REGELENERGIE DURCH WINDKRAFTANLAGEN Abschlussbericht

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1 REGELENERGIE DURCH WINDKRAFTANLAGEN Abschlussbericht PROJEKT IM AUFTRAG DES BUNDESMINISTERIUMS FÜR UMWELT, NATURSCHUTZ, BAU UND REAKTORSICHERHEIT

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3 Das diesem Bericht zugrundeliegende Vorhaben wurde mit Mitteln des Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz, Bau und Reaktorsicherheit aufgrund eines Beschlusses des Bundestages unter dem Förderkennzeichen gefördert. Die Verantwortung für den Inhalt dieser Veröffentlichung liegt bei den Autoren. Projektleitung: Assoziierte Partner: Herausgeber: Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik (IWES) Bereich Energiewirtschaft & Netzbetrieb Königstor Kassel Autorenschaft: Steffen Brauns, Fraunhofer IWES Malte Jansen, Fraunhofer IWES Dominik Jost, Fraunhofer IWES Malte Siefert, Fraunhofer IWES Markus Speckmann, Fraunhofer IWES Martin Widdel, Fraunhofer IWES Assoziierte Partner: Dr. Markus Stobrawe, Amprion GmbH Werner Bohlen, ENERCON GmbH Eike Erdmann, ENERCON GmbH René Just, Energiequelle GmbH Niklas Netzel, Energiequelle GmbH Dr. Werner Christmann, TenneT TSO GmbH Copyright: All Rechte des Nachdrucks, der Entnahme von Abbildungen, der Wiedergabe auf fotomechanischem oder ähnlichen Weg und der Speicherung in Datenverarbeitungsanlagen, bleiben auch bei nur auszugsweiser Verwertung dem Fraunhofer IWES bzw. dessen Auftraggeber vorbehalten. Foto Titelseite: ENERCON GmbH KASSEL, MÄRZ 2014

4 Inhalt 1 Kurzzusammenfassung Projektziele und Projektstruktur Motivation Zielsetzung Vorgehen Bestehende Regelungen und Stand der Forschung Ziel und Vorgehen Regelleistung in Deutschland Regelleistungsbereitstellung und Frequenzstützung durch in ausgewählten Ländern Forschungsprojekte zur Regelleistungsbereitstellung durch Kernaussagen und Ausblick Angebotserstellung mit Ziel und Vorgehen Zuverlässigkeit und probabilistische Prognosen Zuverlässigkeit Probabilistische Prognosen Probabilistische Windleistungsprognose Kerndichteschätzung Probabilistische Windleistungsprognose Quantile Regression Probabilistische Windleistungsprognose Physikalisch-Probabilistisches Modell Vergleich der probabilistischen Windleistungsprognosen für einen Windpark Anmerkung zum Zuverlässigkeitsbegriff Probabilistische Prognosen steuerbarer Anlagen Maßnahmen zur Steigerung der Zuverlässigkeit Angebotsstrategien Potenziale für die Bereitstellung von Regelleistung GW Windparkpool GW Windparkpool Regelzone TenneT Feldheim und Altes Lager Abhängigkeitsuntersuchungen für zwei Kombination zweier mit variierender räumlicher Verteilung Weitere Möglichkeiten zur Nutzung der Flexibilität von Einfluss der Regularien am Regelleistungsmarkt auf das Angebotspotenzial Kernaussagen und Ausblick Vergleich von Möglichkeiten zum Nachweis der Regelleistungsbereitstellung durch Ziel und Vorgehen Beschreibung der zwei Möglichkeiten zum Nachweis der Regelleistungsbereitstellung durch Nachweis über das Verfahren Fahrplan Nachweis über das Verfahren mögliche Einspeisung Vergleichende Beschreibung der zwei Nachweisverfahren Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen 4 166

5 5.2.4 Nachteile des dänischen und britischen Nachweisverfahrens Vereinfachung der Umsetzung beider Nachweisverfahren durch die Nutzung von Prognosen mit einer Vorlaufzeit <45 Minuten Kriterienbasierter Vergleich der Nachweisverfahren Reduzierung von Energieverlusten Betriebswirtschaftliche Umsetzbarkeit auf Anbieterseite Reduzierung der Kosten für die Regelenergie und Stromerzeugung Sicherheit der Regelleistung Gleiche Marktbedingungen für alle Technische Umsetzbarkeit auf eite Marktintegration Missbrauchsgefahr Untersuchungen anhand eines 100 % erneuerbaren Energien Szenarios Szenario Diskussion zum Ausgleich des 1 h-prognosefehlers der Windenergie Regelleistungsbereitstellung durch Windkraftanlagen in einem Szenario mit 100 % erneuerbare Energien Empfehlung Kernaussagen und Ausblick Bestimmung der möglichen Einspeisung von Ziel und Vorgehen Definition der möglichen Einspeisung Literatur Nicht-physikalische Verfahren Leistungs-basierte Verfahren Leistungskurven-basierte Verfahren Anforderungen an die Bestimmung der möglichen Einspeisung Beschreibung der Verfahren Letzter Leistungswert Referenzwindkraftanlagenverfahren Leistungskurvenverfahren Physikalisches Modell Test der Verfahren Beschreibung der Windparkdaten Letzter Leistungswert Referenzwindkraftanlagenverfahren Leistungskurvenverfahren Physikalisches Modell Vergleich der Verfahren und Empfehlung Kernaussagen und Ausblick Beschreibung der IKT-Lösungen für das Virtuelle Kraftwerk und des Feldtests zur Regelleistungsbereitstellung durch Ziel und Vorgehen Schnittstelle Windpark zu Virtuellem Kraftwerk Virtuelles Kraftwerk Schnittstelle Virtuelles Kraftwerk zur graphischen Benutzeroberfläche Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen 5 166

6 7.6 Graphische Benutzeroberfläche Feldtest Beschreibung des Ablaufs und der Testwindparks Feldtestergebnisse Kernaussagen und Ausblick Literatur Liste der verwendeten Literatur Liste der Vorträge und Veröffentlichungen Abschlussarbeiten Begriffsdefinitionen Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen 6 166

7 Abbildungsverzeichnis Abbildung 1: Vorgehen im Projekt und Struktur des Abschlussberichts Abbildung 2: Aufbau von Kapitel Abbildung 3: Regelung in Abhängigkeit der Frequenz mit und ohne vorheriger Abregelung (aus Elkraft System; Eltra May 2004a) Abbildung 4: Leistungsänderung (in pu) in Abhängigkeit von der Frequenzabweichung, die jede Erzeugungseinheit in Spanien bereitstellen muss, um Primärregelleistung bereitzustellen (aus La Torre Rodriguez 2012b) Abbildung 5: Beispiel für eine Leistungs-Frequenz-Kennlinie (aus EirGrid 2011) Abbildung 6: Minimal-Anforderungs-Profil für die frequenzabhängige Wirkleistungsregulierung für eine Abweichung von 0,5 Hz von der Netzsollfrequenz im Rahmen des Frequency Sensitive Mode Abbildung 7: Aufbau von Kapitel Abbildung 8: Darstellung verschiedener Zuverlässigkeiten der Vortagsprognose eines Windparkpools im Vergleich zur gemessenen Leistung (blaue Fläche) (Fraunhofer IWES 2011) Abbildung 9: Leistungskennlinie im Vergleich zum Median. Beide sind aus den Anemometer-Windgeschwindigkeiten und der Leistung einer einzelnen Windturbine bestimmt mit der Zeitauflösung von 15 Minuten Abbildung 10: Vergleich der mittleren Angebote berechnet mit dem physikalischen Modell und mit der Quantilen Regression für Windpark Feldheim Abbildung 11: Differenz zwischen nominaler und empirischer Wahrscheinlichkeit Abbildung 12: Verlauf der probabilistischen Prognose des Deutschlandpools Wind für unterschiedliche Zuverlässigkeitsdefinitionen bei einer Zuverlässigkeit von 99,994 % Abbildung 13: Schematische Darstellung der Faltung der probabilistischen Prognose von sechs Gaskraftwerken Abbildung 14: Übersicht über die verwendeten Angebotsstrategien Abbildung 15: Angebotspotenzial des 30 GW Windparkpool für das Jahr 2010 für unterschiedliche Produktlängen und Zuverlässigkeiten bei einer Vortagsauktion Abbildung 16: Jahresdauerlinie des Vortagsangebots des 30 GW Windparkpools für das Jahr 2010 bei einer Produktlänge von einer Stunde für verschiedene Zuverlässigkeiten Abbildung 17: Angebotspotenzial des 30 GW Windparkpool für das Jahr 2012 für unterschiedliche Produktlängen und Zuverlässigkeiten bei einer Vortagsauktion Abbildung 18: Jahresdauerlinie des Vortagsangebots des 30 GW Windparkpools für das Jahr 2012 bei einer Produktlänge von einer Stunde für verschiedene Zuverlässigkeiten Abbildung 19: Überprüfung des Angebots des Vortages bei einer Zuverlässigkeit von 99,994 % mit Hilfe einer probabilistischen 1 h-prognose für den 30 GW Windparkpool im Jahr 2010, wobei das einzige Ereignis gezeigt wird, bei dem das Angebot aufbauend auf der Vortagsprognose verletzt worden wäre Abbildung 20: Überprüfung des Angebots des Vortages bei einer Zuverlässigkeit von 99,994 % mit Hilfe einer probabilistischen 1 h-prognose für den 30 GW Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen 7 166

8 Windparkpool im Jahr 2012, wobei das einzige Ereignis gezeigt wird, bei dem das Angebot aufbauend auf der Vortagsprognose verletzt worden wäre Abbildung 21: Angebotspotenzial des 30 GW Windparkpool für das Jahr 2010 für verschiedene Zuverlässigkeiten und einer Produktlänge von einer Stunde bei einer 1h-Untertagsauktion Abbildung 22: Jahresdauerlinie des 30 GW Windparkpool für das Jahr 2010 für verschiedene Zuverlässigkeiten und einer Produktlänge von einer Stunde bei einer 1h-Untertagsauktion Abbildung 23: Angebotspotenzial des 30 GW Windparkpool für das Jahr 2012 für verschiedene Zuverlässigkeiten und einer Produktlänge von einer Stunde bei einer 1h-Untertagsauktion Abbildung 24: Jahresdauerlinie des 30 GW Windparkpool für das Jahr 2012 für verschiedene Zuverlässigkeiten und einer Produktlänge von einer Stunde bei einer 1h-Untertagsauktion Abbildung 25: Angebotspotenzial des 1 GW Windparkpools für das Jahr 2010 für unterschiedliche Produktlängen und Zuverlässigkeiten bei einer Vortagsauktion Abbildung 26: Jahresdauerlinie des Vortagsangebots des 1 GW Windparkpools das Jahr 2010 für die Produktlänge von einer Stunde für verschiedene Zuverlässigkeitslevel Abbildung 27: Ausschnitt aus Abbildung 26 zur besseren Abschätzung der Anzahl der Stunden mit geringeren anbietbaren Mengen Abbildung 28: Angebotspotenzial des 1 GW Windparkpools für das Jahr 2010 für unterschiedliche Produktlängen und Zuverlässigkeiten bei einer Untertagsauktion Abbildung 29: Jahresdauerlinie des Angebots des 1 GW Windparkpools für das Jahr 2010 für eine Produktlänge von einer Stunde und verschiedenen Zuverlässigkeiten für eine Untertagsauktion Abbildung 30: Kumulierte Wahrscheinlichkeiten für die unterschiedlichen Pools (1 GW Wind und 5 x 200 MW Gas) und das jeweils maximale Angebot (Vortagsauktion) für Fall 1 und eine Viertelstunde Abbildung 31: Maximale Regelleistungsangebote (Vortagsauktion) der unterschiedlichen Pools (1 GW Wind und 5 x 200 MW Gas) für Fall 1 über zwei Tage Abbildung 32: Maximale Regelleistungsangebote (Vortagsauktion) der unterschiedlichen Pools (1 GW Wind und 50 x 40 MW Gas) für Fall 1 über zwei Tage Abbildung 33: Kumulierte Wahrscheinlichkeiten für die unterschiedlichen Pools und das jeweils maximale Angebot (Vortagsauktion) für Fall 1 und eine Viertelstunde Abbildung 34: Maximale Regelleistungsangebote (Untertagsauktion) der unterschiedlichen Pools (1 GW Wind und 5 x 200 MW Gas) für Fall 1 über zwei Tage Abbildung 35: Mittlere angebotene Regelleistung vom Windpark Altes Lager berechnet mit Quantilen Neuronalen Netzen Abbildung 36: Mittlere angebotene Regelleistung vom Windpark Feldheim berechnet mit Quantilen Neuronalen Netzen Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen 8 166

9 Abbildung 37: Das mittlere Angebot zweier 80 km voneinander entfernter für unabhängige Angebote (orange), gemeinsames Angebot (blau) und Angebot unter der Annahme unkorrelierter Prognosefehler (grün) Abbildung 38: Der Kendall Korrelationskoeffizient der Prognosefehler von jeweils zwei in Abhängigkeit des Abstandes Abbildung 39: Steigerung des möglichen Angebotes durch das Pooling von zwei. Dargestellt ist die Angebotssteigerung durch das Pooling von zwei im Vergleich zu den Einzelangeboten in Abhängigkeit vom Abstand der. Bei einem Abstand von 300 km und einer Zuverlässigkeit von 99 % können die gemeinsamen etwa 2.5-mal mehr Regelenergie anbieten. Bei einer Zuverlässigkeit von 99,9 % steigt das Angebot auf den Faktor 7, Abbildung 40: Aufbau von Kapitel Abbildung 41: Nachweis der Regelleistungsbereitstellung entsprechend dem Verfahren Fahrplan Abbildung 42: Nachweis der Regelleistungsbereitstellung entsprechend dem Verfahren mögliche Einspeisung Abbildung 43: Regelung der nach Verfahren Fahrplan für einen Pool bestehend aus Windpark 1 (WP 1) und Windpark 2 (WP 2) Abbildung 44: Regelung der nach dem Verfahren mögliche Einspeisung für einen Pool bestehend aus Windpark 1 (WP 1) und Windpark 2 (WP 2) Abbildung 45: Darstellung der Akteure und der Prozesse in den Phasen der Regelleistungsbereitstellung (Vorbereitung, Durchführung und Nachbereitung) Abbildung 46: Darstellung des Nachweisverfahrens in Dänemark und Großbritannien Abbildung 47: Histogramm des 1h-Prognosefehlers für den 1 GW Windparkpool Abbildung 48: Darstellung der Über-/Untererfüllung beim Abruf und der dazugehörigen Über-/Untererfüllung bei der Zurücknahme des Abrufs für unterschiedliche Dauern des Abrufs (1/4 h 4 h) Abbildung 49: Durchschnittliche Energieverluste des Deutschlandpools Wind beim Verfahren Fahrplan pro angebotener Stunde im Jahr Abbildung 50: Durchschnittliche Energieverluste des Deutschlandpools Wind beim Verfahren Fahrplan pro angebotener Stunde im Jahr Abbildung 51: Durchschnittliche Energieverluste des 1 GW Windparkpools beim Verfahren Fahrplan pro angebotener Stunde im Jahr Abbildung 52: Durchschnittlicher kostendeckender mengengewichteter Leistungspreis für negative Minutenreserve des Deutschlandpools Wind entsprechend dem Verfahren Fahrplan im Jahr Abbildung 53: Durchschnittlicher kostendeckender mengengewichteter Leistungspreis für negative Minutenreserve des Deutschlandpools Wind entsprechend dem Verfahren Fahrplan im Jahr Abbildung 54: Durchschnittlicher kostendeckender mengengewichteter Leistungspreis für negative Minutenreserve des 1 GW Windparkpools entsprechend dem Verfahren Fahrplan im Jahr Abbildung 55: Schematische Darstellung der Ersetzung der Leistungspreis-Positionen in den Merit-Order-Listen im Regelleistungsmarkt Abbildung 56: Einspareffekte (durchgezogene Linie) und mögliche Zusatzerlöse für die Windparkbetreiber (gestrichelte Linie) durch die Teilnahme des Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen 9 166

10 Deutschlandpools Wind am negativen Minutenreservemarkt entsprechend dem Verfahren mögliche Einspeisung für verschiedene Produktlängen und Zuverlässigkeiten des Angebots für das Jahr Abbildung 57: Einspareffekte (durchgezogene Linie) und mögliche Zusatzerlöse für die Windparkbetreiber (gestrichelte Linie) durch die Teilnahme des Deutschlandpools Wind am negativen Minutenreservemarkt entsprechend dem Verfahren Fahrplan Einspeisung für verschiedene Produktlängen und Zuverlässigkeiten des Angebots für das Jahr Abbildung 58: Einspareffekte (durchgezogene Linie) und mögliche Zusatzerlöse für die Windparkbetreiber (gestrichelte Linie) durch die Teilnahme des Deutschlandpools Wind am negativen Minutenreservemarkt entsprechend dem Verfahren mögliche Einspeisung für verschiedene Produktlängen und Zuverlässigkeiten des Angebots für das Jahr Abbildung 59: Einspareffekte (durchgezogene Linie) und mögliche Zusatzerlöse für die Windparkbetreiber (gestrichelte Linie) durch die Teilnahme des Deutschlandpools Wind am negativen Minutenreservemarkt entsprechend dem Verfahren Fahrplan für verschiedene Produktlängen und Zuverlässigkeiten des Angebots für das Jahr Abbildung 60: Verdeutlichung der Sicherheit des Verfahrens mögliche Einspeisung Abbildung 61: Musterprotokoll für das Verfahren Fahrplan mit den dazugehörigen Toleranzbereichen Abbildung 62: Feldtest eines mit ENERCON Anlagen anhand dessen die technische Umsetzbarkeit des Verfahrens Fahrplan illustriert werden kann Abbildung 63: Musterprotokoll für das Verfahren mögliche Einspeisung mit den dazugehörigen Toleranzbereichen Abbildung 64: Illustration der Anforderungen an die Genauigkeit der Bestimmung der möglichen Einspeisung Abbildung 65: Darstellung einer Erzeugungs- und Verbrauchszeitreihe für das 100 % erneuerbare Energien Szenario (Kombikraftwerk ) Abbildung 66: Vorgehen zur Bestimmung des Regelleistungsbedarfs des Bilanzkreises (links) und zur Ermittlung der Fehlerverteilung, die in die Faltung zur Bestimmung des Regelleistungsbedarfs des ÜNBs eingeht (rechts) Abbildung 67: Darstellung des gesamten Regelleistungsbedarfs bei keinem Ausglich des 1 h-prognosefehlers der Windenergie und Photovoltaik auf Gesamtsystemebene (GS) oder auf Bilanzkreiseben zu 95 %, 99 % oder 99,95 % Abbildung 68: Darstellung des Anteils der verschiedenen Anlagentechnologien an der Regelleistungsvorhaltung im 100 % erneuerbaren Energien Szenario bei einer Teilnahme von Batterien am Regelleistungsmarkt für die sechs verschiedenen Arten der Regelleistung (Kombikraftwerk ) Abbildung 69: Darstellung des Anteils der verschiedenen Anlagentechnologien an der Regelleistungsvorhaltung im 100 % erneuerbaren Energien Szenario bei keiner Teilnahme von Batterien am Regelleistungsmarkt für die sechs verschiedenen Arten der Regelleistung (Kombikraftwerk ) Abbildung 70: Aufbau Kapitel Abbildung 71: Vergleich der Auswirkungen beider Definitionen der möglichen Einspeisung für die Vorhaltung und den Abruf von positiver Regelleistung bei gleichbleibenden Windverhältnissen für Definition 1 Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

11 (links) und Definition 2 (rechts) entsprechend dem Verfahren mögliche Einspeisung Abbildung 72: Überschätzung der möglichen Einspeisung eines Beispielwindparks bei einer Windgeschwindigkeit von 6,5 m/s (worst-case) und bei verschiedenen Windrichtungen für einen offshore-windpark (Quelle: Eisen et al.) Abbildung 73: Verschiedene Aufteilungen in Referenz- und abgeregelte Windkraftanlagen für einen Offshore-Windpark (Eisen 2007) Abbildung 74: Offizielle Leistungskurve der ENERCON E82 mit einer Nennleistung von 2 MW (ENERCON 2013) Abbildung 75: Eisens dynamisches Abschattungsmodell (Eisen 2007) Abbildung 76: Schematische Darstellung des Verfahrens letzter Leistungswert für eine Abregelung von 4 Stunden Abbildung 77: Gemessene Leistungswerte über der Gondelanemometerwindgeschwindigkeit und die mit LOESS erzeugte Leistungskurve Abbildung 78: Vorgehensweise beim Verfahren physikalisches Modell (nach Eisen 2007) Abbildung 79: Windgeschwindigkeit und Leistung einer Windkraftanlage über der Zeit in einer Auflösung von drei Sekunden (Schneider et al. 2013b) Abbildung 80: Leistung aller 18 Windkraftanlagen des über die Zeit in einer Auflösung von drei Sekunden (Schneider et al. 2013b) Abbildung 81: Leistung einer Anlage gemittelt über drei Sekunden, eine Minute und zehn Minuten (Schneider et al. 2013b) Abbildung 82: nrmse des Verfahrens Letzter Leistungswert für 10-Minuten-, 1-Minuteund 3-Sekunden-Intervalle in Abhängigkeit von der Dauer der Abregelung Abbildung 83: Leistung aller Anlagen des für unterschiedliche Mittelungsintervalle Abbildung 84: Streudiagramm der Leistung für unterschiedliche Mittelungsintervalle über die Windgeschwindigkeit Abbildung 85: Grafischer Vergleich der vier Verfahren zur Bestimmung der möglichen Einspeisung für unterschiedliche Mittelungsintervalle Abbildung 86: Grafischer Vergleich der vier Verfahren zur Bestimmung der möglichen Einspeisung für unterschiedlich starke Abregelung des Abbildung 87: Darstellung des Vorgehens in Kapitel 7 (GUI = graphische Benutzeroberfläche) Abbildung 88: Sequenzdiagramm der Datenerfassung zwischen Virtuellem Kraftwerk (OPC-Client) und Windpark (OPC-server) Abbildung 89 Sequenzdiagramm der Regelsignalberechnung (Sekundärregelleistung ) Abbildung 90 Struktur der REST Schnittstelle des Virtuellen Kraftwerks Abbildung 91: GUI Einzelansicht einer Energieerzeugenden Anlage Abbildung 92: Übersicht der erbrachten Leistung und der Fahrplanabweichung des Gesamtsystems Abbildung 93: Darstellung der Feldtestergebnisse des Feldheim, wobei die Abweichungen relativ zum vom Virtuellen Kraftwerk verschickten Sollwert berechnet wurden Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

12 Abbildung 94: Darstellung der Feldtestergebnisse des Altes Lager, wobei die Abweichungen relativ zum vom Virtuellen Kraftwerk verschickten Sollwert berechnet wurden Abbildung 95: Darstellung der Feldtestergebnisse des Feldheim, wobei die Abweichungen relativ zur möglichen Einspeisung bestimmt wurden Abbildung 96: Darstellung der Feldtestergebnisse bei einer großen Windeinspeisung des Feldheim, wobei die Abweichungen relativ zum vom Virtuellen Kraftwerk verschickten Sollwert berechnet wurden Abbildung 97: Darstellung der Feldtestergebnisse bei einer großen Windeinspeisung des Pools aus den Feldheim und Altes Lager, wobei die Abweichungen relativ zum vom Virtuellen Kraftwerk verschickten Sollwert berechnet wurden Abbildung 98: Änderung der Leistung einer Windkraftanlage und des gesamten Parks über die Zeit Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

13 Tabellenverzeichnis Tabelle 1: Übersicht über die im Projekt für die Untersuchungen verwendeten Windparkpools Tabelle 2: Tabellarische Übersicht über die untersuchten Länder für Tabelle 3: Ausfallwahrscheinlichkeiten der Gaskraftwerke für verschiedene Ausfalldauern und Volllaststunden Tabelle 4: Angebotspotenziale (Vortagsauktion) des Pools aus Gaskraftwerken (5 x 400 MW), des Windparkpools (1 GW) und des Pools aus dem Windparkpool und dem Pool aus Gaskraftwerken für die verschiedenen Fälle von Ausfalldauern und Vollaststunden der Gaskraftwerke Tabelle 5: Angebotspotenziale (Vortagsauktion) des Pools aus Gaskraftwerken (50 x 20 MW), des Windparkpools (1 GW) und des Pools aus dem Windparkpool und dem Pool aus Gaskraftwerken für die verschiedenen Fälle von Ausfalldauern und Volllaststunden der Gaskraftwerke Tabelle 6: Angebotspotenziale (Untertagsauktion) des Pools aus Gaskraftwerken (5 x 200 MW), des Windparkpools (1 GW) und gemeinsamen Pools für die verschiedenen Fälle von Ausfalldauern und Vollaststunden der Gaskraftwerke Tabelle 7: Vergleich der drei Konzepte zur verpflichtenden Primärregelleistungsbereitstellung durch anhand der Kriterien Energieverluste, Kosten und Sicherheit Tabelle 8: Tabellarischer Vergleich der beiden Nachweisverfahren anhand der Phasen der Regelleistungsbereitstellung Tabelle 9: Übersicht über die Einsparungen/zusätzlichen Kosten bei Verwendung der zwei Nachweisverfahren für die drei verschiedenen Kostenarten für das Jahr Tabelle 10: Darstellung der Möglichkeiten zur missbräuchlichen Beeinflussung der Abrufwahrscheinlichkeit entsprechend dem Verfahren mögliche Einspeisung Tabelle 11: Übersicht über die erzeugte und verbrauchte elektrische Energie im 100 %- Erneuerbare-Energien-Szenario Tabelle 12: Eine Anforderung an das Verfahren zur Bestimmung der möglichen Einspeisung bei der zwischen den einzelnen Regelleistungsarten differenziert werden muss Tabelle 13: Anforderungen an das Verfahren zur Bestimmung der möglichen Einspeisung bei denen zwischen den einzelnen Regelleistungsarten nicht differenziert werden muss Tabelle 14: nrmse für das Verfahren Letzter Leistungswert und unterschiedliche Mittelungsintervalle für eine Abregelungsdauer von zwei Stunden Tabelle 15: nrmse für das Referenzwindkraftanlagenverfahren und unterschiedliche Mittelungsintervalle Tabelle 16: nrmse für das Leistungskurvenverfahren und unterschiedliche Mittelungsintervalle Tabelle 17: nrmse für das Leistungskurvenverfahren und unterschiedlich starke Abregelung des Tabelle 18: nrmse für das Verfahren Physikalisches Modell und unterschiedliche Mittelungsintervalle Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

