungsrahmen notwendig: VO 14a EnWG Basis: Netzampel Industrie Schwellwert HH + Wärme Abschaltpotential Zuschaltpotential Abschaltpotential Zuschaltpotential BET fürbee für D 0,5 2 GW 0,7-4,5 GW 1 GW GW Agora fürsüddt. 1 GW ~ 4,5 GW Kapazitätsgrenze des Netzes 15I Weit unterhalb der Kapazitätsgrenze: Keine Netzrestriktionen Lastsbeeinflussungvollständig marktgetrieben durch Wettbewerbsbereich(Lieferant oder Aggregator) Nahe an der Kapazitätsgrenze: Netzrestriktionen liegen vor Lastbeeinflussung durch Wettbewerbsbereich unter Berücksichtigung von Vorgaben des Netzbetreibers(an Lieferant/Aggregator) oder Abruf spezieller Produkte Bei Überschreiten der Kapazitätsgrenze: Lastflusssteuerung durch direkten Eingriff des Netzbetreibersi.S. Notfallmanagement 1 Agora Studie Lastmanagement 2013, BET-Studie Ausgleich fluktuierender Einspeisungen aus EE, 2013

16 Gliederung: Phasen der Roadmap der Plattform Smart Grids Baden-Württemberg Phase I bis Systemische Innovation Akute Herausforderungen Phase II bis Transformation und Durchbruch Mittelfristige Herausforderungen Phase III ab Kontinuierliche Optimierung Langfristige Herausforderungen Noch höherer Anteil Erneuerbarer Energien & erhöhte Anforderungen an Flexibilität 16

17 Es ist zu erwarten, dass bis 2030 technische Entwicklungen neue Optionen zur Verfügung stellen Erwartungen: Entwicklung der Erneuerbaren Energien: Schwachwind Ost-West PV Einspeisemanagement Speichertechnologien Konvergenz der Energiesysteme benötigt Hohe Dynamik benötigt intelligente Steuerung 17I

18 Fazit Es werden kurzfristige Lösungen für heute auftretende Herausforderungen speziell im Verteilnetzbetrieb benötigt: EnBW und andere VNB testen bereits Lösungen mit gutem Erfolg (z. B. regelbare Ortsnetztransformatoren, Einspeisemanagement) Wir sind überzeugt davon, dass intelligente Lösungen im Sinne von Smart Grids/ Smart Marketsmittelfristig einen wesentlichen Beitrag liefern werden. Hierfür sind jedoch noch Weiterentwicklungen am Ordnungsrahmen notwendig. Ein zukünftiges, intelligent vernetztes Energiesystem benötigt die Interaktion zahlreicher Partner, daher sind wir überzeugt das kooperative Lösungen notwendig sind. Die Plattform Smart Grids Baden-Württemberg kann hier einen wichtigen Beitrag leisten, speziell im Hinblick auf Vernetzung der Forschung und im Hinblick auf Akzeptanz in der Öffentlichkeit. 18I

19 Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit! Energie braucht Impulse