14 Tabelle 19: nrmse für alle vier Verfahren und unterschiedliche Mittelungsintervalle Tabelle 20: nrmse für alle vier Verfahren und unterschiedlich starke Abregelung des Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

15 1 Kurzzusammenfassung Kurzzusammenfassung Ziele Aufgrund der Prognoseungenauigkeit und Dargebotsabhängigkeit der Windenergie, ist unklar, wie die Angebotserstellung und die Nachweisführung bei der Regelleistungsbereitstellung durch Windkraftanlagen erfolgen kann, da die bisherigen Anbieter von Regelleistung nicht mit diesen Unsicherheiten konfrontiert sind. Daher war es das übergeordnete Ziel des Projektes, ein Angebots- und ein Nachweisverfahren für die Regelleistungsbereitstellung durch Windkraftanlagen sowie die dazugehörigen IKT- Lösungen zu entwickeln. Angebotserstellung Mit Hilfe probabilistischer Prognosen für die Windeinspeisung können Windparkpools Regelleistung mit der gleichen Zuverlässigkeit wie jetzige Anbieter anbieten. Im Projekt wurden verschiedene Angebotsstrategien für eine Vortagsauktion und eine Untertagsauktion mit einer Vorlaufzeit von einer Stunde entwickelt und die dazugehörigen Potenziale untersucht. Die Potenzialuntersuchungen zeigen, dass ein einzelner Windpark so gut wie keine Regelleistung bei einer Vortagsauktion anbieten kann. Bei den untersuchten Windparkpools mit einer Größe von 1 GW und 30 GW ergibt sich hingegen ein nennenswertes Angebotspotenzial, das in Bezug auf die Nennleistung beim 30 GW Windparkpool mit Abstand am größten ist. Im Fall einer Untertagsauktion ergeben sich für die 1 GW und 30 GW Windparkpools in Bezug auf die Nennleistung hingegen fast gleich große Angebotspotenziale. Dies spricht für die Einführung eines Arbeitspreismarktes mit einer Untertagsauktion, da diese, im Gegensatz zu einer Vortagsauktion, vielen Anbietern mit Windparkpools eine Teilnahme ermöglichen würde. Weiterhin kann das Potenzial durch das Pooling mit steuerbaren Anlagen gesteigert werden. Eine ganzjährige Bereitstellung von Regelleistung durch Windparkpools ist jedoch nicht möglich, da es Phasen gibt, in denen das Windaufkommen nicht ausreichend ist. Nachweisverfahren Im Projekt wurden die zwei Nachweisverfahren Fahrplan und mögliche Einspeisung definiert und kriterienbasiert miteinander verglichen, um das aus Gesamtsystemsicht beste Verfahren zu identifizieren. Beim Verfahren mögliche Einspeisung erfolgt die Erbringung von Regelleistung relativ zur möglichen Einspeisung. Die mögliche Einspeisung eines ist dabei die Leistung, die der Windpark produziert hätte, wenn er nicht abgeregelt worden wäre. Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

16 Beim Verfahren Fahrplan erfolgt die Regelleistungserbringung relativ zu einem vorab gemeldeten Fahrplan, der wiederum das Ergebnis von Handelsaktivitäten am Energiemarkt ist. Dieses Verfahren wird derzeit für die Bereitstellung von Regelleistung in Deutschland genutzt. Im Falle der Windenergie würde der Fahrplan basierend auf einer probabilistischen Prognose erstellt werden, welche es dem Windparkpool erlaubt die Einspeisung mit der Angabe einer bestimmten Zuverlässigkeit zu prognostizieren. Die im Rahmen des Projekts getesteten Verfahren zur Bestimmung der möglichen Einspeisung verfügen nicht über eine für die Regelleistungsbereitstellung ausreichende Genauigkeit. Zukünftige Forschungsaktivitäten und Ausgleichseffekte durch das Pooling von lassen jedoch eine ausreichend genaue Bestimmung der möglichen Einspeisung erhoffen. Die Nachweismethode im Verfahren Fahrplan verfügt schon heute über eine ausreichende Genauigkeit. Da die Partner die Kriterien unterschiedlich gewichten, empfehlen das Fraunhofer IWES, Energiequelle und ENERCON das Verfahren mögliche Einspeisung und Amprion und TenneT TSO das Verfahren Fahrplan. Die Empfehlung des Verfahrens mögliche Einspeisung setzt jedoch voraus, dass dieses in technischer Hinsicht auch ausreichend genau umsetzbar ist. Kurzzusammenfassung IKT-Lösungen und Feldtestergebnisse Im Feldtest konnte gezeigt werden, dass die Steuerung von mit einer Drei-Sekunden-Taktung möglich ist. Die Ergebnisse zeigen, dass die Windparkregelung im Fall der Minutenreserve bereits auf Windparkebene ausreichend genau ist, unter Vernachlässigung der Ungenauigkeit der Bestimmung der möglichen Einspeisung. Dies gilt nicht im Fall der Primär- und Sekundärregelleistung, kann jedoch voraussichtlich durch ein Pooling von mehreren sowie die Optimierung der Regelungsstruktur erreicht werden. Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

17 2 Projektziele und Projektstruktur Projektziele und Projektstruktur 2.1 Motivation Die 2013 in Deutschland installierten Windkraftanlagen mit einer Nennleistung von 33,5 GW sowie eine jährlich neu installierte Nennleistung von durchschnittlich ca. 2 GW (Fraunhofer IWES 2013) führt dazu, dass zukünftig einen größer werdenden Beitrag zur Versorgungssicherheit leisten und Systemdienstleistungen bereitstellen müssen. Zu den Systemdienstleistungen gehört u.a. die Regelleistung, deren Ziel es ist, die Sollnetzfrequenz zu halten. Soll mit Windkraftanlagen Regelleistung bereitgestellt werden, so müssen diese für die Zeit der Leistungsvorhaltung (positive Regelleistung) oder für die Zeit der Leistungserbringung (negative Regelleistung) gedrosselt werden. Obwohl dies immer mit Energieverlusten einhergeht, kann die Regelleistungsbereitstellung durch Windkraftanlagen aus den folgenden Gründen dennoch sinnvoll sein. In der Literatur finden sich dazu folgende Aussagen: verfügen über eine hochwertige Flexibilität, da sie schnell und genau regelbar sind (ENERCON 2011). Würde diese Flexibilität dem Gesamtsystem in Form von Regelleistung zur Verfügung stehen, würde dies die Systemsicherheit unterstützen. Die Alternativen zur Regelleistungsbereitstellung durch Windkraftanlagen können unwirtschaftlicher sein. Dies ist z.b. dann der Fall, wenn extra für die Regelleistung Speicher gebaut werden oder konventionelle Erzeuger teuer hoch- und heruntergefahren werden müssen (dena 2010). Durch die Teilnahme von Windkraftanlagen am Regelleistungsmarkt bei gleichen Wettbewerbsbedingungen wird der Wettbewerb gesteigert, wodurch die Kosten für die Regelleistungsvorhaltung sinken (BM Intermittent Gen WG 2010). Ein fairer Wettbewerb erfordert jedoch gleiche Rahmenbedingungen für alle Anbieter. In der Literatur wird häufig die Vermeidung von Must-Run-Units als weiterer Grund genannt. Hierbei handelt es sich um konventionelle Kraftwerke, die einen bestimmten Arbeitspunkt haben müssen, um Regelleistung bereitstellen zu können. Wenn Windkraftanlagen keine Regelleistung bereitstellen, würde dies in Zeiten mit geringer residualer Last dazu führen, dass Windkraft- oder PV-Anlagen abgeregelt werden müssten, damit konventionelle Kraftwerke ihren für die Regelleistungsbereitstellung benötigten Arbeitspunkt einnehmen können (BMWi 2011). Die Bereitstellung von Regelleistung von könnte somit die Anzahl der Must-Run-Units im Netz in Zeiten großen Windangebots verringern. Laut der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) ist dieser Grund jedoch aktuell und auch in naher Zukunft aus den folgenden Gründen fraglich: Die genannte Literaturquelle bezieht sich im Wesentlichen auf Primärregelleistung, die überwiegend durch thermische Kraftwerke bereitgestellt wird. Sekundärregelleistung und Minutenreserve werden hauptsächlich durch Pumpspeicherkraftwerke, Biogasanlagen, regelbare Lasten und viele andere Erzeugungstechnologien bereitgestellt. Die Bereitstellung von Regelleistung stellt Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

18 nur eine Ursache für Must-Run-Units dar, somit müssten auch die anderen Ursachen, wie z.b. Redispatch oder Spannungshaltung, gelöst werden, um Must- Run-Units zu überflüssig zu machen. Darüber hinaus gibt es aktuell nur wenige Zeiten mit einer geringen residualen Last. In ferner Zukunft könnte dies jedoch ein relevanter Grund werden. Projektziele und Projektstruktur Es gibt bereits einige Anbieter die Regelleistung aus Biomasse/-gas oder Laufwasserkraftwerken, also EE-Anlagen, anbieten. Daher gibt es auch bereits eine Vielzahl von Pool- und Windparkbetreibern, die Regelleistung anbieten möchten. Um die durch die optionale Marktprämie geschaffenen Möglichkeiten auch nutzen zu können, gilt es nun, Verfahren für die Angebotserstellung und Nachweisführung zu entwickeln, mit denen Windkraftanlagen Regelleistung bereitstellen können. Diese Verfahren müssen die besonderen Eigenschaften der Windenergie, die Dargebotsabhängigkeit und Prognoseungenauigkeit, berücksichtigen. 2.2 Zielsetzung Das übergeordnete Ziel des Projektes ist es, einen Vorschlag für ein Verfahren zur Regelleistungsbereitstellung durch Windparkpools zu entwickeln. Dieses übergeordnete Ziel kann in drei Teilziele unterteilt werden: Entwicklung eines Verfahrens zur Bestimmung eines Regelleistungsangebots von Windparkpools mit vorgegebener Zuverlässigkeit Entwicklung und Demonstration eines Nachweisverfahrens zur Regelleistungsbereitstellung durch Windparkpools Entwicklung und Demonstration einer Informations- und Kommunikationstechnik-Lösung (IKT-Lösung) zur Bereitstellung von Regelleistung durch Windparkpools, die durch ein virtuelles Kraftwerk gesteuert wurden 2.3 Vorgehen 3 Regelungen Ausland/ Stand der Forschung Abbildung 1: Vorgehen im Projekt und Struktur des Abschlussberichts 4 Angebotserstellung 5 Vergleich Nachweisverfahren 6 Bestimmung mögliche Einspeisung 7 IKT Lösungen Abbildung 1 gibt das Vorgehen im Projekt wieder, wobei das Vorgehen identisch mit der Gliederung des Abschlussberichts ist. Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

19 Anfangs wird in Kapitel 3 ein Überblick über die Regelungen zur Frequenzhaltung und zur Regelleistungsbereitstellung durch im Ausland gegeben und es werden die Ergebnisse bisheriger Forschungsprojekte zur Regelleistungsbereitstellung durch gezeigt. In Kapitel 4 wird beschrieben, wie mithilfe von probabilistischen Prognosen Angebote am Regelleistungsmarkt einstellen können und welche Potenziale sich dabei für verschieden große Windparkpools ergeben (Teilziel 1). In Kapitel 5 werden die zwei Möglichkeiten zum Nachweis der Regelleistungsbereitstellung ( mögliche Einspeisung und Fahrplan ) anhand verschiedener Kriterien miteinander verglichen (Teilziel 2). In Kapitel 6 wird beschrieben, wie die mögliche Einspeisung bei bestimmt werden kann und es werden verschiedene Verfahren anhand von zwei in Brandenburg getestet. In Kapitel 7 werden IKT-Lösungen für die Regelleistungsbereitstellung beschrieben und die Feldtestergebnisse der Regelleistungsbereitstellung entsprechend dem Verfahren mögliche Einspeisung dokumentiert (Teilziel 3). Projektziele und Projektstruktur Angebotserstellung Vortag Untertag Nachweisverfahren IKT-Lösungen Tabelle 1: Übersicht über die im Projekt für die Untersuchungen verwendeten Windparkpools 30 GW GW Kombination zweier und Einzelne und Tabelle 1 zeigt eine Übersicht über die im Rahmen des Projekts durchgeführten Untersuchungen und Tests zur Angebotserstellung, zum Nachweisverfahren und zu den IKT-Lösungen. Dabei ist auch angegeben, mit welchen Windparkpools oder einzelnen die Untersuchungen durchgeführt wurden und in welchen Kapiteln diese Untersuchungen beschrieben werden. Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

20 3 Bestehende Regelungen und Stand der Forschung Bestehende Regelungen und Stand der Forschung 3.1 Ziel und Vorgehen Das Ziel dieses Kapitels ist es, einen Überblick über die Regelleistungsbereitstellung in Deutschland im Allgemeinen, Regelungen zur Regelleistungsbereitstellung und Frequenzhaltung durch in ausgewählten Ländern und über die aktuelle Forschung auf diesem Gebiet zu geben. 3.2 Regelleistung in Deutschland 3.3 Regelleistung durch Wind 3.4 Forschungsprojekte Abbildung 2: Aufbau von Kapitel 3 Anfangs werden in Kapitel 3.2 die Regelungen zur Regelleistungsbereitstellung in Deutschland und der deutsche Regelenergiemarkt erläutert. In Kapitel 3.3 folgt ein Überblick über die Regelungen zur Frequenzhaltung und Regelleistungsbereitstellung, wobei hier nur Länder mit einem nennenswerten Anteil der Windenergie an der Stromerzeugung beschrieben werden. Kapitel 3.4 fasst die Aktivitäten in Forschungsprojekten zur Regelleistungsbereitstellung durch zusammen. 3.2 Regelleistung in Deutschland Damit der Sollwert der Netzfrequenz gehalten werden kann, müssen Erzeugung und Verbrauch stets im Gleichgewicht sein. Diese sogenannte Frequenzhaltung ist Aufgabe der ÜNB. Um Abweichungen der einzelnen Bilanzkreise von ihrem Fahrplan auszugleichen, steht ihnen Regelleistung in Form von Primärregelleistung, Sekundärregelleistung und Minutenreserveleistung zur Verfügung. Diese unterscheiden sich unter anderem in Bezug auf die Aktivierungsgeschwindigkeit und ihre Ausschreibungsbedingungen. Die vier deutschen ÜNB haben sich im sogenannten Netzreglerverbund zusammengeschlossen, um den Einsatz und die Vorhaltung von Regelleistung technisch und wirtschaftlich zu optimieren. Dazu gehören die Vermeidung gegenläufiger Aktivierung von Regelleistung, die gemeinsame Dimensionierung der vorzuhaltenden Regelleistung, die gemeinsame Beschaffung von Sekundärregelleistung und Minutenreserveleistung und eine kostenoptimale Aktivierung von Sekundärregelleistung und Minutenreserveleistung. Die Beschaffung des Bedarfs an Regelleistung für den deutschen Netzreglerverbund erfolgt gemeinsam durch alle deutschen ÜNB über die Internetplattform regelleistung.net. Um Regelleistung anbieten zu können, müssen potenzielle Anbieter ein Präqualifikationsverfahren durchlaufen, in dem sie nachweisen, dass sie die für die Erbringung einer bestimmten Regelleistungsart vorausgesetzten Anforderungen erfüllen. Meist werden mehrere Anlagen zu einem Pool zusammengefasst, um beispielsweise die Mindestangebotsgröße zu erreichen oder die Zuverlässigkeit der Regelleistungserbringung zu erhöhen. Im Folgenden werden die Eigenschaften der drei Regelleistungsarten näher erläutert. Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

21 Primärregelleistung Primärregelleistung hat die geringste Aktivierungszeit der drei Regelleistungsarten. Ihre vollständige Aktivierung muss spätestens nach 30 Sekunden abgeschlossen sein und erfolgt in Abhängigkeit von der Netzfrequenz. Sie dient dazu plötzlich auftretende Leistungsungleichgewichte abzufangen und die Frequenz zu stabilisieren. Die Erbringung geschieht dabei gemeinsam durch alle Anlagen, die im europäischen Verbundnetz Primärregelleistung bereitstellen. Die Vergütung erfolgt lediglich über einen Leistungspreis. Der Einsatz von Primärregelleistung wird nicht zusätzlich vergütet. Die Ausschreibung erfolgt symmetrisch, das heißt, die angebotene positive Primärregelleistung muss betragsmäßig genauso groß sein wie die angebotene negative Primärregelleistung. Die Ausschreibungsdauer beträgt eine Woche und die Mindestangebotsgröße beträgt ± 1 MW. Im europäischen Verbundnetz werden insgesamt ±3000 MW Primärregelleistung vorgehalten, der deutsche Anteil betrug 2012 dabei 592 MW (regelleistung.net 2013). Bestehende Regelungen und Stand der Forschung Sekundärregelleistung Die Sekundärregelleistung dient dazu, die Primärregelleistung abzulösen und die Frequenz auf ihren Sollwert zurückzuführen. Zudem soll der Einsatz der Sekundärregelleistung die Austauschleistung zu angrenzenden Regelzonen auf ihren Sollwert zurückführen. Die vollständige Aktivierung der Sekundärregelleistung hat innerhalb von fünf Minuten zu geschehen und erfolgt in der für das Ungleichgewicht verantwortlichen Regelzone. Die Vorhaltung von Sekundärregelleistung wird durch einen Leistungspreis vergütet. Zusätzlich wird für abgerufene Sekundärregelenergie ein Arbeitspreis gezahlt. Die Ausschreibungsdauer für Sekundärregelleistung beträgt eine Woche und die Mindestangebotsgröße 5 MW. Im deutschen Netzreglerverbund wurden 2012 im Mittel 2131 MW an negativer und 2091 MW an positiver Sekundärregelleistung ausgeschrieben (regelleistung.net 2013). Im selben Zeitraum wurden etwa 2,7 TWh negative und 2,1 TWh positive Sekundärregelenergie abgerufen (Bundesnetzagentur, Bundeskartellamt 2013). Minutenreserveleistung Die Aktivierungszeit der Minutenreserveleistung beträgt 15 Minuten, wodurch die Minutenreserve die langsamste der drei Regelleistungsarten ist. Sie wird eingesetzt, um bei länger andauernden Leistungsungleichgewichten die Sekundärregelleistung abzulösen und somit das Sekundärregelband wiederherzustellen. Aus diesem Grund erfolgt die Aktivierung auch hier in der Regelzone, in der das Ungleichgewicht aufgetreten ist. Wie bei der Sekundärregelleistung erfolgt die Vergütung auch bei der Minutenreserveleistung durch einen Leistungs- und einen Arbeitspreis. Die Ausschreibung findet täglich statt, außer an Wochenenden und bundesweiten Feiertagen. Dabei gibt es sechs Zeitscheiben mit einer Dauer von jeweils vier Stunden wurden im Durchschnitt 2325 MW an negativer Minutenreserveleistung und 1908 MW an positiver Minutenreserveleistung vorgehalten (regelleistung.net 2013). Gleichzeitig wurden 629 GWh an negativer und 558 GWh an positiver Minutenreserve abgerufen (Bundesnetzagentur, Bundeskartellamt 2013). Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

22 Einführung eines Arbeitspreismarktes Im Rahmen der Integration der europäischen Regelleistungsmärkte ist die Einführung eines Arbeitspreismarktes mit einer Vorlaufzeit von einer Stunde geplant (ACER 2012a). Dabei können Anbieter kurzfristig freie Flexibilitäten für die Erbringung von Regelleistung anbieten. Sie erhalten dabei jedoch keinen Leistungspreis für die Vorhaltung von Regelleistung sondern lediglich einen Arbeitspreis für tatsächlich erbrachte Regelenergie. Bestehende Regelungen und Stand der Forschung 3.3 Regelleistungsbereitstellung und Frequenzstützung durch in ausgewählten Ländern Die zu untersuchenden Länder Europas wurden aufgrund ihres Anteils der Windenergie am gesamten Stromverbrauch im Jahr 2012 ausgewählt. Zudem wurden die USA als das Land mit der zweithöchsten installierten Nennleistung an Windkraftanlagen weltweit zusätzlich aufgenommen. Somit werden folgende Länder betrachtet: Dänemark, Portugal, Spanien, Irland, Deutschland, Rumänien, das Vereinigte Königreich und die USA. Für jedes Land wird untersucht, wie viele ÜNB bzw. wie viele Regelzonen es gibt, wie groß die installierte Nennleistung ist und welchen Anteil die Windenergie am gesamten Stromverbrauch hat. Anschließend wird geprüft, ob es in den Regularien der ÜNB Vorschriften zur Wirkleistungssteuerung von Windkraftanlagen in Abhängigkeit von der Frequenz des Stromnetzes gibt. Zudem wird geklärt, ob und - wenn ja - wie Windkraftanlagen am Regelleistungsmarkt teilnehmen können und welche Markterfahrungen es bisher gibt. Dänemark Dänemark hat mit energinet.dk einen ÜNB. Allerdings ist das dänische Stromnetz in zwei Regelzonen aufgeteilt, wobei die westliche Regelzone zum UCTE- und die östliche Regelzone zum NORDEL-Verbundnetz gehört. Die installierte Windleistung betrug Ende MW (The European Wind Energy Association 2013). Damit konnte die Windenergie im Jahr 2011 einen Anteil von 27 % des dänischen Stromverbrauchs decken (The European Wind Energy Association 2013). Alle installierten Windkraftanlagen in Dänemark müssen in der Lage sein, zwischen zwei frequenzabhängigen Regelungen zu wechseln. Im ersten Fall muss die Leistung der Windkraftanlage in Abhängigkeit von der Netzfrequenz geregelt werden können. Dies geschieht wie in Abbildung 3 schematisch anhand der gestrichelten Linie dargestellt. Unterhalb einer bestimmten Frequenz speist die Windkraftanlage ihre maximal mögliche Leistung (mögliche Einspeisung) ein. Ab einer bestimmten Frequenz wird die Leistung der Windkraftanlage linear abgeregelt bis der Sollwert der Abregelung erreicht ist. Dies ist beim unteren Grenzwert des Totbandes um die Sollfrequenz der Fall. Im Bereich des Totbandes ist die Leistung gleich ihrem Sollwert. Überschreitet die Frequenz den oberen Grenzwert des Totbandes, wird die Leistung weiter linear abgesenkt bis bei einer bestimmten Frequenz keine Leistung mehr eingespeist wird. Im zweiten Fall, dargestellt durch die durchgezogene Linie, wird die Leistung lediglich oberhalb einer bestimmten Frequenz linear abgeregelt. Die Werte für die einzelnen Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

23 Frequenzen und die Sollleistung werden dabei innerhalb bestimmter Grenzen vom Netzbetreiber festgelegt (Elkraft System; Eltra May 2004a; Elkraft System; Eltra May 2004b). Bestehende Regelungen und Stand der Forschung Abbildung 3: Regelung in Abhängigkeit der Frequenz mit und ohne vorheriger Abregelung (aus Elkraft System; Eltra May 2004a) Die Teilnahme von Windkraftanlagen ist nur am Energy-Only-Markt (kein Leistungsentgelt) für negative Minutenreserve zulässig und wird praktiziert. Die Bereitstellung erfolgt ausgehend vom Fahrplan der Windkraftanlage, der der Prognose entspricht. Kann der Fahrplan nicht eingehalten werden, wird die Differenz durch Ausgleichenergie kompensiert. Dabei entspricht der Ausgleichsenergiepreis mindestens dem teuersten Arbeitspreis der eingesetzten Regelenergie (marginal pricing). Somit sind keine Arbitragegewinne bei Nicht-Erbringung möglich. Die Teilnahme von Windkraftanlagen an der Sekundär- und Primärregelleistungsbereitstellung ist nicht möglich (Katz 2012). Portugal In Portugal waren Ende 2012 Windkraftanlagen mit einer Nennleistung von MW installiert. Durch die Windenergie konnten im Jahr % des portugiesischen Strombedarfs gedeckt werden (The European Wind Energy Association 2013). Das portugiesische Übertragungsnetz wird von Redes de Confiança betrieben. Windkraftanlagen nehmen in Portugal nicht am Regelleistungsmarkt teil. Allerdings müssen große seit 2007 die technische Möglichkeit zur Abregelung ihrer Leistung besitzen. Der steigende Anteil der Windenergie führt laut Redes de Confiança zu einem höheren Bedarf an Primärregelleistung. Somit sind in näherer Zukunft Änderungen bei der Regelleistungsbereitstellung zu erwarten (Estanqueiro 2012). Spanien Das spanische Übertragungsnetz wird von Red Eléctrica de España betrieben. Der Anteil der Windenergie am gesamten Stromverbrauch lag 2012 bei 16 % bei einer installierten Leistung von MW (The European Wind Energy Association 2013). Zurzeit sind Windkraftanlagen, wie alle anderen Erzeuger in Spanien, dazu verpflichtet, 1,5 % ihrer Nennleistung als Primärregelleistung vorzuhalten. Allerdings nutzen die meisten, vermutlich sogar alle (Sainz Arroyo 2012), Windkraftanlagen-Betreiber die Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

24 Möglichkeit, die geforderte Regelleistung von anderen Kraftwerken zu kaufen (Makarov et al. 2008). Neue müssen allerdings technisch dazu in der Lage sein, zukünftig auch selbst Primärregelleistung bereitstellen zu können, wenn die erneuerbaren Energien die konventionelle Stromerzeugung abgelöst haben (La Torre Rodriguez 2012a). Dabei ist vorgesehen, dass Windkraftanlagen die gleichen Bedingungen erfüllen müssen wie konventionelle Kraftwerke. Wie die Bereitstellung von Primärregelleistung genau aussehen soll, ist Abbildung 4 zu entnehmen. Dies geschieht allerdings immer in Abhängigkeit von der Verfügbarkeit der jeweils genutzten Primärenergie. Zudem müssen die Anlagen bei einer Produktion von unter 20 % der Nennleistung keine Primärregelleistung bereitstellen. Das gleiche gilt für den Fall, dass die Abregelung zu einem Arbeitspunkt von weniger als 20 % der Nennleistung führen würde (La Torre Rodriguez 2012b). Bestehende Regelungen und Stand der Forschung Abbildung 4: Leistungsänderung (in pu) in Abhängigkeit von der Frequenzabweichung, die jede Erzeugungseinheit in Spanien bereitstellen muss, um Primärregelleistung bereitzustellen (aus La Torre Rodriguez 2012b). Darüber hinaus dürfen Windkraftanlagen in Spanien nicht am Regelleistungsmarkt teilnehmen, da dies nur steuerbaren Erzeugern erlaubt ist. Nach dem königlichen Erlass 661/2007 sind unter steuerbaren Erzeugern jene Erzeuger zu verstehen, die auf Anweisung des Netzbetreibers ihre Leistung reduzieren können ohne Primärenergie zu verschwenden. Gerade dies ist jedoch bei Windkraftanlagen der Fall, wenn sie abgeregelt werden. Aus diesem Grund dürfen Windkraftanlagen in Spanien nicht am Regelleistungsmarkt teilnehmen (La Torre Rodriguez 2012a). Irland Irland hat mit EirGrid einen ÜNB. Mit einer installierten Leistung von MW Ende 2012 konnten in diesem Jahr 13 % des irischen Stromverbrauchs mit Windenergie gedeckt werden (The European Wind Energy Association 2013). Die Leistung eines regelbaren muss in Abhängigkeit von der Frequenz, wie in Abbildung 5 dargestellt, regelbar sein. Unter normalen Bedingungen liegt die Leistung des bei dem von Linie B-C festgelegten Wert. Fällt die Frequenz unter die Frequenz FB, wird die Leistung erhöht (Linie A-B) bis unterhalb der Frequenz FA die volle Leistung des abgerufen wird. Übersteigt die Frequenz den Wert FC, wird die Leistung des gedrosselt (Linie C-D) bis der Windpark bei einer Frequenz höher als FD bzw. FE vollständig abgeregelt wird. Die Punkte A, B, C, D und E können sich abhängig von der Position des und den System-Bedingungen unterscheiden (EirGrid 2011). Somit tragen in Irland verpflichtend zur Frequenzhaltung bei. Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

25 Bestehende Regelungen und Stand der Forschung Abbildung 5: Beispiel für eine Leistungs-Frequenz-Kennlinie (aus EirGrid 2011) Abgesehen davon gibt es für in Irland noch keine Möglichkeit, am Regelleistungsmarkt teilzunehmen (Caroll 2012). Deutschland Deutschland hat vier ÜNB: 50Hertz, Amprion, TenneT und TransnetBW. Die installierte Nennleistung an Windkraftanlagen betrug Ende MW und führte zu einer Deckung des deutschen Stromverbrauchs von 11 % (The European Wind Energy Association 2013). Windkraftanlagen müssen, wie alle Erneuerbare-Energie-Gesetz-Erzeugungseinheiten, im Betrieb bei einer Frequenz von mehr als 50,2 Hz die momentane Wirkleistung mit einem Gradienten von 40 % der momentan verfügbaren Leistung des Generators je Hertz absenken (VDN 2007b). Aufgrund der besonderen Eigenschaften der Windenergie ist offen, wie das derzeit genutzte Präqualifikationsverfahren auf diese angewandt wird. Aus diesem Grund könnten bzw. Windparkpools bislang noch nicht am Regelleistungsmarkt teilnehmen. Rumänien In Rumänien waren Ende 2012 Windkraftanlagen mit einer Nennleistung von MW installiert. In diesem Jahr konnten 7 % des rumänischen Stromverbrauchs durch Windenergie gedeckt werden (The European Wind Energy Association 2013). Für das Übertragungsnetz in Rumänien ist Transelectrica verantwortlich. Windkraftanlagen in Rumänien müssen, genauso wie in Irland, in der Lage sein, ihre Leistung in Abhängigkeit von der Netzfrequenz zu ändern (Transelectrica). Eine Teilnahme von Windkraftanlagen am Regelleistungsmarkt erfolgte bislang nicht. Vereinigtes Königreich Ende 2012 war im Vereinigten Königreich eine Nennleistung von MW an Windkraftanlagen installiert. Damit wurden 6 % des britischen Stromverbrauchs gedeckt (The European Wind Energy Association 2013). Nationalgrid ist der verant- Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

26 wortliche ÜNB für England, Wales und Schottland. Das Übertragungsnetz in Nordirland wird von System Operator for Northern Ireland (SONI) betrieben. Bestehende Regelungen und Stand der Forschung Großbritannien Für das von Nationalgrid betriebene Übertragungsnetz gilt, dass > 50 MW auf Abruf ihre Wirkleistung in Abhängigkeit von der Netzfrequenz auf die im Grid Code beschriebene Art und Weise regeln können müssen, um somit Regelleistung bereitstellen zu können. Dabei sind zwei Betriebsweisen zu unterscheiden. Im Frequency Sensitive Mode muss die Wirkleistung der Windkraftanlage ständig in Abhängigkeit von der Frequenz geregelt werden. Im Limited Frequency Sensitive Mode ist das nur der Fall, wenn die Netzfrequenz höher als 50,4 Hz ist. In diesem Fall muss Limited High Frequency Control bereitgestellt werden. Abbildung 6 zeigt die Minimalanforderungen, die ein Windpark mit mehr als 50 MW Leistung bei einer Frequenzabweichung von 0,5 Hz von der Netzsollfrequenz im Rahmen des Frequency Sensitive Modes erfüllen muss. Demnach muss der Windpark bei einem Betrieb zwischen 55 % und 100 % der Nennleistung bis zu 10 % der Nennleistung zur Frequenzhaltung bereitstellen können. Die Anpassung der Höhe der möglichen Regelleistungsbereitstellung erfolgt linear in Abhängigkeit von der Netzfrequenz (National Grid Electricity Transmission plc 2012). Abbildung 6: Minimal- Anforderungs-Profil für die frequenzabhängige Wirkleistungsregulierung für eine Abweichung von 0,5 Hz von der Netzsollfrequenz im Rahmen des Frequency Sensitive Mode Zudem ist es für möglich, an jedem beliebigen Markt teilzunehmen, solange sie die minimalen technischen Anforderungen erfüllen. Dies erweist sich aber durch den fluktuierenden Charakter der Windenergie als schwierig. Generell versuchen, möglichst viel Energie zu erzeugen, um die Anzahl der Renewables Obligations Certificates zu maximieren und nehmen deshalb oft auch aus ökonomischen Gründen nicht am Regelleistungsmarkt teil (Lam 2012a). Allerdings gibt es Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

27 , die bereits negative Regelenergie bereitgestellt haben (Lam 2012b). Der Nachweis der Bereitstellung erfolgt dabei über die Final Physical Notifications, die der 1-Stunden-Prognose für die Leistung des entsprechen. Der Nachweis entspricht somit dem dänischen Verfahren, bei dem die Bereitstellung ebenfalls relativ zu einem Fahrplan erfolgt. Für die Zukunft gibt es allerdings Überlegungen, die mögliche Einspeisung als Referenz für die Regelleistungsbereitstellung zu nutzen. Als Nachteile werden dabei jedoch die Benachteiligung der anderen Anbieter, die sich um die Einhaltung von Fahrplänen bemühen müssen, und der fehlende Anreiz für genaue Prognosen der gesehen. Insgesamt wird durch die Beteiligung von ein größerer Wettbewerb am Regelleistungsmarkt erwartet (BM Intermittent Gen WG 2010). Bestehende Regelungen und Stand der Forschung Nordirland In Nordirland müssen regelbare (>5 MW, installiert nach dem 1. April 2005) ebenfalls frequenzabhängige Wirkleistungsregulierung bereitstellen können. Dazu müssen sie in einem gewissen Frequenzbereich eine Abregelung mit einem bestimmten Wert erlauben. Zusätzlich müssen sie in der Lage sein, bei über 51,0 Hz die Leistung linear abzuregeln. Die entsprechenden Werte für die Leistungsreduzierung und die Frequenzbereiche werden vom TSO festgelegt (System Operator for Northern Ireland 2012). Da Nordirland einen gemeinsamen Elektrizitätsmarkt mit Irland hat, gibt es auch hier keine Möglichkeit der Teilnahme am Regelleistungsmarkt für. USA Die USA sind hinter China das Land mit der höchsten installierten Nennleistung an Windkraftanlagen. Ende 2012 betrug diese MW (Global Wind Energy Council 2013). Damit konnten im gleichen Jahr 3,5 % der Stromerzeugung der USA gedeckt werden (U.S. Energy Information Administration 2013). In den USA existieren drei Verbundnetze mit jeweils synchroner Frequenz: Die Western Interconnection, die Eastern Interconnection und die Texas Interconnection. Die einzelnen Übertragungsnetze werden von sogenannten Regional Transmission Organizations (RTOs) oder Independent System Operator (ISOs) betrieben. In den Netzen der einzelnen RTOs und ISOs gelten jeweils unterschiedliche Regeln für die Wirkleistungseinspeisung, die Teilnahme am Regelleistungsmarkt und so weiter. In (Utility Wind Integration Group UWIG 2011) wird ein Überblick über die Regelungen der einzelnen Betreiber gegeben. Teilweise wird von Windkraftanlagen die Fähigkeit zur Wirkleistungsregelung in Abhängigkeit von der Frequenz erwartet. Manche Netzbetreiber erlauben grundsätzlich auch die Teilnahme am Regelleistungsmarkt, solange die geltenden Anforderungen von den Windkraftanlagen erfüllt werden können. Allerdings haben bis jetzt nur vier im Netz der Public Service Company of Colorado (PSCO) negative Regelleistung bereitgestellt. Diese wird allerdings nur abgerufen, wenn alle anderen verfügbaren Regelleistungsressourcen ausgeschöpft sind (Utility Wind Integration Group UWIG 2011). Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

28 Land Installierte Windleistung Ende 2011 Anteil der Windenergie am Stromverbrauch Wirkleistungsregelung im Grid Code Teilnahme am Regelleistungsmarkt möglich Teilnahme bereits erfolgt Bestehende Regelungen und Stand der Forschung Tabelle 2: Tabellarische Übersicht über die untersuchten Länder für 2012 Dänemark MW 1 27 % 1 Ja Ja 5 Ja Portugal MW 1 17 % 1 Ja Nein Nein Spanien MW 1 16 % 1 Ja Nein Nein Irland MW 1 13 % 1 Ja Nein Nein Deutschland MW 1 11 % 1 Ja Nein Nein Rumänien MW 1 7 % 1 Ja Nein Nein Vereinigtes Königreich MW 1 6 % 1 Großbritannien Ja Ja Ja Nordirland Ja Nein Nein USA MW ² 3,5 % 4 von Netzbetreibern abhängig 1 The European Wind Energy Association 2013, ² Global Wind Energy Council 2013, ³ Earth Polocy Institute and Bloomberg, 4 U.S. Energy Information Administration 2013), 5 Teilnahme nur am Energy-Only-Markt möglich Tabelle 2 fasst die zuvor für die einzelnen Länder beschriebenen Informationen zur installierten Leistung, dem Anteil der Windenergie am Stromverbrauch, den Wirkleistungsregelungen im Grid Code und möglichen und bereits erfolgten Teilnahme von Windkraftanlagen am Regelleistungsmarkt zusammen. 3.4 Forschungsprojekte zur Regelleistungsbereitstellung durch In der Dissertation von (Gesino 2010) wurde ein Verfahren entwickelt, mit dem die Verfügbarkeit von Windkraftanlagen für die Bereitstellung von Primärregelleistung und Sekundärregelleistung aufbauend auf Kurzfristprognosen abgeschätzt werden kann. In (RWTH Aachen et al. 2007) werden verschiedene Möglichkeiten diskutiert, wie Windkraftanlagen dazu genutzt werden können, um den steigenden Bedarf an negativer Minutenreserve zu reduzieren. Dabei wird eine Lösung favorisiert, bei der Windkraftanlagen gedrosselt werden können bzw. negative Minutenreserve bereitstellen, wenn die vom ÜNB ausgeschriebene negative Minutenreserve nicht mehr ausreichen sollte. Diese Regelung hat zwar den Nachteil, dass Windenergie abgeregelt werden muss, gleichzeitig kann jedoch der Bedarf an negativer Minutenreserveleistung erheblich reduziert werden. In (Consentec et al. 2011) wird betont, dass fluktuierende Erzeuger (Wind und Photovoltaik) zwar ein hohes Potenzial für negative Regelleistung aufweisen, jedoch Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

29 nicht die Bedingungen zur Teilnahme am Regelleistungsmarkt erfüllen. Dies wird vor allem auf die geringe Zuverlässigkeit zurückgeführt, die ggf. durch das Pooling mit konventionellen Anlagen auf das notwendige Maß gesteigert werden könnte. Es wird jedoch auch betont, dass das Potenzial der fluktuierenden Erzeuger vor allem dann groß ist, wenn konventionelle Erzeuger nur schwer negative Regelleistung bereitstellen können, was daran liegt, dass nur wenig konventionelle Leistung aufgrund der dann hohen Einspeisung fluktuierender Erzeuger am Netz ist. Aufgrund der im ersten Absatz genannten Vorteile der Regelleistungsbereitstellung durch fluktuierende Erzeuger wird in der Studie empfohlen, das Regelleistungspotenzial fluktuierender Erzeuger über andere Wege nutzbar zu machen. Dies könnte z.b. über die Verkürzung der Vorlaufzeiten am Intraday Markt geschehen, wodurch der Intraday Markt teilweise die Minutenreserve ersetzen würde. Ein konkreter Vorschlag für die Vorlaufzeiten am Intraday Markt wird jedoch nicht gemacht. All diese Publikationen gehen nicht darauf ein, wie genau Windkraftanlagen an den Regelleistungsmärkten partizipieren können. Dies betrifft vor allem die Fragestellungen, wie die Bereitstellung von Regelleistung nachgewiesen wird und wie ein Angebot berechnet werden kann. Im Folgenden sollen ausschließlich Publikationen behandelt werden, die auf den Nachweis und die Angebotserstellung eingehen. Bestehende Regelungen und Stand der Forschung Angebot Zum Thema Bestimmung eines Regelleistungsangebots aufbauend auf probabilistischen Prognosen sind Arbeiten am Fraunhofer IWES (Speckmann und Baier 2011) und im Rahmen des ANEMOS.plus Projekt bekannt (Focken und Schaller 2011). Probabilistische Prognosen sind für die Angebotserstellung besonders geeignet, da mit ihrer Hilfe dem Eintreten einer bestimmten Leistung eine Wahrscheinlichkeit zugeordnet werden kann. In (Focken und Schaller 2011) wird eine Methode vorgestellt, mit der, aufbauend auf probabilistischen Prognosen und Hedging, Windkraftanlagen Regelleistung mit einer Zuverlässigkeit von 100 % anbieten können. In die Praxis wurde diese Methode jedoch noch nicht umgesetzt. In (Saiz-Marin et al. 2012) entspricht das Angebot jeweils 10 % der vorhergesagten Leistung. In (Sáiz-Marín et al. 2012) wird die Vermarktung von Windstrom am Sekundärregelleistungsmarkt in Spanien betrachtet. Im Gegensatz zu (Saiz-Marin et al. 2012) wird der Anteil des Gebots an der Prognose für verschiedene Prognosegrößen optimiert. Vorher war der Anteil für alle Prognosegrößen gleich. In der Veröffentlichung werden dazu zwei Ansätze gewählt, ein risikoneutraler und ein risikoscheuer. Dabei werden auch die Strafzahlungen einbezogen, die im Falle einer Nichterfüllung gezahlt werden müssen. Es wird darauf hingewiesen, dass der ÜNB das Recht hat, die Windkraftanlagen vom Markt auszuschließen, wenn diese ihre Verpflichtungen nicht erfüllen. Genaue Angaben hierzu, z.b. ab welcher Anzahl von Nichterfüllungen ein Ausschluss erfolgt, werden jedoch nicht angegeben. Auf die Nachweisproblematik und die damit einhergehenden Energieverluste, die bei der Abregelung der Anlagen zur Fahrplaneinhaltung anfallen, wird ebenfalls nicht eingegangen. In (Kirby et al. 2010) wird bzgl. der Angebotserstellung vereinfachend angenommen, dass die Prognose perfekt ist und somit der realen Einspeisung entspricht. In (Andersen et al. 2012) erfolgt die Angebotserstellung auf Basis der prognostizierten Windleistung. Liegt die tatsächliche Leistung unterhalb des prognostizierten Werts wird Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

30 der Prognosefehler im Fall des Abrufs von Regelenergie durch den Bezug von Ausgleichsenergie kompensiert. In (Jansen et al. 2012) werden die Gebote für die Regelleistung aufgrund von probabilistischen Windleistungsprognosen erstellt. Diese Prognosen geben an, welche Leistung bei einer gewissen Eintrittswahrscheinlichkeit zu erwarten ist. Bestehende Regelungen und Stand der Forschung Nachweis In (Veguillas 2011) wird die Bereitstellung von Regelleistung im Rahmen des TWENTIES Projekts beschrieben. Dabei erfolgt der Nachweis über den Vergleich des, aus der Prognose abgeleiteten, Fahrplans mit der realen Einspeisung. Die Prognosezuverlässigkeit wird dabei durch einen Abschlag berücksichtigt. Dieses Nachweisverfahren hat jedoch den Nachteil, dass Windenergie durch die Einhaltung eines Fahrplans abgeregelt werden muss. Dieser Nachteil wurde auch in (Speckmann und Baier 2011) erkannt, weshalb in dieser Veröffentlichung ein neues Nachweisverfahren vorgeschlagen wird. Der Nachweis erfolgt dabei über den Vergleich der möglichen Einspeisung mit der realen Einspeisung. Dies hat den Vorteil, dass über die Regelleistungsbereitstellung hinaus keine Energie zur Einhaltung eines Fahrplans verloren geht. Die mögliche Einspeisung entspricht dabei der Leistung des, wenn dieser nicht abgeregelt worden wäre. In (Völler 2009) wird untersucht, wie ein Pool aus Windkraftanlagen und Speichern Regelleistung bereitstellen kann. In den Untersuchungen wird davon ausgegangen, dass z.b. bei der Bereitstellung von negativer Regelleistung die Parkleistung um die bereitzustellende Regelleistung reduziert wird. Daraus kann gefolgert werden, dass von einem Nachweis über die mögliche Einspeisung ausgegangen wird, da über die Bereitstellung von Regelleistung hinaus keine Energieverluste, z.b. zur Einhaltung eines Fahrplans, auftreten. In (Saiz-Marin et al. 2012) wird die Teilnahme von Windkraftanlagen am spanischen Markt für Sekundärregelleistung untersucht. Bei diesem Markt handelt es sich in Spanien um einen Day-Ahead-Markt. Der Nachweis entspricht dem im TWENTIES Projekt entwickelten Konzept, bei dem vorab ein Fahrplan an den ÜNB geschickt wird, den der Windpark dann durch Abregelung einhält. Die sich dadurch ergebenden Energieverluste wurden in der Veröffentlichung jedoch nicht berücksichtigt (Saiz-Marin 2012). In (Kirby et al. 2010) wurde die Wirtschaftlichkeit der Regelleistungsbereitstellung durch Windkraftanlagen in verschiedenen Regelzonen in den USA untersucht. Dabei wird betont, dass die Regelleistungsbereitstellung durch Windkraftanlagen vor allem bei niedriger Last und hoher Windeinspeisung sinnvoll ist, da dadurch keine konventionellen Kraftwerke allein zum Zwecke der Regelleistungsbereitstellung am Netz belassen werden müssen. Die Prognose der Windleistung wird als perfekt angenommen. Somit kann der Nachweis der Bereitstellung von Regelleistung durch den Vergleich des Fahrplans bzw. der Prognose mit der realen Einspeisung erfolgen, so wie es auch für konventionelle Kraftwerke der Fall ist. In (Andersen et al. 2012) wird die reale Teilnahme eines 21 MW in Ost- Dänemark am negativen Minutenreservemarkt beschrieben, die seit neuestem aufgrund regulatorischer Änderungen möglich ist. In dem Beispiel wird der Windpark für circa 1 h von Nennleistung auf eine Leistung von 0 MW abgeregelt. Der Nachweis Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

31 der Regelleistungsbereitstellung erfolgt über einen Fahrplan, den der Bilanzkreisverantwortliche Nordjysk Elhandel zuvor an den ÜNB geschickt hat. In (Jansen et al. 2012) wird untersucht, welche Kostenersparnis sich durch die Teilnahme von Windkraftanlagen bei der Bereitstellung von Sekundärregelleistung und Minutenreserve ergeben hätte. Dabei wird der Zeitraum Juli 2010 bis Dezember 2010 betrachtet und von einer durchweg täglichen Auktion bei der Sekundärregelleistung und Minutenreserve ausgegangen. Bei dem Vergleich werden zwei mögliche Nachweisverfahren betrachtet. Zum einen balancing control (s. TWENTIES) und zum anderen delta control. Das Kostenreduktionspotenzial bei delta control ist höher als bei balancing control. Dies ist darauf zurück zu führen, dass die zur Einhaltung des Fahrplans abzuregelnde Energie bei balancing control durch höhere Leistungspreise kompensiert werden muss. Für eine Zuverlässigkeit des Angebots von 99,99 % werden Einsparpotenziale von 6 Mio. bis 45 Mio. ermittelt. Die geringeren Einsparpotenziale ergeben sich, wenn die Anbieter die maximalen Einnahmen am Regelleistungsmarkt erlöst hätten. Die höheren Einsparpotenziale ergeben sich, wenn die Anbieter Leistungspreise bieten, die genau ihre Kosten kompensieren. Bestehende Regelungen und Stand der Forschung 3.5 Kernaussagen und Ausblick Kernaussagen Es wurde untersucht, welche Regelungen es zur Frequenzhaltung und Regelleistungsbereitstellung in acht verschiedenen Ländern gibt. Diese Länder zeichnen sich durch einen hohen Anteil der Windenergie am Stromverbrauch oder durch die absolute Höhe der installierten Leistung aus. In fast allen Ländern gibt es Regelungen zur verpflichtenden Frequenzstützung. Regelleistung durch Windkraftanlagen wurde bist jetzt jedoch nur in Großbritannien bereitgestellt, wobei sich die Bereitstellung auf die negative Minutenreserve beschränkt. In Dänemark können sich Windkraftpools an der Regelenergieerbringung (Energy-Only-Markt) in Form von negativer Minutenreserve beteiligen. Es gibt weltweit vielfältige Forschungsaktivitäten im Bereich Regelenergie durch Windkraftanlagen, wobei dieses Forschungsgebiet noch sehr jung ist. Die Erkenntnisse aus der Forschung, insbesondere im Bereich Nachweis und Angebotserstellung, wurden dabei bei der Bearbeitung des Projekts berücksichtigt. Ausblick Es sollte ein internationaler Austausch zum Thema Regelenergie durch Windkraftanlagen stattfinden, um Synergien zu nutzen. Eine internationale Vereinheitlichung der Regelungen ist anzustreben, damit z.b. Hersteller nicht für jedes Land eine eigene Lösung entwickeln müssen. Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

32 4 Angebotserstellung mit Angebotserstellung mit 4.1 Ziel und Vorgehen Ziel dieses Kapitels ist es, Angebotsstrategien für die Regelleistungsbereitstellung durch zu entwickeln und die dazugehörigen Potenziale zu bestimmen. Das Vorgehen ist in Abbildung 7 dargestellt. 4.2 Zuverlässigkeit/ probabilistische Prognosen Abbildung 7: Aufbau von Kapitel Zuverlässigkeit probabilistische Prognosen Anmerkungen zum Zuverlässigkeitsbegriff probabilistische Windleistungsprognose probabilistische Prognosen steuerbare Anlagen Vergleich der probabilistischen Windprognosen Maßnahmen zur Steigerung der Zuverlässigkeit 4.3 Angebotsstrategien Potenziale für verschiedene Windparkpools 4.4. Potenziale Weitere Möglichkeiten zur Nutzung der Flexibilität von 4.5. Einfluss Regularien Regelleistungsmarkt auf das Potenzial Anfangs wird in Kapitel 4.2 auf das Thema Zuverlässigkeit des Angebots eingegangen. Hierzu wird zunächst untersucht, welche Zuverlässigkeit gefordert ist und welche Zuverlässigkeit bisherige Anbieter erreichen. Anschließend wird in den Kapiteln Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

33 4.2.6 das Thema probabilistische Windleistungsprognosen behandelt, mit denen die Zuverlässigkeit des Angebots von bestimmt werden kann. Dabei werden drei verschiedene Modelle zur Erzeugung probabilistischer Windleistungsprognosen vorgestellt und verglichen. Alle Methoden werden in diesem Bericht für Untersuchungen genutzt. In Kapitel wird die unterschiedliche Interpretation des Begriffs Zuverlässigkeit und dessen Auswirkungen auf das Regelleistungspotenzial diskutiert. In Kapitel wird eine Methode zur Erzeugung probabilistischer Prognosen steuerbarer Anlagen vorgestellt, die später zur Berechnung des Angebots eines gemeinsamen Pools von und steuerbaren Anlagen genutzt wird. In Kapitel werden Maßnahmen zur Steigerung der Zuverlässigkeit des Regelleistungsangebots von diskutiert, die im darauffolgenden Kapitel 4.3 bei den Angebotsstrategien genutzt werden. In Kapitel 4.4 werden die Potenziale der Angebotsstrategien für verschiedene Windparkpools und Pools aus und steuerbaren Anlagen untersucht (Kapitel ). Abschließend werden weitere Möglichkeiten zur Nutzung der Flexibilität von außerhalb der Regelleistung beschrieben (s. Kapitel 4.4.6). In Kapitel 4.5 wird untersucht, welchen Einfluss die Regularien am Regelleistungsmarkt auf das Angebotspotenzial von haben. Angebotserstellung mit 4.2 Zuverlässigkeit und probabilistische Prognosen Um die Systemsicherheit nicht zu gefährden, muss das Regelleistungsangebot zuverlässig erfüllt werden. Daher sind folgende Fragestellungen wichtig, wenn es um die Angebotserstellung am Regelleistungsmarkt durch geht: Welche Zuverlässigkeit muss erfüllt werden? Wie kann die Zuverlässigkeit eines Windparkpools und eines Pools aus und steuerbaren Anlagen berechnet werden? Durch welche Maßnahmen kann die Zuverlässigkeit des Angebots von gesteigert werden? Zuverlässigkeit Bei der Vorhaltung von Regelleistung ist grundsätzlich eine Zuverlässigkeit von 100 % gefordert (VDN 2007a). Diese Forderung gilt für alle drei Regelleistungsarten (Primärund Sekundärregelleistung und Minutenreserve). Das bedeutet, dass die Anbieter über den gesamten Zeitraum der Regelleistungsvorhaltung dazu in der Lage sein müssen, die angebotene und vom ÜNB beauftragte Regelleistung auch zu liefern. Da kein technisches System eine Zuverlässigkeit von 100 % besitzen kann, ist es interessant, wie groß die Zuverlässigkeit bisheriger Anbieter ist, da diese bisher für einen sicheren Betrieb des Gesamtsystems ausgereicht hat. Diese Zuverlässigkeit sollte dann auch von mindestens erfüllt werden. Auswertungen der ÜNB für das Jahr 2011 haben ergeben, dass bisherige Anbieter eine Zuverlässigkeit von ungefähr 99,994 % erreichen. Hierbei ist es wichtig, den Begriff Zuverlässigkeit zu definieren. Zum einen bezieht sich die Zuverlässigkeit sowohl auf die Phase der Vorhaltung als auch auf die Phase des Abrufs. Zum anderen enthalten die 99,994 % auch teilweise Erfüllungen des Angebots. Wenn z.b. über ein Zeitintervall von 1 h nur 80 % der gesamten ausgeschriebenen Regelleistung vorgehalten wurden, so reduziert sich die Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

34 Zuverlässigkeit in diesem Jahr nur um 0,0023 %. Würde hingegen nicht berücksichtigt werden, zu welchem Teil die ausgeschriebene Regelleistung vorgehalten wurde, so würde sich die Zuverlässigkeit gleich um 0,011 % reduzieren. In dieser Arbeit wird von einer Zuverlässigkeitsdefinition ausgegangen, die die teilweise Erfüllung des Angebots nicht mit einbezieht. Dies hat die folgenden Gründe: Angebotserstellung mit Im Gegensatz zu bisherigen Anbietern besteht eine stochastische Abhängigkeit zwischen den Anbietern von Windenergie. Das bedeutet, dass wenn zwei Anbieter mit Windparkpools Regelleistung mit einer Zuverlässigkeit von 99,994 % anbieten, die gemeinsame Zuverlässigkeit dieser Anbieter schlechter ist, als wenn die Pools aus konventionellen Kraftwerken bestehen würden. Der Grund hierfür ist die stochastische Abhängigkeit zwischen den Windprognosefehlern der Windparkpools. Dadurch wird es wahrscheinlich, dass, wenn ein Windparkpool das Angebot nicht erfüllen kann, der andere Windparkpool dieses Angebot ebenfalls nicht erfüllen kann. Daher ist es sinnvoll, die Zuverlässigkeit des Angebots gleich höher anzusetzen. Bei den 99,994 % handelt es sich nach Angaben der ÜNB um einen eher schlechten Wert. Bei der Windenergie handelt es sich um einen neuen Teilnehmer am Regelleistungsmarkt. Da die Regelleistung sehr wichtig für die Systemsicherheit ist, sollte man anfangs eine höhere Zuverlässigkeit ansetzen. Die Einbeziehung einer teilweisen Erfüllung des Angebots würde die Rechnungen wesentlich aufwendiger machen. Um den Einfluss der Zuverlässigkeit auf das Angebot abzuschätzen, werden die Angebotspotenziale jedoch für verschiedene Zuverlässigkeiten berechnet. Letztlich ist es eine Sache des Risikomanagements jedes Anbieters, welche Zuverlässigkeit er ansetzt Probabilistische Prognosen Probabilistische Prognosen können genutzt werden, um die Zuverlässigkeit des Angebots von, aber auch von steuerbaren Anlagen zu ermitteln. Probabilistische Prognosen weisen jeder Leistung eine Wahrscheinlichkeit zu. Dadurch kann ermittelt werden, wie wahrscheinlich das Unter- bzw. Überschreiten einer Leistung ist. Somit kann auch bestimmt werden, welche Leistung mit einer Wahrscheinlichkeit oder Zuverlässigkeit von 99,994 % überschritten wird, wodurch ein Angebot bestimmt werden kann. Eine Zuverlässigkeit von 99,994 % bedeutet, dass die reale Einspeisung mit einer Wahrscheinlichkeit von 99,994 % oberhalb des Prognosewerts liegt. Im Projekt werden drei Methoden zur Berechnung von probabilistischen Prognosen für und eine Methode zur Berechnung der probabilistischen Prognose von steuerbaren Anlagen genutzt. Abbildung 8 zeigt das Ergebnis der probabilistischen Vortagsprognose für einen Pool aus drei für eine Woche. Dabei wurde die Methode probabilistische Prognose mit Hilfe der Quantilen Regression genutzt. Wie anhand von Abbildung 8 zu sehen ist, kann eine Zuverlässigkeit von 99,994 % aufbauend auf Vortagsprognosen mit wenigen nur schwer realisiert werden, da bereits bei einer Zuverlässigkeit von 99,9 % kaum noch Leistung angeboten werden kann. Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

35 Angebotserstellung mit Abbildung 8: Darstellung verschiedener Zuverlässigkeiten der Vortagsprognose eines Windparkpools im Vergleich zur gemessenen Leistung (blaue Fläche) (Fraunhofer IWES 2011). Die Ergebnisse einer probabilistischen Prognose hängen immer von der verwendeten Methode ab, daher können die mit anderen Methoden berechneten Angebote auch deutlich höher sein als in diesem Projekt berechnet. Zwei Eigenschaften sind dabei zentral: Die Reliabilität gibt an, wie gut die Prognose die vorher festgelegte Zuverlässigkeit erfüllt. Auch wenn eine Zuverlässigkeit festgelegt ist, wird eine Prognose immer eine Zuverlässigkeit haben, die von der vorher festgelegten abweicht. Die Schärfe gibt an, wie eine Prognose den möglichen Wertebereich einschränkt. Wenn eine Prognose sehr scharf ist, dann ist deren prognostizierte Verteilung sehr schmal und die Prognose bewegt sich mit hoher Wahrscheinlichkeit in diesem schmalen Band. Es ist nicht absehbar, wie gut die Prognosen bezüglich der beiden Eigenschaften in Zukunft werden können. Mit besseren Wettermodellen, der Kombination von vielen Wettermodellen, Berücksichtigung von Windkraftabschaltungen bei Sturm und sehr vielen, verlässlichen Daten können die beiden Eigenschaften Reliabilität und Schärfe eventuell verbessert werden. Dann könnten auch die berechneten Angebote größer sein als in diesem Projekt berechnet Probabilistische Windleistungsprognose Kerndichteschätzung Mit Hilfe der Kerndichteschätzung kann die Wahrscheinlichkeitsverteilung einer Zufallsvariable geschätzt werden. Im Gegensatz zu einem Histogramm liefert die Kerndichteschätzung einen stetigen Verlauf. Wichtigstes Element der Kerndichteschätzung ist der Kern, der verschiedene Wahrscheinlichkeitsfunktionen, wie z.b. eine Gaußfunktion, annehmen kann. Jeder Stichprobenwert wird durch einen Kern ersetzt. Die Wahrscheinlichkeitsverteilung ist das Ergebnis der Summierung aller Kerne. Durch eine Skalierung der Kerne und einen Vorfaktor ist garantiert, dass das Ergebnis der Summierung die Dichte eines Wahrscheinlichkeitsmaßes ergibt (Wikipedia 2012a). Bei der probabilistischen Prognose aufbauend auf der Kerndichteschätzung wird im Fall der Vortagsprognose eine 2-dimensioniale Wahrscheinlichkeitsverteilung gebildet. Eine Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

36 Dimension ist die Vortagsprognose, die andere Dimension ist die Einspeisung. Die Idee ist, dass, aufbauend auf dem Wert der Vortagsprognose, die probabilistische Prognose aus der Kerndichteschätzung entnommen werden kann. Im Folgenden wird die Funktion des Kerndichteschätzers für einen Gaußkern (s. Gleichung (1)) dargestellt. Ein Gaußkern wird auch durchgehend für die Berechnungen in diesem Bericht verwendet. ist die Stichprobe einer Zufallsvariablen mit unbekannter Verteilung. Im Fall der probabilistischen Prognose ist die Vortagsprognose. ist die Stichprobe einer weiteren Zufallsvariable mit unbekannter Verteilung. Im Fall der probabilistischen Vortagsprognose ist dies die Einspeisung. und sind die zu den Stichproben zugehörigen Bandbreiten, die größer 0 sein müssen. Daraus ergibt sich der Kerndichteschätzer zu: Angebotserstellung mit ( ) ( ) ( ) (1) wobei der Stichprobenanzahl entspricht. Für die Schätzung ist die Wahl der Bandbreite entscheidend. Ist sie zu klein, wird die Schätzung zu fein. Ist die Bandbreite zu groß, wird die Schätzung hingegen zu grob. Ein optimaler Wert ist abhängig von der Stichprobenanzahl. Die Bandbreiten und werden über die folgende Gleichung berechnet, die hier anhand des Beispiels für dargestellt ist: 4 ( (d 2) ) (2) ist die Anzahl der Dimensionen, die in diesem Beispiel 2 ist. ist die Standardabweichung der Vortagsprognose, die auch für die Einspeisung ermittelt werden muss. Um besser mit Ausreißern bei der Stichprobe umgehen zu können, ist eine Berechnung der Standardabweichung entsprechend folgender Gleichung zu bevorzugen. Hierbei wird wieder das Beispiel für die Standardabweichung der Vortagsprognose gewählt: ( ) (3) ist dabei der Median der Stichprobe. Die Erstellung der Kerndichteschätzung ist der erste Schritt. Der zweite Schritt besteht darin, dass aufbauend auf dem Vortagsprognosewert der Stunde, für die die probabilistische Prognose erstellt werden soll, die Verteilung aus der Kerndichteschätzung ausgeschnitten wird. Da diese in Summe nicht eins ergibt, werden alle Werte so skaliert, dass die Summe eins ergibt. Daraus ergibt sich die probabilistische Prognose für die jeweilige Stunde. Im Fall der probabilistischen Kurzfristprognose wird als weitere Größe der Vorprognosefehler einbezogen. Das bedeutet, dass wenn z.b. die probabilistische Prognose für den Zeitraum 13 Uhr bis 13:15 Uhr erstellt wird, der Prognosefehler von 11:45 Uhr bis 12 Uhr einbezogen wird. Hierdurch kommt bei der Kerndichteschätzung eine weitere Dimension und eine weitere Variable hinzu, wodurch auch Gleichung (1) um einen Bruch erweitert wird. Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

37 4.2.4 Probabilistische Windleistungsprognose Quantile Regression Angebotserstellung mit Für das Angebot von Regelleistung von Windkraftanlagen werden, wie oben beschrieben, probabilistische Prognosen verwendet. Das Ergebnis der verwendeten Verfahren sind Leistungswerte beziehungsweise mathematisch beschrieben Quantile, die mit einer zuvor festgelegten Wahrscheinlichkeit überschritten werden. Dadurch ist auch das Risiko bekannt, dass diese Schwellen unterschritten werden und beispielsweise die angebotene Regelleistung nicht geliefert werden kann. Der Wert der Quantile hängt im Allgemeinen von anderen unabhängigen Variablen ab, wie z.b. bei der Windleistungsprognose von der vorhergesagten Windgeschwindigkeit und der Windrichtung. Mathematisch ist dieses Problem eine Quantile Regression, welche den unabhängigen Variablen ein Quantil zuordnet. Da der Zusammenhang zwischen Windgeschwindigkeit und Leistung für Windkraftanlagen nichtlinear ist, muss eine nichtlineare Quantile Regression verwendet werden. Für die Quantile Regression werden in diesem Projekt Künstliche Neuronale Netze verwendet, welche multivariate Eingangsgrößen in einem sehr allgemeinen nichtlinearen Zusammenhang den Quantilen zuordnet. Die Basis sind Feedforward-Netze, die mit Backpropagation gelöst werden. Für die Berechnung von Quantilen mit Künstlichen Neuronalen Netze Quantilen wird als Kostenfunktion ( ( )) (4) verwendet, mit der Checkfunktion: ( ) ( ( )) (5) Das Vorgehen einer probabilistischen Prognose ist wie folgt: Zunächst wird basierend auf historischen Zeitreihen eine neuronales Netz mit der obigen Kostenfunktion für Quantile trainiert. Dann kann dieses Netz mit neuen Daten Quantile berechnen, die in diesem Fall für die Angebotserstellung verwendet werden. Die Eingangsgrößen für das Netz sind die prognostizierte Windgeschwindigkeit von einem numerischen Wettermodell, die prognostizierte Windrichtung und die aktuelle gemessene Leistung. Für die Folgetagprognose spielt die aktuell gemessene Leistung keine Rolle und kann auch weggelassen werden. Sollen mehrere Quantile gleichzeitig berechnet werden, so bietet es sich an, simultan eine Optimierung für alle Quantile durchzuführen. In diesem Fall muss die Kostenfunktion modifiziert werden: ( ( )) (6) Dies ist eine Kostenfunktion, welche eine Summe der Kostenfunktionen der einzelnen Quantile darstellt. Hier muss eine modifizierte Checkfunktion ( ) ( ( )) (7) ( ) verwendet werden, die unseres Wissens nach in der Literatur noch nicht beschrieben wurde. Der Faktor ( ( )) gegenüber der bekannten Checkfunktion ergibt sich Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

38 aus der Summation von mehreren Checkfunktionen. Eine einzelne Checkfunktion ist bis auf einen konstanten Faktor festgelegt. Eine Änderung des Faktors ändert nichts an dem Quantil, welches sich aus der Optimierung mit der Checkfunktion ergibt. Werden jedoch mehrere Checkfunktionen zu verschiedenen Proportionen aufsummiert, so müssen diese Faktoren bestimmt werden, da diese, wie unten gezeigt, von abhängen und diese Abhängigkeit durch den Faktor ( ( )) berücksichtigt wird. Um die folgende Untersuchung der Grenzfälle und zu vereinfachen, zerlegen wir zunächst die Checkfunktion in positive und negative Abweichungen relativ zu dem Quantil: Angebotserstellung mit ( ) ( ( )) ( ) (8) Wobei { (9) { (10) Damit gilt für die Kostenfunktion: ( ) (11) Der erste Term ist proportional zu weil begrenzt ist. Der zweite Term ist ebenfalls mindestens proportional zu, da die Anzahl der Summanden in der Summe proportional zu ist. Die funktionale Abhängigkeit ist allgemein mit. Da die untere Schranke ist, muss mindestens diese Abhängigkeit berücksichtigt werden, wie es in der modifizierten Checkfunktion der Fall ist. Analog ergibt sich ( ) (12) Eine Funktion, die beide Grenzfälle umfasst, ist ( ) Wird die ursprüngliche Checkfunktion durch diese Funktion geteilt, so fällt die Abhängigkeit von wie gewünscht weg. Es ist zu beachten, dass diese Korrektur für die Bestimmung eines einzelnen Quantils keine Rolle spielt, da dieser Faktor als Konstante vor die Kostenfunktion gezogen werden kann und das Ergebnis nicht verändert. Erst bei der Summation von mehreren Checkfunktionen zur Optimierung mehrerer Quantile spielt diese Normierung eine Rolle. Dabei wird die relative Gewichtung der Quantile untereinander korrigiert Probabilistische Windleistungsprognose Physikalisch-Probabilistisches Modell Methoden zur Windleistungsprognose lassen sich grob in zwei Kategorien unterteilen: Einerseits gibt es statistische Verfahren (sogenannte Black-Box Modelle), die ausschließlich auf historischen Messdaten und Wetterprognosen basieren. Diese kommen ohne weitere Information und Modellannahmen aus. Zu diesen Methoden zählen die oben erläuterten Kerndichteschätzer und die Quantilen Regressionen. Andererseits gibt es Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

39 physikalische Modelle, die bereits auf vorher bekannten physikalischen Betrachtungen basieren. Hier werden Leistungskurven, Modelle für die Abschattungen der Turbinen untereinander sowie die Beschreibung der Landschaft wie Bewuchs, Orographie und ähnliches verwendet. Für physikalische Modelle sind sehr viele Informationen notwendig, die in der Praxis schwer zu beschaffen sind oder unbekannte Parameter enthalten. Oft werden physikalische und statistische Verfahren kombiniert, um die Vorteile beider zu nutzen. Einerseits lassen sich so bereits vorhandene Informationen verwenden, andererseits lassen sich auch unbekannte Informationen mit statistischen Verfahren integrieren, sodass die Prognosegüte verbessert werden kann. Für deterministische Windleistungsprognosen, d.h. für die Prognosen von Erwartungswerten, werden diese Verfahren mit guten Erfolgen eingesetzt. Im Folgenden wird ein Verfahren für die Erstellung von probabilistischen Prognosen vorgestellt, welches statistische und physikalische Verfahren kombiniert und diese erweitert, um auch probabilistische Prognosen erstellen zu können. Dieses Verfahren kombiniert die mathematische Beschreibung der Windgeschwindigkeit, deren Prognosefehler und die Beschreibung des. Damit lassen sich die verschiedenen Einflüsse getrennt analysieren. Es basiert auf der Annahme, dass die Unsicherheit der Prognose hauptsächlich von der Prognoseunsicherheit der Windgeschwindigkeit herrührt und dass dieser Fehler leichter zu beschreiben ist, wenn dieser noch nicht durch den Windpark in Leistung transformiert worden ist. Der Fehler lässt sich in einen systematischen Fehler und in einen zufälligen Fehler unterteilen. Der systematische Fehler entsteht beispielsweise aus der groben Auflösung der Landschaft oder in einer nicht ganz exakten Parametrisierung des Wettermodells. Daher ist zunächst ein systematischer Fehler zwischen den berechneten Windgeschwindigkeiten und den gemessenen Windgeschwindigkeiten zu erwarten. Eine lineare Transformation kann diesen Zusammenhang gut wiedergeben, es können aber auch allgemeinere Zusammenhänge der Form ( ) verwendet werden, die auch die Windrichtung berücksichtigen. Wenn die systematischen Abweichungen ausgeglichen sind, gibt es immer noch zufällige Abhängigkeiten, die aus den Fehlern der Wetterprognose herrühren. Es kann für die meisten Standorte in guter Näherung angenommen werden, dass entweder die Prognosefehler der Windgeschwindigkeitskomponenten normalverteilt sind oder der Prognosefehler der Windgeschwindigkeit normalverteilt ist. Für die hier untersuchten zeigt sich, dass eine logistische Verteilung die Fehlerverteilung der Windgeschwindigkeit noch besser beschreibt. Dieser Fehler wird durch die starke Nichtlinearität der Leistungskurve verzerrt und äußert sich dann in dem Leistungsfehler als schwer beschreibbare Verteilung. Das hier verwendete Modell hat den Vorteil, dass der Fehler in der Windgeschwindigkeit einfacher beschreibbar ist und erst dann in Leistung umgerechnet wird. Bei den vorliegenden können die gemessenen Geschwindigkeiten der Gondel-Anemometer mit der prognostizierten Windgeschwindigkeit verglichen werden. Es zeigt sich, dass eine logistische Verteilung den zufälligen Fehler der Windgeschwindigkeit gut beschreiben kann. Mit diesen Vorüberlegungen lässt sich eine Kostenfunktion für das Modell aufstellen, mit dem die Unbekannten bestimmt werden können: Angebotserstellung mit ( ( ( ))) (13) Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

40 Die Funktion () beschreibt die Kennlinie des. Im Argument dieser Funktion stehen die Quantile der Windgeschwindigkeit, welche durch die systematische Abweichung der Windgeschwindigkeit beschrieben ist, und der Quantile Funktion der Logistischen Verteilung ( Angebotserstellung mit ), welche bis auf die unbekannte Breite der Fehlerverteilung festgelegt ist. Alternativ können auch andere Verteilungen verwendet werden. Hier wird ein isotropes Windparkmodell angenommen, anisotrope Korrekturen lassen sich integrieren, indem eine anisotrope Leistungskennlinie ( ) und eine anisotrope Korrektur der Windgeschwindigkeit ( ) eingeführt werden, wobei die Windrichtung ist. Für die vorhandenen führt die Windrichtungsabhängigkeit aber zu keiner Verbesserung. Für vereinfacht sich obige Gleichung zu einer Lösung des Medians, die Leistungskennlinie ist also identisch mit dem Median. Die Leistungskennlinie, die dem Erwartungswert entspricht, ist tatsächlich fast identisch mit einer Kennlinie, welche mit dem Median berechnet worden ist, wie Abbildung 9 zeigt. Abbildung 9: Leistungskennlinie im Vergleich zum Median. Beide sind aus den Anemometer-Windgeschwindigkeiten und der Leistung einer einzelnen Windturbine bestimmt mit der Zeitauflösung von 15 Minuten 2.5 Leistung Mittelw ert Median Leistung [MW] Windgeschw indigkeit [m/s] Das Modell lässt sich auf die Prognose von mehreren erweitern. Zunächst wird für jeden Windpark das obige Modell angepasst. Die Prognosefehler der untereinander hängen über die Fehler der Windgeschwindigkeiten zusammen. In einem einfachen Ansatz wird angenommen, dass die Fehler der Windgeschwindigkeiten mit einer einfachen Korrelation beschrieben werden können. Dazu werden zunächst die Fehler der Windgeschwindigkeiten durch die Anwendung der kumulativen Verteilung auf eine Uniforme Verteilung transformiert und diese dann in eine Normalverteilung transformiert. Für Normalverteilte Größen lassen sich die Korrelation einfach über die Kovarianzmatrix beschreiben: ( ) ( ) { ( ) ( )} (14) wobei die Kovarianzmatrix ist, und die Determinante der Kovarianzmatrix. Der Mittelwert ist Null,, da der Fehler der Windgeschwindigkeit um die Windgeschwindigkeit symmetrisch verteilt ist. Die Kovarianzmatrix besteht aus den zunächst unbekannten Ausserdiagonalelementen, die Diagonalelemente sind bereits durch die Breite der Fehlerverteilung gegeben. Die wechselseitige Abhängigkeit zwischen wird alleine durch die Ausserdiagonalelemente beschrieben. Diese lassen Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

41 mittleres Angebot bezogen auf Nennleistung sich wie folgt bestimmen: mit einer Monte-Carlo-Simulation lassen sich viele Realisierungen der Kovarianzmatrix erstellen, die in die Windgeschwindigkeitsverteilung transformiert werden und mit dem physikalischen-statistischen Modell in Leistung umgerechnet werden. Die Kreuzkorrelationen der auf diese Weise berechneten Leistungen der lassen sich mit den realen Kreuzkorrelationen vergleichen und bei der richtigen Wahl der Ausserdiagonalelemente stimmen diese Korrelationen überein. Kurz zusammengefasst ist das Vorgehen bei dem physikalischprobabilistischen Modell wie folgt: Angebotserstellung mit Die Grundannahme ist, dass die Fehler der Leistungsprognose hauptsächlich von der Prognoseunsicherheit der Windgeschwindigkeit stammen. Der zufällige Fehler lässt sich auf der Ebene der Windgeschwindigkeiten mit einfachen Verteilungen beschreiben. Hier wird eine logistische Verteilung verwendet. Der systematische Fehler kann mit einer Transformationsfunktion korrigiert werden. Die Transformation in die Leistung lässt sich mit einem physikalischstatistischem Modell beschreiben. Dieses basiert auf der Hersteller- Leistungskennlinie und kann auch Abschattungsmodelle berücksichtigen. Mit einer Quantilen Optimierung lässt sich das Modell sehr gut an vorhandene anpassen. Das Modell lässt sich mit einer Monte-Carlo-Simulation auf mehrere erweitern. Ausgleichseffekte lassen sich damit sehr genau beschreiben Vergleich der probabilistischen Windleistungsprognosen für einen Windpark Anhand des Feldheim für die Produktlänge von einer Stunde werden in diesem Abschnitt die zwei verschiedenen probabilistischen Methoden verglichen. Als Zuverlässigkeiten werden 50 %, 95 %, 97,5 %, 99 %, 99,8 %, 99,9 % und 99,99 % gewählt. Die beiden höchsten Niveaus 99,994 % und 99,999 % bleiben unberücksichtigt, da nur über einen Zeitraum von etwa einem Jahr Daten zur Verfügung stehen und daher keine verlässliche Aussage über die Angebote für sehr hohe Zuverlässigkeiten möglich sind phys. Modell QRNN KDE Abbildung 10: Vergleich der mittleren Angebote berechnet mit dem physikalischen Modell und mit der Quantilen Regression für Windpark Feldheim Sicherheitsniveau [%] Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

42 Differenz der nominalen und empirischen Wahrscheinlichkeit Abbildung 10 zeigt das mit den verschiedenen Verfahren berechnete mittlere Angebot. Alle drei Methoden führen zu ähnlichen Resultaten. Dass die Resultate von Quantilen Neuronalen Netzen und dem physikalischem Modell besonders ähnlich sind, kann daher rühren, dass beide Verfahren auf der Optimierung von Quantilen basieren. Beide Ergebnisse sind auch ähnlich zuverlässig. Abbildung 11 zeigt die Differenz zwischen nominaler und empirischer Wahrscheinlichkeit in Abhängigkeit der nominalen Wahrscheinlichkeit. Die nominale Wahrscheinlichkeit ist die festgelegte Wahrscheinlichkeit, zu der das Quantil berechnet wird, die empirische Wahrscheinlichkeit gibt an, wie die Wahrscheinlichkeit tatsächlich ist. Zur Erinnerung: die Zuverlässigkeit hängt mit der nominalen Wahrscheinlichkeit über Zuverlässigkeit = (1-nominale Wahrscheinlichkeit)*100 zusammen. Die kleinen Differenzen besagen, dass die Zuverlässigkeit sehr gut erfüllt ist. Angebotserstellung mit 3.5 x physik. Modell Quantile Regression Abbildung 11: Differenz zwischen nominaler und empirischer Wahrscheinlichkeit nominale Wahrscheinlichkeit Anmerkung zum Zuverlässigkeitsbegriff Die Auswertungen zur Zuverlässigkeit der bisherigen Anbieter (s. Kapitel 4.2.1) basierten auf einem anderen Zuverlässigkeitsbegriff, als die Auswertungen für die Potenziale der Windenergie (s. Kapitel 4.3). Der Unterschied besteht darin, dass die eine Zuverlässigkeit auch eine teilweise Erfüllung des Angebots berücksichtigt. Wohingegen bei den Auswertungen zur Windenergie eine teilweise Erfüllung des Angebots (z.b. 50 MW bei einem Angebot von 100 MW) als nicht-erfüllung gewertet wird. Abbildung 12 verdeutlicht den unterschiedlichen Verlauf der probabilistischen Prognose bei einer Zuverlässigkeit von 99,994 % bei Verwendung der verschiedenen Zuverlässigkeitsbegriffe. Es ist zu erkennen, dass bei Einbeziehung der teilweisen Erfüllung des Angebots (neue Definition) das Angebot steigt. Die Auswertungen wurden für den Deutschlandpool Wind (30 GW) gemacht. Die Auswertungen in Abbildung 12 wurden gemacht, um den Unterschied zwischen den beiden Zuverlässigkeitsdefinitionen anhand des Beispiels der Windenergie zu verdeutlichen. Im weiteren Verlauf des Berichts werden die Ergebnisse bzw. die Zuverlässigkeitsdefinition unter Berücksichtigung einer teilweisen Erfüllung des Angebots nicht berücksichtigt. Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

43 Leistung [% der Nennleistung] ,994 % neue Definition 99,994 % alte Definition Einspeisung Angebotserstellung mit Abbildung 12: Verlauf der probabilistischen Prognose des Deutschlandpools Wind für unterschiedliche Zuverlässigkeitsdefinitionen bei einer Zuverlässigkeit von 99,994 % Zeit [1/4 Stunden] Probabilistische Prognosen steuerbarer Anlagen Im Projekt werden auch probabilistische Prognosen von steuerbaren Anlagen benötigt, da untersucht wird, welches Angebot ein Pool aus steuerbaren Anlagen und abgeben kann. Die probabilistische Prognose eines Pools steuerbarer Anlagen kann durch die Faltung der probabilistischen Prognosen der einzelnen steuerbaren Anlagen im Pool generiert werden. Probabilistische Prognose einer steuerbaren Anlage Im Gegensatz zu der probabilistischen Prognose eines ist die probabilistische Prognose einer steuerbaren Anlage nicht kontinuierlich, da sie nur die Wahrscheinlichkeiten für einen ungestörten Betrieb und für einen Total- und Teilausfall angibt. Für Teil- und Totalausfälle kann die Wahrscheinlichkeit über die Gleichung (15) berechnet werden: (15) Die Wahrscheinlichkeit eines ungestörten Betriebs ergibt sich somit nach Gleichung (16) zu: (16) Bei der Bestimmung der Werte in Gleichung (15) müssen dabei die folgenden Aspekte berücksichtigt werden: Ausfallhäufigkeit: Hier wird die Häufigkeit von Teil- oder Totalausfällen eingetragen, die in Ausfälle pro Jahr angegeben wird. Ausfalldauer: Hierbei müssen folgende Aspekte berücksichtigt werden: o Ersatzanlage: Steht eine Ersatzanlage zur Verfügung und wie schnell kann diese aktiviert werden? o Reparatur: Wie schnell kann der Schaden behoben werden? Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

44 o Handel: Besteht die Möglichkeit, dass durch Geschäfte am OTC-Markt (Over-the-counter) oder am Intraday-Markt die Fahrpläne der Anlagen so umgestellt werden können, dass wieder eine Backup Anlage für den Pool zur Verfügung steht? o Angebotsdauer: Wie viele Stunden nach dem Ausfall hätte die Anlage noch Regelleistung bereitstellen sollen? Betriebsdauer: Dieser Wert wird in Stunden angegeben und beschreibt, wie viele Stunden im Jahr die Anlage in Betrieb ist. Angebotserstellung mit Für die Erstellung der probabilistischen Prognosen werden die Wahrscheinlichkeiten bei den entsprechenden Leistungswerten eingetragen. Es müssen folgende Aspekte berücksichtigt werden, um die Leistungswerte bestimmen zu können: Leistung bei einem Teilausfall: Dies ist die Leistung, die die Anlage bei einem Teilausfall maximal einnehmen kann. Sie begrenzt die maximale Angebotshöhe bei einem Teilausfall. Mindestleistung: Bei dieser Leistung muss die Anlage mindestens betrieben werden. Sie begrenzt das maximale Regelleistungsangebot, da die Anlage nur oberhalb dieser Leistung stufenlos geregelt werden kann. Startzeit: Die Startzeit wird von der Anlage zum Hochfahren benötigt. Liegt diese Zeit oberhalb der Aktivierungszeit der jeweiligen Regelleistungsart, kann die Anlagen nicht aus einem Stillstand heraus Regelleistung bereitstellen. Nennleistung: Die Leistung, die von der Anlage maximal erzeugt werden kann. Die Nennleistung begrenzt daher das maximale Regelleistungsangebot. Fahrplanwert: Der Fahrplanwert enthält die Leistung, die die Anlage einnimmt, wenn keine Regelleistung bereitgestellt werden muss. Der Fahrplanwert bestimmt, wie das Regelleistungsangebot auf die positive und negative Regelleistung aufgeteilt werden kann. Leistungsgradient: s. Regelleistungsart Regelleistungsart: Jede Regelleistungsart hat eine individuelle Aktivierungszeit. Das maximale Regelleistungsangebot wird dabei durch das Produkt aus Leistungsgradient und Aktivierungszeit begrenzt. Anhand eines Beispiels wird im Folgenden die Erstellung einer probabilistischen Prognose für eine steuerbare Anlage illustriert. Das Beispiel gilt für ein Gaskraftwerk. Die Ausfallhäufigkeit für einen Teilausfall beträgt 0,3 1/a und für einen Totalausfall 2,5 1/a (Consentec 2008). Die Betriebsdauer wird zu 1000 h angesetzt (Konstantin 2009). Es wird davon ausgegangen, dass die Ausfalldauer 1 h beträgt, unter der Annahme, dass innerhalb einer Stunde eine Ersatzanlage beschafft werden kann. Dadurch ergeben sich Wahrscheinlichkeiten von 0,03 % (Teilausfall), 0,25 % (Totalausfall) und 99,72 % (ungestörter Betrieb). Zur Bestimmung der Leistungswerte für die Wahrscheinlichkeiten werden die folgenden Annahmen getroffen: Die Nennleistung des Gaskraftwerks beträgt 150 MW und die Mindestleistung beträgt 50 % der Nennleistung (Consentec 2012b), wodurch die Mindestleistung identisch ist mit der Leistung bei einem Teilausfall (Consentec 2012b). Aufgrund der Aktivierungszeit von 18 Minuten (Hohmeyer 2010) muss die Regelleistungsbereitstellung mindestens von der Mindestleistung aus erfolgen. Da diese der Leistung bei einem Teilausfall entspricht, kann bei einem Teilausfall keine Regelleistung bereitgestellt werden. Daher ist ein Teilausfall einem Totalausfall gleichzusetzen. Der Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

45 Leistungsgradient des Gaskraftwerks wird zu 10 % P n/min. bzw. 15 MW/Min. angenommen (Hohmeyer 2010). Aufgrund der Aktivierungszeit der einzelnen Regelleistungsarten kann das Gaskraftwerk maximal 75 MW Minutenreserve und Sekundärregelleistung und 7,5 MW Primärregelleistung bereitstellen. Der Fahrplanwert wird über die Regelleistungsbereitstellung konstant zu 75 MW angenommen. Dadurch kann das Gaskraftwerk ausschließlich positive Regelleistung bereitstellen. Die probabilistische Prognose des Gaskraftwerks besteht aus zwei Werten: Ein Wert für eine Leistung von 0 MW, der 0,28 % beträgt und der Summe der Teil- und Totalausfallwahrscheinlichkeit entspricht; des Weiteren 99,72 % bei 75 MW (Minutenreserve und Sekundärregelleistung) oder 7,5 MW (Primärregelleistung). Angebotserstellung mit Probabilistische Prognose - Pool steuerbarer Anlagen Im Folgenden wird dargestellt, wie die probabilistische Prognose für einen Pool aus sechs Gaskraftwerken berechnet werden kann. Dabei wird angenommen, dass alle Gaskraftwerke die gleiche probabilistische Prognose aus dem vorherigen Beispiel haben. Die Prognose gilt für die Sekundärregelleistung und Minutenreserve. Zur Erzeugung der Prognose, werden die probabilistischen Prognosen der einzelnen Kraftwerke gefaltet, was schematisch in Abbildung 13 dargestellt ist. Ws Abbildung 13: Schematische Darstellung der Faltung der probabilistischen Prognose von sechs Gaskraftwerken P [MW] Ws P [MW] Vom Pool kann maximal eine Leistung von 300 MW bei einer Zuverlässigkeit von 99,994 % angeboten werden. Um die Sensitivität der Prognose von einzelnen Werten darstellen zu können, wird die Ausfalldauer variiert. Würde die Ausfalldauer auf 19 h angehoben werden, so würde das Angebot auf 150 MW sinken. 19 h wurden gewählt, da dies der durchschnittlichen Ausfalldauer bei einer Teilnahme am Minutenreservemarkt entspricht, da die Angebotsabgabe um 10 Uhr erfolgen muss und das letzte bei dieser Auktion versteigerte Produkt um 24 Uhr des Folgetages, also 38 Stunden später endet. Durchschnittlich würde eine Anlage somit 19 h ausfallen Maßnahmen zur Steigerung der Zuverlässigkeit In diesem Kapitel werden Maßnahmen diskutiert, mit denen die Zuverlässigkeit des Angebots von gesteigert werden kann. Die Möglichkeiten werden in Kapitel 4.3 für die Angebotsstrategien verwendet. Jede Maßnahme ist so aufgebaut, dass im ersten Absatz geschildert wird, welche Idee hinter der Maßnahme steckt. Im zweiten Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

46 Absatz wird beschrieben, wie diese Maßnahmen bei den Angebotsstrategien berücksichtigt werden. Angebotserstellung mit Kürzere Auktionszeiten am Regelleistungsmarkt Je kürzer die Vorlaufzeit der Prognose ist, desto genauer wird die Prognose. Daher ist die erste Maßnahme die Verkürzung der Auktionszeiten am Regelleistungsmarkt. Dabei müssen drei Auktionszeiten differenziert werden. Zum einen die Vorlaufzeit. Dies ist die Zeit zwischen dem Auktionsende und dem Beginn der Regelleistungsbereitstellung. Des Weiteren der Auktionszeitraum. Dies ist der Zeitraum der auktioniert wird. Drittens die Produktlänge. Es ist davon auszugehen, dass zukünftig die Auktionen am Vortag stattfinden werden und dass zusätzlich ein Arbeitspreismarkt mit einer Vorlaufzeit von einer Stunde eingeführt wird (ACER 2012). Daher werden im Kapitel 4.3 Möglichkeiten zur Teilnahme an einer Vortags- und Untertagsauktion diskutiert. Des Weiteren werden Produktlängen von 1, 4 und 24 Stunden betrachtet. Nutzung von Kurzfristprognosen zur Überprüfung der Zuverlässigkeit des Angebots Kurzfristprognosen können genutzt werden, um die Zuverlässigkeit des Angebots aufbauend auf Vortagsprognosen zu überprüfen. Ergibt sich dabei, dass die geforderte Zuverlässigkeit von 99,994 % nicht gehalten werden kann, so kann der Anbieter Ersatzanlagen beschaffen. Kann keine Anlagenleistung beschafft werden, so kann der Anbieter zumindest dem ÜNB melden, dass er ggf. das Angebot nicht vollständig erfüllen können wird. Würden sowohl bei der Vortagsauktion als auch bei der Kurzfristprognose Zuverlässigkeiten von 99,994 % angesetzt werden, würde die Zuverlässigkeit sogar größer als 99,994 % werden, da die 0,006 % der Fälle, in denen aufbauend auf der Vortagsprognose die Regelleistung nicht vollständig erbracht werden könnte, größtenteils durch die Kurzfristprognose erkannt werden könnten. Bei der Angebotsstrategie zur Vortagsauktion wird die Überprüfung des Angebots mit Hilfe von Kurzfristprognosen berücksichtigt. Pooling mit steuerbaren Anlagen Durch das Pooling mit steuerbaren Anlagen kann aufgrund von Ausgleichseffekten mehr Regelleistung angeboten werden, als mit den Windparkpool und den steuerbaren Anlagen in getrennten Pools hätte angeboten werden können. Das Pooling mit steuerbaren Anlagen wird bei den Angebotsstrategien durch die Konzepte Voll- und Teilbesicherung berücksichtigt. Eine interessante Option bei dem Pooling mit steuerbaren Anlagen ist, die lediglich zur Besicherung der angebotenen Leistung einzusetzen. Dies hat zwei Vorteile. Zum einen kann der Anbieter von Regelleistung seinen Pool an konventionellen Einheiten zur Bereitstellung von Regelleistung verkleinern, zum anderen werden die Energieverluste reduziert, da die nur bei dem Ausfall einer konventionellen Anlage tatsächlich abgeregelt werden müssen und ansonsten mit ihrer möglich Einspeisung einspeisen können. Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

47 Pooling mit anderen Genau wie bei dem Pooling mit steuerbaren Anlagen kann durch das Pooling mit anderen aufgrund von Ausgleichseffekten mehr Regelleistung angeboten werden, als die einzeln hätten anbieten können. Das Pooling mit anderen wird bei den Angebotsstrategien dahingehend berücksichtigt, dass das Angebotspotenzial verschieden großer Windparkpools untersucht wird. Der betrachtete 30 GW Windparkpool lässt sich dabei nur durch ein regelzonenübergreifendes Pooling realisieren, was derzeit nur zur Erreichung der Mindestangebotsgröße erlaubt ist. Angebotserstellung mit 4.3 Angebotsstrategien Im Folgenden werden die sechs Angebotsstrategien (s. Abbildung 14) beschrieben, die im Rahmen des Projekts entwickelt und untersucht werden. Alle Strategien berücksichtigen die im vorherigen Kapitel beschriebenen Maßnahmen zur Steigerung der Zuverlässigkeit des Angebots. Vortagsauktion Untertagsauktion Abbildung 14: Übersicht über die verwendeten Angebotsstrategien Vollbesicherung Teilbesicherung Keine Besicherung Vortagsauktion Zurzeit ist ausschließlich die Auktion am Minutenreservemarkt eine Vortagsauktion. Es zeichnet sich jedoch ab, dass es zukünftig auch bei der Sekundärregel- und Primärregelleistung eine Vortagsauktion geben wird (Bundesnetzagentur 2012c; Energinet.dk 2011). Daher wird im Projekt die Vortagsauktion betrachtet. In der Zeit zwischen der Auktion und der Vorhaltung oder Bereitstellung von Regelleistung besteht die Möglichkeit für die im Pool Kurzfristprognosen zu erstellen. Ergibt sich dabei, dass die Leistung aufbauend auf der Vortagsprognose nicht mehr vom Pool mit der geforderten Zuverlässigkeit bereit gestellt werden kann, muss der Poolbetreiber Maßnahmen ergreifen und z.b. präqualifizierte Anlagenleistung als Backup beschaffen. Untertagsauktion Ein Nachteil der Vortagsauktion ist, dass das Potenzial geringer als bei einer Untertagsauktion ist, da bei dieser bessere Prognosen genutzt werden können. Daher wird im Projekt neben der Vortagsauktion auch eine Untertagsauktion mit einer Vorlaufzeit und einer Produktlänge von jeweils einer Stunde betrachtet. Hierfür spricht auch, dass Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

48 die ACER Richtlinie die Einführung eines Arbeitspreismarktes mit einer Vorlaufzeit von einer Stunde vorsieht (ACER 2012a). Zusätzlich zum Arbeitspreismarkt würde es einen Leistungspreismarkt geben, der weiterhin am Vortag stattfinden würde. Die am Leistungspreismarkt bezuschlagten Anbieter verpflichten sich dazu, am nächsten Tag am Arbeitspreismarkt ein Angebot mindestens in Höhe der bezuschlagten Leistung abzugeben. Zusätzlich dürfen aber auch andere Anbieter am Arbeitspreismarkt teilnehmen. Bzgl. der Zuverlässigkeit, die am Arbeitspreismarkt gefordert wird, macht es Sinn ebenfalls 99,994 % anzusetzen, da die Angebote am Arbeitspreismarkt genauso sicher sein müssen wie am Leistungspreismarkt, vor allem, wenn sich die Menge der angebotenen Leistung gegenüber der Leistungspreisauktion nicht steigert. Des Weiteren würde es die Systemstabilität gefährden, wenn Verzögerung beim Abruf von Regelleistung dadurch entstehen, dass z.b. ein Abruf bei der Minutenreserve aufgrund einer geringeren Zuverlässigkeit als 99,994 % nicht umgesetzt werden kann und der Abruf auf einen anderen Anbieter übertragen werden muss. Angebotserstellung mit Vollbesicherung Die Idee hinter der Strategie Vollbesicherung ist, dass der Anbieter eine einfache Daumenregel hat, um die Vorteile des Poolings von steuerbaren Anlagen mit zu nutzen, ohne gleichzeitig eine probabilistische Prognose für die steuerbaren Anlagen berechnen zu müssen. Die Strategie Vollbesicherung besagt, dass wenn der Windparkpool Teil eines Pools mit steuerbaren Anlagen ist, dass die vom Windparkpool mit einer Zuverlässigkeit von 99,8 % angebotene Leistung im Pool n-1 besichert werden muss und dass 20 % der Angebotsleistung des Pools besichert werden müssen, um eine Zuverlässigkeit des Angebots vom Pool von 99,994 % zu erreichen. Die Zuverlässigkeit von 99,8 % beruht auf der Annahme, dass bisherige Regelleistungspools die angebotene Regelleistung mit einer Zuverlässigkeit von 99,994 % bereitstellen können. Um die oben genannten Regeln (n-1 Besicherung und 20 % Besicherung der Angebotsleistung) mit einer möglichst geringen Anzahl an steuerbaren Anlagen einzuhalten und das Regelleistungsangebot der einzelnen steuerbaren Anlage bestmöglich auszunutzen, ergibt sich eine Anzahl von 6 Kraftwerken, die jeweils 20 % der angebotenen Regelleistung vorhalten. Die angebotene Regelleistung kann genau dann erbracht werden, wenn höchstens eine steuerbare Anlage ausfällt. Somit ergibt sich mit p (Wahrscheinlichkeit für Ausfall einer steuerbaren Anlage), k (Anzahl der ausgefallenen steuerbaren Anlagen), n (Anzahl aller steuerbaren Anlagen) und der Binomialverteilung nach Gleichung (17) folgende Berechnung: ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) (17) Eine Wahrscheinlichkeit für den Ausfall einer steuerbaren Anlage von 0,2 % entspricht einer Zuverlässigkeit von 99,8 %. Eine größere Anzahl an steuerbaren Anlagen führt zu höheren zulässigen Wahrscheinlichkeiten für einen Ausfall bzw. geringeren geforderten Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

49 Zuverlässigkeiten. Bei 12 steuerbaren Anlagen, die jeweils 10 % der angebotenen Regelleistung bereitstellen, ergibt sich beispielsweise eine Mindestzuverlässigkeit von etwa 99,3 %. Die gewählten 99,8 % entsprechen somit dem Fall, dass der Windparkpool 20 % der angebotenen Regelleistung bereitstellt. Angebotserstellung mit Teilbesicherung Eine n-1 Besicherung hat den Nachteil, dass die gesamte angebotene Regelleistung eines Windparkpools durch steuerbare Anlagen besichert werden muss. Daher wird auch die Angebotsstrategie Teilbesicherung betrachtet. Bei dieser werden die probabilistischen Prognosen der steuerbaren Anlagen und des Windparkpools zu einer probabilistischen Prognose verknüpft. Das Angebot entspricht der Leistung bei einer Zuverlässigkeit von 99,994 %. Keine Besicherung Auch die Teilbesicherung erfordert die Teilnahme steuerbarer Anlagen im Pool. Daher wird bei der Strategie keine Besicherung kein Pooling mit steuerbaren Anlagen durchgeführt. Das Angebot entspricht der Leistung des Pools bei einer Zuverlässigkeit von 99,994 %, die mit Hilfe der probabilistischen Prognose des Pools ermittelt werden kann. 4.4 Potenziale für die Bereitstellung von Regelleistung Die Potenzialermittlung erfolgt mit Hilfe der in Kapitel und beschriebenen Methoden zur Erzeugung probabilistischer Prognosen GW Windparkpool Daten und probabilistische Prognose 30 GW Windparkpool Wind Die Vortagsprognose entstammt der eex Transparenzplattform (eex 2013). Der nrmse für Jahr 2010 beträgt 5,55 % und für das Jahr ,51 %. Die Kurzfristprognose wurde mit Hilfe des zweidimensionalen Regressionsanalyseverfahrens LOESS erstellt. Als Eingangsparameter diente dabei die tatsächliche Einspeisung der abgeschlossenen Viertelstunden mit einer Vorlaufzeit von einer und zwei Stunden vor der zu prognostizierenden Viertelstunde. Der nrmse für Jahr 2010 beträgt 1,95 % und für das Jahr ,08 %. Die Einspeisezeitreihe entstammt der eex Transparenzplattform (eex 2013). Zur Erzeugung der probabilistischen Prognose wurde eine Kerndichteschätzung genutzt. Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

50 Anbietbare Menge [MW/h] Summe der anbietbaren Menge [MWh] Die mit den zugrundeliegenden Daten errechneten Vollaststunden betragen 1352 Stunden im Jahr 2010 und 1528 Stunden im Jahr In beiden Jahren wurden die Zeitreihen auf 30 GW normiert. Angebotserstellung mit Potenziale volle und keine Besicherung - Vortagsauktion In Abbildung 15 bis Abbildung 18 sind die Angebotspotenziale für den 30 GW Windparkpool in den Jahren 2010 und 2012 dargestellt, wobei eine installierte Leistung von 30 GW angenommen wurde, was ungefähr dem Ausbauzustand Ende 2012 entspricht. Die Einheit der Angebotspotenziale ist MWh, als Produkt aus der Leistung und der Produktlänge. Es wird zwischen einem hellen und einem dunklen Balken differenziert. Der helle Balken markiert das theoretische Potenzial, beim dunklen Balken wurde mit einbezogen, dass es nur eine begrenzte Nachfrage nach Regelleistung in Summe von circa 10 GW (regelleistung.net 2012a) gibt % 99 % 99.8 % 99.9 % % % Abbildung 15: Angebotspotenzial des 30 GW Windparkpool für das Jahr 2010 für unterschiedliche Produktlängen und Zuverlässigkeiten bei einer Vortagsauktion h 4 h 24 h Produktlänge % 99 % 99.8 % 99.9 % % % Abbildung 16: Jahresdauerlinie des Vortagsangebots des 30 GW Windparkpools für das Jahr 2010 bei einer Produktlänge von einer Stunde für verschiedene Zuverlässigkeiten Stunden im Jahr Es ist ersichtlich, dass das Angebotspotenzial mit zunehmenden Zuverlässigkeiten und Produktlängen abnimmt. So beträgt das Angebotspotenzial für den 30 GW Windparkpool im Jahr 2010 bei einer Produktlänge von 1 h und einer Zuverlässigkeit von 95 % 23,4 TWh. Bei einer Produktlänge von 1 h und einer Zuverlässigkeit von 99,994 % beträgt das Angebotspotenzial hingegen 9,8 TWh. Dies würde ein Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

51 Anbietbare Menge [MW/h] Summe der anbietbaren Menge [MWh] durchschnittliches Angebot übers Jahr von 1,1 GW bedeuten. Dies entspräche 3,7 % der installierten Nennleistung. Weiterhin ist aufgrund der Angebotsstrategie Vollbesicherung das Angebot bei einer Zuverlässigkeit von 99,8 % interessant. Dieses beträgt circa 13,3 TWh bzw. durchschnittlich 1,5 GW bei einer Produktlänge von einer Stunde. Der Einfluss der Produktlänge ist ebenfalls groß. So ist das Angebotspotenzial bei einer Produktlänge von 1 h und einer Zuverlässigkeit von 99,994 % 9,8 TWh. Dieses Potenzial reduziert sich bei der gleichen Zuverlässigkeit auf 8,3 TWh (Produktlänge 4 h) und auf 2,8 TWh (Produktlänge 24 h). Die ÜNB schrieben im zweiten Quartal 2012 einen Bedarf an negativer Minutenreserve von ca MW aus. Aus Abbildung 16 geht hervor, dass dieser Bedarf bei einer Zuverlässigkeit von 99,994 % in ca Stunden durch den 30-GW-Windpool gedeckt werden könnte. In insgesamt Stunden könnte ein Beitrag von mindestens 100 MW angeboten werden. In ca Stunden eines Jahres kann der 30-GW- Windpool keinen Beitrag zur Minutenreserve liefern. Für das Jahr 2012 ergibt sich ein Angebotspotenzial von 29,8 TWh für den 30 GW Windparkpool bei einer Produktlänge von 1 h und einer Zuverlässigkeit von 95 %. Bei einer Zuverlässigkeit von 99,994 % reduziert sich das Potenzial auf 16,7 TWh. Gemittelt übers Jahr entspräche dies 1,9 GW (6,3 % der installierten Nennleistung). Wird die Produktlänge bei einer Zuverlässigkeit von 99,994 % verlängert, so beträgt das Potenzial 14,7 TWh (Produktlänge 4 h) und 7,3 TWh (Produktlänge 24 h). Angebotserstellung mit % 99 % 99.8 % 99.9 % % % Abbildung 17: Angebotspotenzial des 30 GW Windparkpool für das Jahr 2012 für unterschiedliche Produktlängen und Zuverlässigkeiten bei einer Vortagsauktion h 4 h 24 h Produktlänge % 99 % 99.8 % 99.9 % % % Abbildung 18: Jahresdauerlinie des Vortagsangebots des 30 GW Windparkpools für das Jahr 2012 bei einer Produktlänge von einer Stunde für verschiedene Zuverlässigkeiten Stunden im Jahr Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

52 Die deutlichen Unterschiede zwischen den beiden Jahren lassen sich durch die verschiedenen Windangebote in den beiden Jahren erklären, dieses lag 2012 deutlich über dem von Beide Prognosen wurden mit gleichwertigen Fehlerzeitreihen erstellt. Unterschiede in den Potenzialen sind somit nicht auf ein Schwanken der Prognosegüte zurück zu führen. Angebotserstellung mit Überprüfung der Zuverlässigkeit des Angebots mit einer Kurzfristprognose Die Zuverlässigkeit kann gesteigert werden, wenn mit Hilfe von Kurzfristprognosen, wie z.b. der 1 h-prognose, das Angebot überprüft wird. Dies ist in Abbildung 19 zu sehen. In der Zeit vom :00 Uhr bis :00 Uhr, in der Mitte der Abbildung, kennzeichnet die orangene Fläche den einzigen Fall im Jahr, bei dem das Angebot aufbauend auf einer probabilistischen Vortagsprognosen mit einer Zuverlässigkeit von 99,994 % nicht hätte eingehalten werden können. Anhand der Abbildung ist zu sehen, dass diese Nichterfüllung des Angebots mit Hilfe der probabilistischen 1 h- Prognose für die gleiche Zuverlässigkeit hätte erkannt werden können. Daraus wird ersichtlich, dass die Nutzung von probabilistischen Kurzfristprognosen ein gutes Mittel ist, um die Zuverlässigkeit des Angebots zu steigern. Abbildung 19: Überprüfung des Angebots des Vortages bei einer Zuverlässigkeit von 99,994 % mit Hilfe einer probabilistischen 1 h-prognose für den 30 GW Windparkpool im Jahr 2010, wobei das einzige Ereignis gezeigt wird, bei dem das Angebot aufbauend auf der Vortagsprognose verletzt worden wäre Abbildung 20: Überprüfung des Angebots des Vortages bei einer Zuverlässigkeit von 99,994 % mit Hilfe einer probabilistischen 1 h-prognose für den 30 GW Windparkpool im Jahr 2012, wobei das einzige Ereignis gezeigt wird, bei dem das Angebot aufbauend auf der Vortagsprognose verletzt worden wäre Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

53 Anbietbare Menge [MW/h] Summe der anbietbaren Menge [MWh] Potenziale Vollbesicherung/keine Besicherung - Untertagsauktion Abbildung 21 und Abbildung 22 zeigen die Angebotspotenziale für den 30 GW Windparkpool bei einer Untertagsauktion mit einer Vorlaufzeit und einer Produktlänge von jeweils einer Stunde für das Jahr Da es sich um den 30 GW Windparkpool handelt, wird das theoretische Potenzial (helle Flächen) extra ausgewiesen. Angebotserstellung mit % 99 % 99.8 % 99.9 % % % Abbildung 21: Angebotspotenzial des 30 GW Windparkpool für das Jahr 2010 für verschiedene Zuverlässigkeiten und einer Produktlänge von einer Stunde bei einer 1h- Untertagsauktion h Produktlänge % 99 % 99.8 % 99.9 % % % Abbildung 22: Jahresdauerlinie des 30 GW Windparkpool für das Jahr 2010 für verschiedene Zuverlässigkeiten und einer Produktlänge von einer Stunde bei einer 1h- Untertagsauktion Stunden im Jahr Anhand der Abbildung 21 ist zu erkennen, dass das Angebotspotenzial mit zunehmender Zuverlässigkeit kaum abnimmt. Dies ist ein großer Unterschied zur Vortagsauktion. So beträgt das Angebotspotenzial bei einer Produktlänge von 1 h und einer Zuverlässigkeit von 95 % 32,8 TWh. Bei einer Produktlänge von 1 h und einer Zuverlässigkeit von 99,994 % nimmt das Potenzial nur auf 27,0 TWh ab. Dies entspricht einem durchschnittlichen Angebot von 3,1 GW. Weiterhin ist für die Strategie Vollbesicherung das Potenzial bei einer Zuverlässigkeit von 99,8 % interessant. Dieses beträgt ungefähr 29,8 TWh bzw. durchschnittlich 3,4 GW. Ein interessantes Ergebnis ist, dass sich die Angebotspotenziale für die Strategien Vollbesicherung und keine Besicherung kaum unterscheiden. Daher ist es nicht sinnvoll im Fall einer Untertagsauktion das Konzept Vollbesicherung zu wählen. Anstatt eine aufwendige Besicherung durch steuerbare Anlagen zu organisieren, kann hier besser ein geringer Abschlag auf das Angebot gemacht werden. Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

54 Anbietbare Menge [MW/h] Summe der anbietbaren Menge [MWh] Abbildung 23 und Abbildung 24 zeigen die kumulierten Potenziale und die Jahresdauerlinie des möglichen Angebots für das Jahr Es ist zu erkennen, dass sich die Angebote in der Menge nicht so stark unterscheiden wie dies für die Vortagsauktion der Fall war. Das liegt hauptsächlich daran, dass die Untertagsprognose eine geringere Prognosefehlerstreuung aufweist und sich somit die Zuverlässigkeit nicht so stark auf die Angebotsmenge auswirkt. Angebotserstellung mit % 99 % 99.8 % 99.9 % % % Abbildung 23: Angebotspotenzial des 30 GW Windparkpool für das Jahr 2012 für verschiedene Zuverlässigkeiten und einer Produktlänge von einer Stunde bei einer 1h- Untertagsauktion h Produktlänge % 99 % 99.8 % 99.9 % % % Abbildung 24: Jahresdauerlinie des 30 GW Windparkpool für das Jahr 2012 für verschiedene Zuverlässigkeiten und einer Produktlänge von einer Stunde bei einer 1h- Untertagsauktion Stunden im Jahr GW Windparkpool Regelzone TenneT Daten und probabilistische Prognose Alle des hier betrachteten Windparkpools liegen in der Regelzone TenneT. Die Größe von 1 GW wurde bewusst gewählt, da es sich hierbei um die ungefähre Leistung handelt, die ein Direktvermarkter vermarktet. Die Vortagsprognose mit einem nrmse von 6,4 % für das Jahr 2010 wurde mit einem Modell am IWES erstellt. Die Kurzfristprognose mit einem nrmse von 2,9 % für das Jahr 2010 wurde ebenfalls mit einem Modell am IWES erstellt. Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

55 Anbietbare Menge [MW/h] Summe der anbietbaren Menge [MWh] Die Einspeisezeitreihe wurde dem IWES von TenneT bereitgestellt. Zur Erzeugung der probabilistischen Prognose wurde die Kerndichteschätzung genutzt. Die mit den zugrundeliegenden Daten errechneten Vollaststunden für das Jahr 2010 betragen 1307 Stunden. Angebotserstellung mit Potenziale volle und keine Besicherung Nachfolgend werden die Ergebnisse für den 1 GW Windparkpool für das Jahr 2010 dargestellt. Im Gegensatz zum 30 GW Windparkpool wird hier das volle Potenzial genutzt werden können. Es wird deshalb kein theoretisches Potenzial ausgewiesen werden, da das Potenzial des Windparkpools nie die ausgeschriebene Menge an Regelleistung übersteigt % 99 % 99.8 % 99.9 % % % Abbildung 25: Angebotspotenzial des 1 GW Windparkpools für das Jahr 2010 für unterschiedliche Produktlängen und Zuverlässigkeiten bei einer Vortagsauktion h 4 h 24 h Produktlänge % 99 % 99.8 % 99.9 % % % Abbildung 26: Jahresdauerlinie des Vortagsangebots des 1 GW Windparkpools das Jahr 2010 für die Produktlänge von einer Stunde für verschiedene Zuverlässigkeitslevel Stunden im Jahr Auch hier ist die Abnahme des Angebotspotenzials mit einer zunehmenden Zuverlässigkeit und Produktlänge zu erkennen. Hierbei nimmt das Potenzial mit einer zunehmenden Zuverlässigkeit aber viel stärker ab, als dies beim 30 GW Windparkpool der Fall ist. So beträgt das Angebotspotenzial bei einer Produktlänge von 1 h und einer Zuverlässigkeit von 95 % 605,4 GWh. Bei einer Produktlänge von 1 h und einer Zuverlässigkeit von 99,994 % beträgt das Angebotspotenzial hingegen 30,7 GWh. Dies Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

56 Anbietbare Menge [MW/h] entspricht einem durchschnittlichen Angebot von 3,4 MW (0,3 % der installierten Leistung). Weiterhin ist das Angebotspotenzial bei einer Zuverlässigkeit von 99,8 % für die Strategie Vollbesicherung interessant. Dies liegt bei ungefähr 35 GWh bzw. einer durchschnittlichen Leistung von 4,0 MW. Der Einfluss der Produktlänge ist ebenfalls groß. So ist das Angebotspotenzial bei einer Produktlänge von 1 h und einer Zuverlässigkeit von 99,994 % 30,7 GWh. Dieses Potenzial reduziert sich bei der gleichen Zuverlässigkeit auf 22,1 GWh (Produktlänge 4 h) und auf 2,6 GWh (Produktlänge 24 h). Angebotserstellung mit % 99 % 99.8 % 99.9 % % % Abbildung 27: Ausschnitt aus Abbildung 26 zur besseren Abschätzung der Anzahl der Stunden mit geringeren anbietbaren Mengen Stunden im Jahr Für den 1 GW Windparkpool wurde zusätzlich ausgewertet, ob durch die Nutzung von Kurzfristprognosen (1 h-prognose) die Zuverlässigkeit des Angebots gesteigert werden kann. Die Auswertungen zu einer Zuverlässigkeit von 99,994 % ergaben jedoch, dass es im Jahr 2010 keinen einzigen Fall gibt, bei dem das Vortagsgebot verletzt wird. Dadurch kann auch keine Verletzung des Angebots vorab durch Kurzfristprognosen vorhergesagt werden. Potenziale volle und keine Besicherung - Untertagsauktion Abbildung 28 und Abbildung 29 zeigen die Angebotspotenziale für den 1 GW Windparkpool bei einer Untertagsauktion mit einer Vorlaufzeit und einer Produktlänge von jeweils einer Stunde für das Jahr Auch hier ist anhand der Abbildung zu erkennen, dass das Angebot kaum mit einer zunehmenden Zuverlässigkeit abnimmt, vor allem im Vergleich zur Vortagsauktion. So beträgt das Angebotspotenzial bei einer Produktlänge von 1 h und einer Zuverlässigkeit von 95 % GWh. Bei einer Produktlänge von 1 h und einer Zuverlässigkeit von 99,994 % beträgt das Angebotspotenzial 882 GWh. Dies entspricht einem durchschnittlichen Angebot von 101 MW. Auch bei dem 1 GW Windparkpool fällt auf, dass sich die Potenziale für die Angebotsstrategien keine Besicherung und Vollbesicherung kaum unterscheiden. Dies ist ein großer Unterschied zur Vortagsauktion, wo sich die Potenziale bei einer Zuverlässigkeit von 99,8 % deutlich von den Potenzialen bei einer Zuverlässigkeit von 99,994 % unterschieden haben. Daher kann auch für den 1 GW Windparkpool geschlussfolgert werden, dass die Strategie Vollbesicherung im Fall einer Vortagsauktion sinnvoll ist, im Fall einer Untertagsauktion jedoch nicht, da hier besser ein kleiner Abschlag auf das Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

57 Anbietbare Menge [MW/h] Summe der anbietbaren Menge [MWh] Angebot durchgeführt werden kann, als aufwendig eine Besicherung durch steuerbare Anlagen zu organisieren. Angebotserstellung mit % 99 % 99.8 % 99.9 % % % Abbildung 28: Angebotspotenzial des 1 GW Windparkpools für das Jahr 2010 für unterschiedliche Produktlängen und Zuverlässigkeiten bei einer Untertagsauktion h Produktlänge % 99 % 99.8 % 99.9 % % % Abbildung 29: Jahresdauerlinie des Angebots des 1 GW Windparkpools für das Jahr 2010 für eine Produktlänge von einer Stunde und verschiedenen Zuverlässigkeiten für eine Untertagsauktion Stunden im Jahr Des Weiteren fällt bei dem Vergleich der Angebote vom 1 GW Windparkpool und vom 30 GW Windparkpool auf, dass das durchschnittliche Untertagsangebot in Bezug auf die Nennleistung bei beiden Pools fast gleich groß ist. Dies ist für das Vortagsangebot nicht der Fall, da hier das Angebotspotenzial des 30 GW Windparkpools wesentlich größer ist. Potenziale Teilbesicherung Vortagsauktion Für die Untersuchung des Potenzials bei einer Teilbesicherung wird ein Windparkpool mit einer Leistung von 1000 MW mit einem Pool von Gaskraftwerken mit ebenfalls 1000 MW zusammengelegt. Um die Poolingeffekte ermitteln zu können, wird zum einen das Potenzial berechnet, wenn die Pools getrennt anbieten würden, und zum anderen, wenn die beiden Pools als ein Pool am Markt agieren. Der Pool aus Gaskraftwerken umfasst fünf Gaskraftwerke mit einer Nennleistung von jeweils 400 MW. Aufgrund der Mindestleistung von 200 MW können jedoch nur 200 MW als Regelleistung angeboten werden. Das Angebot des Pools wird berechnet, indem die probabilistische Day-Ahead-Prognose entsprechend dem Vorgehen in Kapitel Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

58 4.2.8 berechnet und die Leistung bei einer Zuverlässigkeit von 99,994 % abgelesen wird. Die Ausfalldauer wurde einmal mit 1 h angenommen, da die Möglichkeit besteht, nach Ausfall eines Kraftwerks die fehlende Leistung durch Handel am Intraday-Markt zuzukaufen und somit die anderen Kraftwerke zu entlasten, die dann die entsprechende Regelleistung erbringen können. Zum anderen wurde die Ausfalldauer mit 19 h angenommen, da dies der durchschnittlichen Zeit zwischen Gate-Closure des Regelleistungsmarktes und des letzten Zeitpunktes der Erbringung entspricht. Hier wird vorausgesetzt, dass die zuvor betrachtete Möglichkeit des Intraday-Handels nicht in Frage kommt und das Kraftwerk somit für die gesamte Zeit der Regelleistungserbringung ausfällt. Die Ausfalldauer von 19 h ist nur dann richtig, wenn der Auktionszeitraum der Produktlänge entspricht. Bei der Minutenreserve, bei der der Auktionszeitraum einen Tag und die Produktlänge vier Stunden betragen, müsste man für jedes Produkt eine Ausfalldauer und damit auch eine probabilistische Prognose erstellen. Für die erste Produktscheibe von 0 bis 4 Uhr beträgt die Ausfalldauer z.b. nur 8,5 h. Für die folgenden Berechnungen soll dies jedoch vernachlässigt werden und von gleich langen Produktlängen und Auktionszeiträumen ausgegangen werden. Die Volllaststunden der Gaskraftwerke wurden einmal mit 8000 h/a und einmal mit 3000 h/a angenommen. Somit ergeben sich folgende Ausfallwahrscheinlichkeiten: Angebotserstellung mit Fall Ausfallhäufigkeit [1/a] Ausfalldauer [h] Volllaststunden [h/a] 1 2, ,035 Ausfallwahrscheinlichkeit [%] Tabelle 3: Ausfallwahrscheinlichkeiten der Gaskraftwerke für verschiedene Ausfalldauern und Volllaststunden 2 2, , , , , ,678 Bei dem Windparkpool werden die Daten des 1 GW Windparkpool genutzt. Die Regelleistung entspricht der Leistung bei einer Zuverlässigkeit von 99,994 %. Für die Bestimmung des Angebots des Pools aus und Gaskraftwerken werden die probabilistischen Prognosen des Windparkpools und des Pools aus Gaskraftwerken miteinander verknüpft. Das Angebot entspricht der Leistung bei einer Zuverlässigkeit von 99,994 %. Abbildung 30 zeigt die kumulierten Wahrscheinlichkeiten für die Erbringung einer bestimmten Leistung für die unterschiedlichen Poolzusammensetzungen. Die können 27 MW Regelleistung anbieten. Bei dem aus den 5 Gasturbinen bestehenden Pool ist ein Angebot von 800 MW möglich. In einem gemeinsamen Pool können 978 MW angeboten werden. Dieser Wert liegt somit deutlich über der Summe der beiden einzelnen Angebote von 827 MW. Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

59 Max. Angebot [MW] Kumulierte Wahrscheinlichkeit [-] Kum. Wahrscheinlichkeit Pool Max. Angebot Pool Kum. Wahrscheinlichkeit Pool Gasturbinen Max. Angebot Pool Gasturbinen Kum. Wahrscheinlichkeit gemeinsamer Pool Max. Angebot gemeinsamer Pool Summe max. Angebot beider Pools Angebotserstellung mit Abbildung 30: Kumulierte Wahrscheinlichkeiten für die unterschiedlichen Pools (1 GW Wind und 5 x 200 MW Gas) und das jeweils maximale Angebot (Vortagsauktion) für Fall 1 und eine Viertelstunde Leistung [MW] Abbildung 31 bestätigt diese Beobachtung. Es ist der Verlauf des Angebots des Gaskraftwerkpools, des Windparkpools und des Pools aus und Gaskraftwerken über zwei Tage dargestellt. Hier ist zu erkennen, dass selbst in Zeiten, in denen der Windparkpool alleine keine Regelleistung anbieten kann, das Angebot der Gasturbinen deutlich gesteigert werden kann, wenn und Gasturbinen als ein gemeinsamer Pool auftreten Pool Pool Gasturbinen Summe beider Pools Gemeinsamer Pool Abbildung 31: Maximale Regelleistungsangebote (Vortagsauktion) der unterschiedlichen Pools (1 GW Wind und 5 x 200 MW Gas) für Fall 1 über zwei Tage Zeit [1/4 Stunden] Fall Max. Angebot Windparkpool [MW] Max. Angebot Gasturbinen [MW] Summe der beiden Angebote [MW] Gemeinsames Angebot [MW] Tabelle 4: Angebotspotenziale (Vortagsauktion) des Pools aus Gaskraftwerken (5 x 400 MW), des Windparkpools (1 GW) und des Pools aus dem Windparkpool und dem Pool aus Gaskraftwerken für die verschiedenen Fälle von Ausfalldauern und Vollaststunden der Gaskraftwerke Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

60 Max. Angebot [MW] Anhand von Tabelle 4 ist zu erkennen, dass durch das Pooling die angebotene Leistung um 8 % bis 36 % gesteigert werden kann. Das Pooling stellt somit eine Win-Win- Situation für den Windparkpool und den Pool aus Gaskraftwerken dar. Des Weiteren ist interessant, dass die Veränderung der Volllaststunden keinen Einfluss auf das Angebot der Gaskraftwerke hat. Die Veränderung der probabilistischen Prognose durch die geringeren Volllaststunden führt jedoch zu einer Reduzierung des gemeinsamen Angebots. Die gleiche Auswertung wurde auch für eine andere Zusammensetzung des Gaskraftwerkpools gemacht. Hier wurden 50 Gaskraftwerke, die jeweils 20 MW Regelleistung zur Verfügung stellen können, angenommen. Tabelle 5 und Abbildung 32 zeigen, dass das maximale Angebot des Gaskraftwerkpools mit vielen kleinen Kraftwerken (960 MW für Fall 1) deutlich höher liegt als das Angebot des Pools mit den wenigen großen Kraftwerken (600 MW für Fall 1). Außerdem fällt auf, dass die Differenz zwischen der gemeinsam angebotenen Leistung und der Summe der einzelnen Angebote bei vielen kleinen Kraftwerken deutlich kleiner ausfällt (38 MW) als bei wenigen großen Kraftwerken (151 MW). Somit ergeben sich die Vorteile des gemeinsamen Angebots gerade, wenn ein Windparkpool mit wenigen großen Kraftwerken kombiniert wird. Angebotserstellung mit Fall Max. Angebot Windparkpool [MW] Max. Angebot Gasturbinen [MW] Summe der beiden Angebote [MW] Gemeinsames Angebot [MW] Tabelle 5: Angebotspotenziale (Vortagsauktion) des Pools aus Gaskraftwerken (50 x 20 MW), des Windparkpools (1 GW) und des Pools aus dem Windparkpool und dem Pool aus Gaskraftwerken für die verschiedenen Fälle von Ausfalldauern und Volllaststunden der Gaskraftwerke Pool Pool Gasturbinen Summe beider Pools Gemeinsamer Pool Abbildung 32: Maximale Regelleistungsangebote (Vortagsauktion) der unterschiedlichen Pools (1 GW Wind und 50 x 40 MW Gas) für Fall 1 über zwei Tage Zeit [1/4 Stunden] In Abbildung 32 ist der Verlauf des Angebots der verschiedenen Pools über zwei Tage dargestellt. Auch hier wird ersichtlich, dass sich das Angebot durch das Pooling von und Gaskraftwerken kaum steigert. Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

61 Kumulierte Wahrscheinlichkeit [-] Potenziale Teilbesicherung Untertagsauktion Genau wie bei der Potenzialuntersuchung zur Vortagsauktion werden auch hier ein 1000 MW Windparkpool und ein 1000 MW (5 x 200 MW) Gaskraftwerkpool betrachtet, die einmal einzeln und einmal zusammen anbieten. Aufgrund der Vorlaufzeit und Produktlänge von einer Stunde entfallen die Fälle 2 und 4. Vergleicht man Abbildung 33 mit Abbildung 30 fällt auf, dass der Anstieg der kumulierten Wahrscheinlichkeit für den Windparkpool deutlich steiler verläuft. Dies ist darauf zurückzuführen, dass die 1 h-prognose für die Leistung des Windparkpools sehr viel genauer ist als die Vortagsprognose für den gleichen Zeitraum. Somit kann der Windparkpool auch deutlich mehr Leistung mit der gleichen Zuverlässigkeit anbieten. Des Weiteren gibt es kaum einen Unterschied zwischen dem Angebot des gemeinsamen Pools und der Summe beider Pools. Somit ergibt sich für die Untertagsauktion nur ein sehr geringer Vorteil aus dem gemeinsamen Pooling aller Anlagen, was auch anhand der Ergebnisse in Tabelle 6 zu sehen ist. Angebotserstellung mit Kum. Wahrscheinlichkeit Pool Max. Angebot Pool Kum. Wahrscheinlichkeit Pool Gasturbinen Max. Angebot Pool Gasturbinen Kum. Wahrscheinlichkeit gemeinsamer Pool Max. Angebot gemeinsamer Pool Summe max. Angebot beider Pools Abbildung 33: Kumulierte Wahrscheinlichkeiten für die unterschiedlichen Pools und das jeweils maximale Angebot (Vortagsauktion) für Fall 1 und eine Viertelstunde Leistung [MW] Fall Max. Angebot Windparkpool [MW] Max. Angebot Gasturbinen [MW] Summe der beiden Angebote [MW] Gemeinsames Angebot [MW] Auch anhand des zeitlichen Verlaufs des Angebotspotenzials über zwei Tage in Abbildung 34 ist zu erkennen, dass sich das Angebotspotenzial durch das Pooling der und Gasturbinen kaum steigert. Tabelle 6: Angebotspotenziale (Untertagsauktion) des Pools aus Gaskraftwerken (5 x 200 MW), des Windparkpools (1 GW) und gemeinsamen Pools für die verschiedenen Fälle von Ausfalldauern und Vollaststunden der Gaskraftwerke Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

62 mittleres Angebot bezogen auf Nennleistung Max. Angebot [MW] Pool Pool Gasturbinen Summe beider Pools Gemeinsamer Pool Angebotserstellung mit Abbildung 34: Maximale Regelleistungsangebote (Untertagsauktion) der unterschiedlichen Pools (1 GW Wind und 5 x 200 MW Gas) für Fall 1 über zwei Tage Zeit [1/4 Stunden] Feldheim und Altes Lager In diesem Abschnitt wird an dem Beispiel der beiden Altes Lager und Feldheim mit jeweils ca. 40 MW Nennleistung dargestellt, wie viel Regelleistung von einzelnen angeboten werden kann. Dazu werden die Angebote mit der Quantilen Regression berechnet und diese verglichen. Zunächst sei festgestellt, dass sich die Quantile mit allen drei Verfahren mit sehr guter Zuverlässigkeit berechnen lassen (s. Abbildung 10). Abbildung 35 und Abbildung 36 zeigen die Angebote für drei verschiedene Produktlängen in Abhängigkeit der gewählten Zuverlässigkeit. Eine logarithmische Darstellung wurde verwendet, um die kleinen Zuverlässigkeiten gut auflösen zu können h 4 h 24 h Abbildung 35: Mittlere angebotene Regelleistung vom Windpark Altes Lager berechnet mit Quantilen Neuronalen Netzen % 99.9% 99% 90% 0% Sicherheitsniveau Das mittlere Angebot nimmt sehr stark mit steigender Zuverlässigkeit ab. Bei einer Zuverlässigkeit von 99 % lässt sich im Mittel nur etwa 1 % der Nennleistung als Regelenergie anbieten. Weiterhin ist zu sehen, dass das mittlere Angebot mit wachsender Produktlänge abnimmt. Das Verhalten der Angebote ist für die beiden sehr ähnlich. Dies liegt im Wesentlichen an den sehr nahe beieinander Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

63 mittleres Angebot bezogen auf Nennleistung liegenden Standorten. Die sehr kleinen Angebote lassen darauf schließen, dass einzelne wahrscheinlich in Zukunft keine Regelleistung anbieten werden. Windparkpools haben, wie weiter unten gezeigt, ein größeres Potenzial, sodass sich Regelleistung mit mehreren anbieten lässt. Angebotserstellung mit h 4 h 24 h Abbildung 36: Mittlere angebotene Regelleistung vom Windpark Feldheim berechnet mit Quantilen Neuronalen Netzen % 99.9% 99% 90% 0% Sicherheitsniveau Abhängigkeitsuntersuchungen für zwei Das Pooling von vergrößert das Angebotspotenzial über die bloße Summation der Einzelangebote hinaus. Dies wird anhand von zwei 80 km voneinander entfernter exemplarisch gezeigt. Als Prognosen wird die physikalische probabilistische Prognose aus Abschnitt betrachtet, da mit dieser verschiedene Effekte getrennt voneinander betrachtet werden können. Es ist offensichtlich, dass die über das Wetter miteinander gekoppelt sind. Für das Angebot sind dabei zwei Effekte zu unterscheiden: die erzeugten Leistungen hängen miteinander zusammen und zweitens hängen die Prognosefehler miteinander zusammen. Beide Effekte hängen auch über größere Abstände miteinander zusammen, die Abhängigkeit verschwindet aber mit größerem Abstand der. Drei Fälle können unterschieden werden: a) das unabhängige Angebot zweier, bei dem die beiden Angebote aufsummiert werden, b) das gemeinsame Angebot zweier mit den ausgenutzten Ausgleichseffekten, c) ein gemeinsames Angebot unter der hypothetischen Annahme, dass beide Prognosen unabhängig voneinander sind. Abbildung 37 zeigt die drei Fälle. Das unabhängige Angebot zeigt das minimal mögliche Angebot, das Angebot mit unabhängigen Prognosefehlern zeigt das maximal mögliche Angebot. Das kombinierte Angebot, bei dem beide gemeinsam anbieten, liegt zwischen den beiden Maxima. Je weiter die auseinander stehen, desto weiter würde das gemeinsame Angebot hin zu dem maximal möglichen Angebot verschoben. Es ist zu erkennen, dass für kleine Zuverlässigkeiten und sehr großen Abständen der theoretisch bis zu 10-mal mehr Regelleistung angeboten werden kann als mit unabhängigen Angeboten. Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

64 mittleres Angebot bezogen auf Nennleistung unabhängiges Angebot unkorrelierte Fehler kombiniertes Angebote Angebotserstellung mit Abbildung 37: Das mittlere Angebot zweier 80 km voneinander entfernter für unabhängige Angebote (orange), gemeinsames Angebot (blau) und Angebot unter der Annahme unkorrelierter Prognosefehler (grün) Sicherheitsniveau [%] Kombination zweier mit variierender räumlicher Verteilung Die Synergien der gemeinsamen Angebote zweier hängen, wie eben beschrieben, im Wesentlichen von deren Abstand ab. Daher wird im Folgenden detaillierter gezeigt, wie sich das Angebot mit dem Abstand verändert. Die Basis sind 100 mit Nennleistungen zwischen 4 MW und 342 MW mit denen 4950 verschiedene Angebote zweier gebildet werden können. Abbildung 38 zeigt die Abhängigkeit der Prognosefehler jeweils zweier über deren Abstand, gemessen mit dem Kendall Koeffizienten, ein Rangkorrelationskoeffizient, der parameterfrei die Korrelation zwischen zwei Variablen misst. Deutliche Abhängigkeiten gibt es auch noch über mehrere hundert Kilometer. Anhand dieses Verlaufes ist es zu erwarten, dass wesentliche Ausgleichseffekte bei sehr großen Abständen auftreten, also aus einem Pool gebildet werden sollten, der eine sehr große Fläche bedeckt. Um dieses genauer zu quantifizieren, wurden die Angebote zu 99 % und 99,9 % Zuverlässigkeit über jeweils zwei aus den 100 berechnet. Abbildung 39 zeigt die resultierenden Angebote bezogen auf die Summe der Einzelangebote in Abhängigkeit von dem Abstand der beiden. Der Wert 2 würde beispielsweise bedeuten, dass beide zusammen doppelt so viel Regelenergie anbieten können wie die beiden unabhängig voneinander, wenn beide Einzelangebote also einfach aufsummiert werden. Die Ergebnisse streuen sehr stark, da das Angebot noch von weiteren Einflüssen wie Standort, Windrichtung, Art des und vielen weiteren abhängen. Daher wird für die Ergebnisse der Median berechnet, der in Abbildung 39 als Linie eingezeichnet ist. Es ist deutlich zu sehen, dass das Angebot zwei sehr nah stehender kaum größer ist als das unabhängige Angebot der beiden. Mit steigendem Abstand nehmen die Synergien durch Ausgleichseffekte zu. Ab etwa 200 km wird dieser Effekt maximal und steigt bei größeren Abständen kaum noch an. Es ist zu sehen, dass die Ausgleichseffekte stärker werden, wenn kleinere Zuverlässigkeiten betrachtet werden. Zusammenfassend lässt sich sagen, dass mehr als 200 km voneinander entfernt stehende gemeinsam bis zu 8-mal mehr Regelleistung anbieten können als getrennt anbietende. Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

65 gemeinsames Angebot / Einzelangebot Kendall Koeffizient Angebotserstellung mit Abbildung 38: Der Kendall Korrelationskoeffizient der Prognosefehler von jeweils zwei in Abhängigkeit des Abstandes Distanz [km] Distanz [km] 99% 99% (Median) 99.9% (Median) Abbildung 39: Steigerung des möglichen Angebotes durch das Pooling von zwei. Dargestellt ist die Angebotssteigerung durch das Pooling von zwei im Vergleich zu den Einzelangeboten in Abhängigkeit vom Abstand der. Bei einem Abstand von 300 km und einer Zuverlässigkeit von 99 % können die gemeinsamen etwa 2.5-mal mehr Regelenergie anbieten. Bei einer Zuverlässigkeit von 99,9 % steigt das Angebot auf den Faktor 7, Weitere Möglichkeiten zur Nutzung der Flexibilität von Im Folgenden werden weitere Möglichkeiten beschrieben, wie die Flexibilität von zur Frequenzhaltung genutzt werden kann. Dabei haben all diese Möglichkeiten den Vorteil, dass sie außerhalb der Regelleistung stehen und somit die Nachweis- und Angebotsproblematik entfällt. Verkürzung der Vorlaufzeiten am Intraday-Markt Würde die Vorlaufzeit am Intraday-Markt sinken, könnte der durch induzierte Regelleistungsbedarf gesenkt werden, da bessere Prognosen genutzt werden könnten und damit die Abweichungen zwischen den vermarkteten Prognosemengen und den tatsächlich eingespeisten Energien kleiner wird. Dadurch könnten ihren vermarkteten Fahrplan besser einhalten. Ein weiterer Vorteil einer Verkürzung der Vorlaufzeit ist, dass die vom Markt ausgehenden Preissignale besser die tatsächliche Situation abbilden. Dadurch ist die Wahrscheinlichkeit größer, dass die Abregelung einzelner, die aufgrund von negativen Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

66 Preisen erfolgt, auch wirklich notwendig war. Damit kann eher ausgeschlossen werden, dass einzelne aufgrund einer vermuteten hohen Windeinspeisung in Deutschland abgeregelt werden, die dann gar nicht eintritt. Angebotserstellung mit Freiwilliges Mitregeln Ein noch kurzfristigeres Preissignal als der Intraday-Preis stellt der Ausgleichsenergiepreis bzw. das aktuelle Regelzonensaldo dar, mit dem der Ausgleichsenergiepreis prognostiziert werden kann. Generell sind die Bilanzkreise verpflichtet ihren Bilanzkreis ausgeglichen zu betreiben. Bilanzkreisabweichungen, die das System stabilisieren, werden jedoch toleriert. In Belgien veröffentlicht Elia (ÜNB) z.b. seit Anfang 2012 den aktuellen Regelleistungsabruf und das aktuelle Systemungleichgewicht. Beide Werte werden auch als für die jeweilige Viertelstunde kumulierte Werte angegeben. Das Systemungleichgewicht entspricht dem saldierten Regelleistungsabruf abzüglich des Area Control Errors (ACE). Aufbauend auf diesen Informationen und den veröffentlichten Preisen für den Regelleistungsabruf können die Bilanzkreisverantwortlichen den Ausgleichsenergiepreis prognostizieren. Bei hohen Ausgleichsenergiepreisen erzeugen die Bilanzkreisverantwortlichen dann eine bewusste Überspeisung ihrer Bilanzkreise. Bei negativen Ausgleichsenergiepreisen erzeugen die Bilanzkreisverantwortlichen eine bewusste Unterspeisung ihrer Bilanzkreise. Der Vorteil ist, dass auch die Flexibilität von Anlagen, die nicht für die Regelleistung erschlossen werden können, zur Reduzierung des Regelleistungsbedarfs genutzt werden kann. Laut Auskunft des belgischen ÜNB Elia wurde in Belgien bis September 2012 eine deutliche Verringerung des Systemungleichgewichts festgestellt (Hebb 2012). Durch das freiwillige Mitregeln könnte die Flexibilität von derart erschlossen werden, dass bei zu erwartenden negativen Ausgleichsenergiepreisen die abgeregelt werden, auch wenn sie dann weniger als ihren Fahrplanwert einspeisen. Das freiwillige Mitregeln ist eine interessante Option zur Nutzung von Flexibilitäten, die zukünftig weiter erforscht werden sollte. ÜNB Notmaßnahmen In Notsituationen haben die Netzbetreiber bereits das Recht, abzuregeln. Hierbei könnte die Flexibilität der noch besser genutzt werden, wenn der administrative Aufwand, der vor der Abregelung betrieben werden muss, reduziert werden könnte. Verpflichtende Primärregelleistungsbereitstellung durch entsprechend dem Verfahren mögliche Einspeisung Dieses Konzept soll der Tatsache Rechnung tragen, dass es durch den zunehmenden Ausbau der Windenergie in Zukunft notwendig werden könnte, dass Windkraftanlagen zur Primärregelleistungsbereitstellung verpflichtet werden müssen, um die Systemsicherheit gewährleisten zu können. Windkraftanlagen bieten sich aufgrund ihrer guten Regelbarkeit auch für diese Systemdienstleistung an. Im Folgenden werden daher verschiedene Konzepte vorgestellt und deren Vor- und Nachteile diskutiert. Die Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

67 Konzepte gehen dabei alle davon aus, dass Primärregelleistung entsprechend dem Verfahren mögliche Einspeisung bereitgestellt wird. Die Bestimmung der möglichen Einspeisung ist dabei wichtig, da der Windpark diese Information braucht um stets relativ zu dieser abgeregelt werden zu können. Angebotserstellung mit Konzept A: Befähigung Die müssen dazu befähigt sein, auf Aufforderung des ÜNB positive und negative Primärregelleistung entsprechend der vorliegenden Windverhältnisse bereitstellen zu können. Eine Aufforderung durch den ÜNB könnte z.b. dann erfolgen, wenn am Markt für Primärregelleistung nicht genug Teilnehmer gefunden werden konnten. Dieses Konzept kann mit Konzept B kombiniert werden. Wenn positive Primärregelleistung vorgehalten werden soll, muss der ÜNB dies mindestens eine Stunde vorher anmelden, damit die Windparkvermarkter noch entsprechend am Spotmarkt reagieren können. Andernfalls würde durch die Vorhaltung gleich ein Regelleistungsbedarf induziert werden. Konzept B: negative Primärregelleistung mit größerem Totband Die würden bei diesem Konzept zur Bereitstellung negativer Primärregelleistung verpflichtet werden. Hierbei stellt sich die Frage, ob die bereits bei einer Frequenz von 50,01 Hz aktiv werden müssen, wie die Anbieter am Markt für Primärregelleistung, oder erst bei höheren Frequenzanstiegen (größeres Totband). Dadurch würden sie die Anbieter nur bei hohen Frequenzabweichungen unterstützen. Dies ist bereits jetzt der Fall, da am Mittel- oder Hochspannungsnetz entsprechend der Richtlinien ab einer Frequenz von 50,2 Hz proportional zur Frequenzabweichung abgeregelt werden müssen. Daher könnte dieses Konzept durch eine einfache Anpassung der Richtlinien umgesetzt werden. Der Vorteil gegenüber der jetzigen Regelung in den Richtlinien ist, dass die Regelleistung bereits eher aktiviert werden würde und es dadurch erst gar nicht zu großen Frequenzabweichungen kommen würde. Dieses Konzept kann mit Konzept A kombiniert werden. Konzept C: negative und positive Primärregelleistung Dieses Konzept sieht vor, dass permanent positive und negative Primärregelleistung bereitstellen müssen. Im Folgenden werden die Konzepte anhand der drei Kriterien Energieverluste, Kosten und Sicherheit bewertet. Bei den Kosten wird davon ausgegangen, dass die die ausgefallene Energie finanziell ersetzt bekommen. Ob zusätzlich ein Bonus gezahlt werden muss, ähnlich dem Systemdienstleistungsbonus, ist offen. Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

68 Kriterium Konzept A Konzept B Konzept C Energieverluste Beschränken sich auf die voraussichtlich wenigen Zeiten, in denen die zur Bereitstellung verpflichtet werden Beschränken sich auf die wenigen Zeiten mit hohen positiven Frequenzabweichungen Groß im Vergleich zu den anderen Konzepten, da permanent positive Primärregelleistung vorgehalten werden muss Angebotserstellung mit Tabelle 7: Vergleich der drei Konzepte zur verpflichtenden Primärregelleistungsbereitstellung durch anhand der Kriterien Energieverluste, Kosten und Sicherheit Kosten Sicherheit Ersatzzahlungen beschränken sich auf die seltenen Zeiten mit Energieverlusten Ersatzzahlungen beschränken sich auf die seltenen Zeiten mit Energieverlusten Ersatzzahlungen größer als bei den anderen Konzepten, da die permanente Abregelung refinanziert werden muss Prinzipiell gibt es vier Aspekte, die bei dem Kriterium Sicherheit berücksichtigt werden müssen. Diese sind: plötzlicher Frequenzanstieg, plötzlicher Frequenzabfall, vorhersehbarer Mangel positiver Primärregelleistung und vorhersehbarer Mangel negativer Primärregelleistung. Konzept C erfüllt alle Aspekte. Konzept B erfüllt die Aspekte plötzlicher Frequenzanstieg und vorhersehbarer Mangel negativer Primärregelleistung. Konzept A erfüllt die Aspekte vorhersehbarer Mangel positiver und negativer Primärregelleistung. Im Rahmen dieses Projekts wird keine Empfehlung eines Konzepts abgegeben, da die Ausführungen dazu dienen sollen, weitere Diskussionen und Forschungsarbeiten anzustoßen. Hierbei ist vor allem die Fragestellung der Notwendigkeit der Umsetzung eines Konzepts interessant, die sich vielleicht in Zukunft, bei einem höheren Ausbauzustand der Windenergie, ergeben könnte. Des Weiteren sollte bei der Diskussion auch beachtet werden, ob eine Umsetzung durch alle oder nur durch moderne erfolgen soll, weil moderne aufgrund einer entsprechend fortgeschrittenen Technik die Konzepte leichter umsetzen können. Bereits heute gibt es mehrere GW in Deutschland, die durch eine Neuparametrierung für eine verpflichtende Primärregelleistungsbereitstellung genutzt werden könnten. Des Weiteren werden alle zukünftig installierten genutzt werden können, da deren Regelungen die Anforderungen zur verpflichtenden Primärregelleistungsbereitstellung erfüllen. 4.5 Einfluss der Regularien am Regelleistungsmarkt auf das Angebotspotenzial Im Folgenden wird der Einfluss der Regularien am Regelleistungsmarkt aufbauend auf den vorhergehenden Potenzialuntersuchungen kompakt zusammengefasst. Dabei werden die Auktionszeiten und das regelzonenübergreifende Pooling betrachtet. Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

69 Einfluss der Produktlänge und der Vorlaufzeit Eine Verkürzung der Vorlaufzeit hat einen signifikanten Einfluss auf das Angebotspotenzial. Dies gilt insbesondere für die Angebotspotenziale bei höheren Zuverlässigkeiten. Je kürzer die Vorlaufzeit ist, desto weniger hat die angegebene Zuverlässigkeit einen Einfluss auf die Vorlaufzeit. Die Abnahme des Potenzials mit Zunahme des Zuverlässigkeitslevels ist damit weniger stark bei kürzeren Vorlaufzeiten. Im Allgemeinen lässt sich sagen, dass sich mit abnehmender Vorlaufzeit die anbietbare Menge vergrößert. Angebotserstellung mit Einfluss der Poolgröße Die Poolgröße hat einen Einfluss auf die Zuverlässigkeit des Angebots. Werden die möglichst weit verteilt ausgewählt, verringern sich Prognosefehler aufgrund von Ausgleichseffekten. So kann mit gleicher installierter Leistung mehr angeboten werden. Ein Regelzonenübergreifendes Pooling ist daher zu befürworten, wenn die Regelleistungsauktion nach wie vor mindestens am Vortag stattfindet. Weitere Faktoren die bei der Festlegung der Auktionszeiten am Regelleistungsmarkt beachtet werden müssen Im Folgenden sind weitere Faktoren aufgezählt, die bei der Festlegung der Auktionszeiten berücksichtigt werden müssen und nicht mit der Maximierung des Angebotspotenzials von im Zusammenhang stehen: Nachweis der Minutenreservebereitstellung - Damit der ÜNB die Bereitstellung von Minutenreserve durch den Anbieter überprüfen kann, muss er mindestens 15 Minuten vor Beginn eines Viertelstundenintervalls den Fahrplan für dieses Viertelstundenintervall erhalten (VDN 2007a). Dies begrenzt die Vorlaufzeit auf mindestens 15 Minuten. Im Falle der Sekundärregelleistung und der Primärregelleistung sind kürzere Zeiträume vorstellbar. Bilanzierungsintervall - Das Zeitintervall für die Abrechnung der Bilanzkreise in der Elektrizitätswirtschaft ist 15 Minuten. Dies kann als Untergrenze für den Auktionszeitraum und die Produktlänge gesehen werden. Netzberechnungen/Netzbetriebsführung - Der ÜNB muss ausreichend Zeit haben, Netzberechnungen aufbauend auf den Fahrplänen der Anbieter durchzuführen, um ggf. Maßnahmen einzuleiten, falls der Netzbetrieb bei Durchführung der geplanten Fahrpläne gefährdet ist. In (ENTSO-E 2010) wird daher eine minimale Vorlaufzeit von 45 Minuten gefordert. Verwaltungsaufwand - Je geringer der Ausschreibungszeitraum und die Produktlängen, desto größer der Verwaltungsaufwand für den ÜNB und die Anbieter. Mit einer zunehmenden Automatisierung der Elektrizitätswirtschaft wird dieser Faktor jedoch immer unbedeutender. Integration der europäischen Strommärkte - Durch die Integration der europäischen Strommärkte werden sich die Marktregeln und damit auch die Auktionszeiten immer mehr angleichen (OPTIMATE 2011a; ACER 2012a). Da es bisher kein favorisiertes Modell gibt, ist nicht abzusehen, welche Auktionszeiten sich zukünftig durchsetzen werden. Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

70 Unterdeckungsgefahr - Sollten bei einer Auktion nicht genügend Anbieter teilnehmen, muss die Vorlaufzeit ausreichend groß sein, um eine Zweitauktion durchführen zu können oder um Anlagenbetreiber zur Bereitstellung von Regelleistung verpflichten zu können. Fehlerrisiko Primärregler - Gegen eine Verkürzung der Produktlänge bei der Primärregelleistung, z.b. in HT/NT-Zeiten, spricht laut den ÜNB (Bundesnetzagentur 2011a), dass die Primärregler beim Wechsel zwischen HT und NT Zeiten neu parametriert werden müssten, was ein erhebliches Fehlerrisiko birgt. Steuerbare Anlagen - Das Regelleistungspotenzial vieler steuerbarer Anlagen ist abhängig vom Arbeitspunkt. Soll daher neben dem Potenzial, dass sich aufbauend auf den aktuellen Arbeitspunkten der Einheiten ergibt, auch das Potenzial erschlossen werden, das sich durch die Veränderung des Arbeitspunktes ergeben könnte, so muss auf eine ausreichend große Vorlaufzeit geachtet werden. Die Vorlaufzeit ist dabei abhängig von der Anlagentechnologie. Des Weiteren müssen die Anbieter die Gelegenheit haben, Strommarktgeschäfte für diesen Arbeitspunkt abzuschließen, was ebenfalls die Vorlaufzeit und das Zusammenspiel mit den Spotmärkten betrifft. Steuerbare Anlagen mit kleinem Speicher - Das Potenzial von Anlagen mit einem kleinen Speicher wird durch die Verkürzung der Vorlaufzeit, der Produktlänge und des Ausschreibungszeitraums vergrößert. Dies wurde z.b. in (Galus et al. 2011) für Elektrofahrzeuge hergeleitet und gilt auch für viele Lastmanagementanwendungen (Feng 2011). Dies ist darauf zurückzuführen, dass mit geringeren Vorlaufzeiten der Speicherzustand besser bekannt ist und dass bei kürzeren Ausschreibungszeiträumen und Produktlängen die benötigte Speichergröße pro Leistungseinheit sinkt. Regelleistungsbedarf - Durch die Verkürzung aller drei Auktionszeiten kann der Bedarf kurzfristiger und innerhalb des Auktionszeitraums variabel für einzelne Stunden oder Stundenblöcke bestimmt werden, wodurch sich aufgrund der sinkenden Prognoseungenauigkeiten ein geringerer Bedarf ergeben würde. Preissicherheit - Durch eine Verkürzung der Vorlaufzeit sinkt die Planungs- und Preissicherheit für die Anbieter, was dazu führen kann, dass diese ihre Leistung anderweitig verkaufen. Es gibt jedoch auch den in (Müsgens et al. 2012) beschriebenen Effekt, dass bei langen Vorlaufzeiten ein Risikoaufschlag auf den angebotenen Leistungspreis gemacht wird, der die Unsicherheit über die Prognose des Day-Ahead-Spotpreises abbildet. Prognose der residualen Last - Die residuale Last, die der Last abzüglich der Erzeugung fluktuierender Erzeuger entspricht, beeinflusst entscheidend, welche Anlagentechnologien am kostengünstigsten Regelleistung bereitstellen können (Müsgens et al. 2012). So befinden sich z.b. kaum konventionelle Kraftwerke bei einer geringen residualen Last am Netz. Bevor diese hochgefahren werden, können aus Gründen der Wirtschaftlichkeit besser fluktuierende Erzeuger Regelleistung bereitstellen. Die Voraussetzung hierfür sind jedoch geringe Vorlaufzeiten und Auktionszeiträume, da nur dann Prognosen der fluktuierenden Erzeuger für die Angebotserstellung genutzt werden können. Eine weitere Voraussetzung sind kürzere Produktlängen, da die Einspeisung fluktuierender Erzeuger stark von Stunde zu Stunde schwanken kann. Ausschreibungskonkurrenzen - Die Bundesnetzagentur spricht sich dafür aus, die Auktion für die Primärregelleistung vor der Auktion für die Sekundärregel- Angebotserstellung mit Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

71 leistung stattfinden zu lassen, um Ausschreibungskonkurrenzen zu vermeiden und damit Risikozuschläge zu reduzieren (Bundesnetzagentur 2011b). Zusammenspiel mit dem Spotmarkt: Hier ergeben sich gleich mehrere Effekte: o Durch die Verkürzung der Produktlängen auf die kleinste Produktlänge am Spotmarkt können Ineffizienzen verhindert werden, wodurch die Regelleistungsbereitstellung insgesamt kostengünstiger werden würde (Just und Weber 2008). In (Schwill 2011) wird hierzu ein Beispiel gegeben. Durch die Produktlängen von mindestens 12 h bei der Sekundärregelleistung müssen die Anlagen während einer Produktlänge mindestens in Höhe der negativen Sekundärregelleistung betrieben werden, unabhängig davon, ob ein Betrieb am Spotmarkt in der jeweiligen Stunde gerade wirtschaftlich ist oder nicht. o Eine kürzere Vorlaufzeit als am Day-Ahead-Markt kann sowohl Vorals auch Nachteile haben. Vorteile können sich dadurch ergeben, dass Anbieter aufbauend auf einer Lieferverpflichtung am Spotmarkt negative Regelleistung sicher anbieten können. Des Weiteren kann Leistung am Regelleistungsmarkt verkauft werden, die eigentlich am Day- Ahead-Markt verkauft werden sollte, dort aber nicht angenommen wurde. Es könnte sich negativ auf das Angebot an positiver Regelleistung auswirken, wenn die gesamte Leistung bereits am Spotmarkt verkauft wurde, wodurch keine positive Regelleistung mehr angeboten werden kann. In der Literatur findet sich diesbezüglich keine Empfehlung. In den verschiedenen europäischen Ländern gibt es jedoch Beispiele von Regelleistungsauktionen vor, nach und sogar gleichzeitig mit der Auktion am Day-Ahead-Markt (Büchner und Türkucar 2005). In Spanien findet z.b. die Auktion für Sekundärregelleistung nach der Auktion für den Day-Ahead-Markt statt (Saiz-Marin et al. 2012). Aus Gründen der Versorgungssicherheit wollen die ÜNB jedoch, dass die Auktionen am Regelleistungsmarkt zeitlich den Auktionen am Spotmarkt vorgelagert sind. Dadurch kann verhindert werden, dass Kapazitäten, die für die Regelleistung benötigt werden, bereits am Spotmarkt verkauft wurden. Angebotserstellung mit 4.6 Kernaussagen und Ausblick Kernaussagen Mit Hilfe von probabilistischen Prognosen für die Windeinspeisung kann durch Pooling von zu Zeiten ausreichender Windverhältnisse Minutenreserveleistung bei gleicher Zuverlässigkeit wie bei jetzigen Anbietern angeboten werden. Eine durchgängig ganzjährige Bereitstellung von Minutenreserve ist jedoch nicht möglich. Im Projekt wurden sechs verschiedene Angebotsstrategien definiert und deren Potenziale untersucht. Die Angebotsstrategien sind: Vollbesicherung, Teilbesicherung und keine Besicherung jeweils für eine Vortags- und eine Untertagsauktion. Wichtige Ergebnisse der Potenzialuntersuchungen waren: Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

72 o Bei einer Vortagsauktion steigt das Potenzial deutlich mit einer zunehmenden Poolgröße und einer abnehmenden Produktlänge. Dabei ist es weiterhin vorteilhaft, wenn die Parks im Pool möglichst weit voneinander entfernt sind. Durch ein Pooling mit steuerbaren Anlagen kann das Potenzial ebenfalls gesteigert werden. Mit einzelnen kann keine Regelleistung angeboten werden. o Bei einer Untertagsauktion mit einer Vorlaufzeit von einer Stunde ist das Potenzial kaum abhängig von der Poolgröße. Außerdem unterscheiden sich die Potenziale für die Strategien Vollbesicherung, Teilbesicherung und keine Besicherung kaum, da die Abhängigkeit des Potenzials von der Zuverlässigkeit viel geringer ist, als bei der Vortagsauktion. Ein Regelzonenübergreifendes Pooling würde dann keinen großen Vorteil mehr bringen. Aus den Potenzialuntersuchungen kann abgeleitet werden, dass eine Verkürzung der Vorlaufzeiten und der Produktlängen das Angebotspotenzial der Windenergie deutlich steigern würde. Daher ist die von ACER initiierte und für Mitte 2015 geplante Einführung eines Arbeitspreismarktes mit einer Vorlaufzeit und Produktlänge von einer Stunde (ACER 2012b) zu begrüßen. Des Weiteren haben die Ergebnisse gezeigt, dass das bei einem solchen kurzfristigen Arbeitspreismarkt auf die Nennleistung bezogene Angebotspotenzial kaum von der Poolgröße abhängt. Dadurch wird es vielen Anbietern, auch mit kleinen Pools, ermöglicht, an diesem Markt teilzunehmen. Angebotserstellung mit Ausblick Es sollte an der Verbesserung probabilistischer Prognosen von gearbeitet werden. Dadurch könnte mehr Regelleistung durch bei einer gleichbleibenden Zuverlässigkeit angeboten werden. Es sollte an der Verbesserung der probabilistischen Prognose von steuerbaren Anlagen gearbeitet werden, was auch den bisherigen Anbietern mit ausschließlich steuerbaren Anlagen zu Gute kommen würde. Es sollten Verfahren zur Kopplung der probabilistischen Prognose von Windund Photovoltaikparks und steuerbaren Anlagen entwickelt werden, damit ein Angebot für Pools aus diesen Anlagentypen berechnet werden kann. Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

73 5 Vergleich von Möglichkeiten zum Nachweis der Regelleistungsbereitstellung durch Vergleich von Möglichkeiten zum Nachweis der Regelleistungsbereitstellung durch 5.1 Ziel und Vorgehen Das Ziel dieses Kapitels ist die Empfehlung eines Nachweisverfahrens für die Bereitstellung von Regelleistung durch. Abbildung 40 enthält das Vorgehen zur Erreichung dieses Ziels. 5.2 Beschreibung der zwei Möglichkeiten zum Nachweis Abbildung 40: Aufbau von Kapitel Nachweis über das Verfahren Fahrplan Nachweis über das Verfahren mögliche Einspeisung Nachteile des dänischen und britischen Nachweisverfahrens Vergleichende Beschreibung Vereinfachung der Umsetzung 5.3 Kriterienbasierter Vergleich der beiden Nachweisverfahren Kriterien 5.4 Untersuchungen anhand eines 100 % EE- Szenarios 5.5 Empfehlung Szenario Ausgleich des 1h- Prognosefehlers Regelleistungsbereitstellung durch Wind bei 100 % EE Anfangs werden in Kapitel 5.2 die Nachweisverfahren beschrieben. Dies sind die Verfahren Fahrplan (Kapitel 5.2.1) und mögliche Einspeisung (Kapitel 5.2.2), die in Kapitel ausführlich in einem tabellarischen Vergleich beschrieben werden. In Kapitel wird auf die Nachteile des Nachweisverfahrens in Dänemark und Großbritannien eingegangen, weshalb dieses auch nicht weiter betrachtet wird. In Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

74 Kapitel wird diskutiert, wie beide Verfahren bei einer Verkürzung der Vorlaufzeit am Spotmarkt leichter umgesetzt werden könnten. In Kapitel 5.3 erfolgt ein kriterienbasierter Vergleich der beiden Nachweisverfahren anhand von acht Kriterien, die sich vor allem am energiepolitischen Dreieck orientieren und in jeweils einem Kapitel behandelt werden (Kapitel ). In Kapitel 5.4 werden zwei Untersuchungen anhand eines 100 %-Erneuerbare-Energien-Szenarios durchgeführt. Zum einen wird untersucht, wie sich der Bedarf an Regelleistung verändern würde, wenn der Prognosefehler der fluktuierenden Erzeuger auf Bilanzkreiseben ausgeglichen wird (Kapitel 5.4.2). Zum anderen wird untersucht, wie viel Regelleistung durch Windkraftanlagen im Szenario aus Gesamtsystemsicht vorgehalten werden sollte, um einen Eindruck davon zu erhalten, wie viel Regelleistung maximal durch Windkraftanlagen vorzuhalten ist (Kapitel 5.4.3). Abschließend wird in Kapitel 5.5 eine Empfehlung abgegeben, welches Verfahren genutzt werden sollte. Hierbei können einzelne Partner auch individuelle Empfehlungen abgeben. Vergleich von Möglichkeiten zum Nachweis der Regelleistungsbereitstellung durch 5.2 Beschreibung der zwei Möglichkeiten zum Nachweis der Regelleistungsbereitstellung durch Wie bereits in Kapitel 3 beschrieben, gibt es verschiedene Möglichkeiten zum Nachweis der Regelleistungsbereitstellung. Diese lassen sich jedoch zu zwei Möglichkeiten zusammenfassen. Die erste Möglichkeit ist der Nachweis über einen Fahrplan (s. Abbildung 41). Hierbei erfolgt der Nachweis relativ zu einem vorab an den ÜNB verschickten Fahrplan. Dies ist identisch mit der Nachweisführung jetziger Anbieter. Für ein Kohlekraftwerk wird beispielsweise ein Fahrplan über 100 MW abgegeben. Bei einem positiven Regelleistungsabruf von 10 MW wird die Leistung des Kraftwerks auf 110 MW erhöht. P mögliche Einspeisung Prognose Abbildung 41: Nachweis der Regelleistungsbereitstellung entsprechend dem Verfahren Fahrplan Vorhaltung negativer Regelleistung Abruf negativer Regelleistung prob. 1h-Kurzfristprognose 99,9% reale Einspeisung t [Min.] Die zweite Möglichkeit ist der Nachweis über die mögliche Einspeisung (s. Abbildung 42). Diese entspricht der Leistung des, wenn der Windpark nicht abgeregelt worden wäre. Das Nachweisverfahren in Dänemark und Großbritannien zur Bereitstellung negativer Regelleistung stellt eine Mischform beider Nachweisverfahren dar. Während der Vorhaltung von Regelleistung wird das Verfahren mögliche Einspeisung angewandt und während des Abrufs das Verfahren Fahrplan. Da dieses Nachweisverfahren jedoch Nachteilen mit sich bringt und unter Umständen die Systemsicherheit gefährden kann (s. Kapitel 5.2.4), wird es in dieser Arbeit nicht bei dem kriterienbasierten Vergleich betrachtet (s. Kapitel 5.3). Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

75 P Vorhaltung negativer Regelleistung Abruf negativer Regelleistung mögliche Einspeisung Prognose reale Einspeisung Vergleich von Möglichkeiten zum Nachweis der Regelleistungsbereitstellung durch Abbildung 42: Nachweis der Regelleistungsbereitstellung entsprechend dem Verfahren mögliche Einspeisung t [Min.] Nachweis über das Verfahren Fahrplan Abbildung 43 enthält eine Darstellung der Bereitstellung positiver Regelleistung durch zwei entsprechend dem Nachweisverfahren Fahrplan. Anhand dieses Beispiels werden im Folgenden die einzelnen Phasen bei der Regelleistungsbereitstellung erläutert (s. Kapitel 5.2.3). P WP 1+2 Abbildung 43: Regelung der nach Verfahren Fahrplan für einen Pool bestehend aus Windpark 1 (WP 1) und Windpark 2 (WP 2) WP 2 WP mögliche Einspeisung reale Einspeisung Fahrplan + Regelungsband Fahrplan Abruf t [Min.] Es wird angenommen, dass sich beide an der Bereitstellung beteiligen und vom Pool ein festes Regelleistungsband zugewiesen bekommen. Prinzipiell können bei der Bereitstellung von Regelleistung sechs Fälle unterschieden werden. Diese sind die Bereitstellung positiver und negativer Primär-, Sekundärregelleistung und Minutenreserve. In den Abbildungen ist die Bereitstellung positiver Regelleistung dargestellt, die Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

76 jedoch auf die Bereitstellung negativer Regelleistung übertragen werden kann. Da bei der Sekundärregelleistung und der Minutenreserve ein Abruf durch den ÜNB erfolgt, gibt es hinsichtlich der Anlagenregelung mit Ausnahme der Aktivierungszeit keine Unterschiede. Eine Ausnahme bildet die dezentrale Primärregelleistung, die im tabellarischen Vergleich (s. Kapitel 5.2.3), wenn nötig, separat beschrieben wird. In den ersten 15 Minuten erfolgt die Vorhaltung positiver Regelleistung. Beide Parks werden hierzu relativ zum Fahrplanwert um das für den Park festgelegte positive Regelungsband abgeregelt. Damit der Fahrplan sicher eingehalten werden kann, liegt der Fahrplan unterhalb der möglichen Einspeisung. Die Differenz aus der möglichen Einspeisung und dem Fahrplan entspricht den Energieverlusten zur Einhaltung des Fahrplans. In den zweiten 15 Minuten erfolgt ein Abruf positiver Regelleistung. In dieser Zeit erhöhen die beiden ihre Leistung relativ zum Fahrplan. Vergleich von Möglichkeiten zum Nachweis der Regelleistungsbereitstellung durch Nachweis über das Verfahren mögliche Einspeisung Abbildung 44 enthält eine Darstellung der Bereitstellung positiver Regelleistung durch zwei entsprechend dem Nachweisverfahren mögliche Einspeisung. Es ist ein Fahrplan zu sehen. Dieser ist jedoch im Gegensatz zum Verfahren Fahrplan nicht für den Nachweis relevant. Im Gegensatz zum Verfahren Fahrplan basiert dieser Fahrplan auf der 1 h-prognose und nicht auf der probabilistischen 1 h-prognose für eine hohe Zuverlässigkeit. P WP 1+2 Abbildung 44: Regelung der nach dem Verfahren mögliche Einspeisung für einen Pool bestehend aus Windpark 1 (WP 1) und Windpark 2 (WP 2) WP 2 WP mögliche Einspeisung reale Einspeisung Fahrplan Abruf t [Min.] In den ersten 15 Minuten erfolgt die Vorhaltung der positiven Regelleistung. Hier regeln die relativ zur möglichen Einspeisung und entsprechend ihrem positiven Regelungsband ab. In den zweiten 15 Minuten erfolgt ein Abruf positiver Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

77 Regelleistung, weshalb die relativ zur möglichen Einspeisung hochgefahren werden Vergleichende Beschreibung der zwei Nachweisverfahren Vergleich von Möglichkeiten zum Nachweis der Regelleistungsbereitstellung durch Im Folgenden werden die beiden Verfahren genauer beschrieben. Dabei erfolgt die Beschreibung in einer Tabelle hinsichtlich der in Abbildung 45 dargestellten Phasen Vorbereitung, Durchführung und Nachbereitung. Jede dieser Phasen ist durch phasenspezifische Interaktionen zwischen den Akteuren oder selbstständigen Handlungen der Akteure gekennzeichnet. Die Beschreibung erfolgt anhand des Beispiels eines Pools mit zwei. Windpark Poolbetreiber ÜNB Vorhaltefahrplan Angebot Vorbereitung Abbildung 45: Darstellung der Akteure und der Prozesse in den Phasen der Regelleistungsbereitstellung (Vorbereitung, Durchführung und Nachbereitung) Online-Daten Online-Daten Anlagenausregelung Abruf (MRL, SRL) Abruf (MRL, SRL) Durchführung Abruf PRL Abrechnung Abrechnung Nachbereitung Phase Verfahren 1 Fahrplan Vorbereitung Angebot Verfahren 2 mögliche Einspeisung Bei der Angebotserstellung muss zwischen den einzelnen Regelleistungsmärkten differenziert werden. Hinsichtlich der Sekundärregelleistung und Primärregelleistung können aufgrund der langen Ausschreibungszeiträume und Vorlaufzeiten keine Angebote für abgegeben werden. Dennoch können auch diese Regelleistungsarten durch Pooling mit anderen Anlagentechnologien bereitstellen, indem kurzfristig innerhalb des Pools für die Bereitstellung von Regelleistung eingesetzt werden. Dies wird hier jedoch nicht betrachtet. Da die Minutenreserve hauptsächlich täglich für den Folgetag auktioniert wird, ist ein Angebot von hier vorstellbar. Die Angebotserstellung Tabelle 8: Tabellarischer Vergleich der beiden Nachweisverfahren anhand der Phasen der Regelleistungsbereitstellung Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

78 Phase Verfahren 1 Fahrplan Verfahren 2 mögliche Einspeisung wird in Kapitel 4 beschrieben. Des Weiteren ist zu erwarten, dass die Vorlaufzeit am Markt für Sekundärregelleistung auch bald auf einen Tag verkürzt wird. Vergleich von Möglichkeiten zum Nachweis der Regelleistungsbereitstellung durch Der Poolbetreiber schickt aufbauend auf der probabilistischen Vortagsprognose für die beiden ein Angebot an den ÜNB, dessen Höhe nicht die erwartete Leistung bei einer Zuverlässigkeit von 99,994 % überschreiten darf. Der ÜNB teilt dem Poolbetreiber nach Auktionsende mit, ob sein Angebot akzeptiert wurde oder nicht. Ein kostendeckender Arbeitspreis würde im Fall der positiven Regelleistung der negativen Marktprämie (Zahlung Anbieter an ÜNB) entsprechen und im Fall der negativen Regelleistung der positiven Marktprämie (Zahlung ÜNB an Anbieter). Dem liegt die Annahme zu Grunde, dass bei der Leistungspreisberechnung von keinem Abruf ausgegangen wird. Der Poolbetreiber muss die Kosten für die Einhaltung des Fahrplans, die eine teilweise Abregelung der bedingt, in den Leistungspreis einbeziehen. Demgegenüber hat er keine Risiken, die sich durch Überdeckung seines Bilanzkreises ergeben, zu berücksichtigen (Ausgleichsenergiepreis). Der Poolbetreiber muss Risiken, die sich durch Überdeckung seines Bilanzkreises ergeben, berücksichtigen: Prognosepflichtverletzung und ggf. hohen Ausgleichsenergiepreis. Der Poolbetreiber muss aber keine Kosten für die Einhaltung des Fahrplans in den Leistungspreis einbeziehen. Vorhaltefahrplan Der Poolbetreiber teilt die vom Pool vorzuhaltende Regelleistung auf die zwei in Form von Vorhaltefahrplänen auf. Diese schickt er an die. Der Vorhaltefahrplan enthält die Information, wie viel positive und negative Regelleistung die in einem zukünftigen Zeitintervall vorhalten müssen. Von den Vorhaltefahrplänen der zwei kann jederzeit abgewichen werden, von dem Vorhaltefahrplan des Pools nicht. Der Vorhaltefahrplan des Pools entspricht dem Summenwert der Vorhaltefahrpläne aller im Pool. Dadurch ist es möglich, dass ein Windpark die Regelleistungsbereitstellung oder -vorhaltung für den anderen bereits vor oder während der Phase Durchführung übernimmt, wenn dieser über nicht genug Leistung verfügt. Ob der Vorhaltefahrplan an den ÜNB geschickt werden muss, muss in Abhängigkeit der Größe des individuell mit dem ÜNB ausgehandelt werden. Durchführung Online-Daten Sowohl von den Windkraftanlagen als auch vom Pool werden alle 3 Sekunden (Sekundärregelleistung und Primärregelung) oder jede Minute (Minutenreserve) Online-Daten an den Pool bzw. den ÜNB übertragen. Diese unterscheiden sich je nach Nachweisverfahren. Ob die Daten nur für den Pool oder für die einzelnen Parks übertragen werden müssen, ist abhängig von der Parkgröße und muss individuell entschieden werden. Im Fall der Primärregelleistung und Zusätzlich zu den in (FNN 2009) Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

79 Phase Verfahren 1 Fahrplan Sekundärregelleistung entsprechen die zu übertragenden Daten den im Transmission Code genannten Daten (FNN 2009). Bei der Minutenreserve muss laut ÜNB nur der Minutenreserveleistung-Istwert online übertragen werden, der sich aus der Differenz der Einspeisung und des Fahrplans ergibt. Daneben muss auch die mögliche Einspeisung übertragen werden. Dadurch kann der ÜNB überprüfen, ob im Fall der positiven Regelleistung auch wirklich die vorzuhaltende Regelleistung bereitgestellt werden kann. Verfahren 2 mögliche Einspeisung genannten Daten, muss bei diesem Verfahren im Fall der Primär- und Sekundärregelleistung auch die mögliche Einspeisung mit übertragen werden. Im Fall der Minutenreserve muss neben dem Minutenreserveleistung-Istwert auch die mögliche Einspeisung übertragen werden. Der Minutenreserveleistung-Istwert berechnet sich aus der Differenz zwischen der möglichen Einspeisung und der realen Einspeisung (negativ) oder der realen Einspeisung plus der vorzuhaltenden Regelleistung abzüglich der möglichen Einspeisung (positiv). Vergleich von Möglichkeiten zum Nachweis der Regelleistungsbereitstellung durch Anlagenausregelung (Vorhaltung) Leistung Pool = Fahrplan (positive und negative Regelleistung) Bei diesem Verfahren halten die beiden in Summe einen Fahrplan ein. Der Fahrplan entspricht der probabilistischen 1 h-prognose für beide Parks und erfüllt eine bestimmte Zuverlässigkeit. Es bietet sich an, auch bei der Nachweisführung eine Zuverlässigkeit von 99,994 % anzusetzen, wie bei der Angebotserstellung. Der Fahrplan ist durch ein entsprechend kurzfristiges Stromgeschäft gedeckt. Im Fall der Bereitstellung positiver Regelleistung muss von der probabilistischen Prognose noch die vorzuhaltende Leistung abgezogen werden, um den Fahrplan zu erhalten. Beide bekommen einen Fahrplan vom Pool zugewiesen. Hierbei bietet es sich an, den Fahrplan so auf die beiden Parks aufzuteilen, dass die Zuverlässigkeit, mit der der Fahrplan eingehalten wird, für beide Parks gleich ist. Der Fahrplan wird mit den dadurch eingehalten, dass die Parks von der möglichen Einspeisung auf den Fahrplanwert abgeregelt werden. Da die beiden in Summe ihren Fahrplan einhalten, muss keine Ausgleichsenergie bezogen werden. Leistung Pool = mögliche Einspeisung (negative Regelleistung) Leistung Pool = mögliche Einspeisung vorzuhaltende Regelleistung (positive Regelleistung) Die beiden können in der Praxis deutlich vom Fahrplanwert abweichen, der durch entsprechende Stromprodukte gedeckt ist. Dadurch fallen keine Maßnahmen zur Fahrplaneinhaltung beim Poolanbieter an, jedoch muss der ÜNB Regelleistung einsetzen, um die Abweichung zum Fahrplan zu kompensieren. Die Kosten hat der Poolanbieter zu tragen. Falls er keinen Abruf erhält, muss er diese Kosten in den Leistungspreis einrechnen. Bei der Vorhaltung von positiver Regelleistung müssen die relativ zur möglichen Einspeisung entsprechend ihrer vorzuhaltenden positiven Regelleistung dauerhaft abgeregelt werden. Sollte ein Windpark aufgrund einer zu geringen Leistung bei der Vorhaltung positiver Regelleistung nicht weit genug abgeregelt werden können, so kann der andere Windpark dessen fehlende Leistung durch eine entsprechend höhere Abregelung übernehmen. Sollte ein Park den Fahrplan aufgrund einer zu geringen Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

80 Phase Verfahren 1 Fahrplan möglichen Einspeisung nicht einhalten können, kann der andere Park dessen fehlende Leistung übernehmen. Verfahren 2 mögliche Einspeisung Vergleich von Möglichkeiten zum Nachweis der Regelleistungsbereitstellung durch Abruf (Minutenreserveleistung, Sekundärregelleistung) Der ÜNB schickt das Abrufsignal an den Poolbetreiber. Dieser leitet das Abrufsignal an die Anlagen im Pool weiter, wobei er vorher berechnen muss, wie das Abrufsignal auf die beiden Parks verteilt wird. Die Verarbeitung dieses Abrufsignals ist für die verschiedenen Nachweisverfahren unterschiedlich. Sollte es beim Abruf dazu kommen, dass ein Windpark den ihm zugewiesenen Leistungswert aufgrund einer zu geringen möglichen Einspeisung nicht einhalten kann, so kann jederzeit der andere Windpark diese fehlende Leistung übernehmen, falls dessen mögliche Einspeisung groß genug ist. Dies gilt für die positive und die negative Regelleistung. Leistung Pool = Fahrplan + Abruf Regelleistung (positive Regelleistung) Leistung Pool = Fahrplan - Abruf Regelleistung (negative Regelleistung) Leistung Pool = mögliche Einspeisung vorzuhaltende Regelleistung + Abruf Regelleistung (positive Regelleistung) Leistung Pool = mögliche Einspeisung - Abruf Regelleistung (negative Regelleistung) Abruf (Primärregelleistung) Nachbereitung Für beide Verfahren sind die Beschreibungen fast identisch mit den Beschreibungen unter der Phase Abruf. Der einzige Unterschied ist, dass die Anlagen kein Abrufsignal vom Pool erhalten, sondern das Abrufsignal durch eine Frequenzmessung und die Statik, die durch die vorzuhaltende Regelleistung des Parks vorgegeben ist, dezentral selbst bestimmen. Die Information über die vorzuhaltende Leistung haben die Parks zuvor von dem Pool erhalten. Abrechnung Der Poolbetreiber erhält vom ÜNB die Leistungspreise und Arbeitspreise entsprechend der von ihm vorgehaltenen und bereitgestellten Regelleistung. Konnte der Poolbetreiber in einzelnen Stunden nicht die vertraglich zugesicherte Regelleistung vorhalten oder bereitstellen, fallen Strafzahlungen entsprechend den Regelungen in den Rahmenverträge an. Bei einem zu häufigen Ausfall der zugesicherten Regelleistung droht der Ausschluss vom Regelleistungsmarkt (ÜNB 2012, 2007, 2011). Es fallen keine Kosten für Ausgleichenergie an. Es fallen Kosten für Ausgleichsenergie an. Spezielles Wechsel der Nachweisverfahren Aufgrund von z.b. negativen Börsenpreisen kann es vorkommen, dass die Leistung des auf einen bestimmten Leistungswert beschränkt wird, der auch null sein kann. Ist die mögliche Einspeisung größer als dieser bestimmte Leistungswert, so erfolgt der Nachweis der Bereitstellung von Regelleistung nicht Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

81 Phase Verfahren 1 Fahrplan Verfahren 2 mögliche Einspeisung aufbauend auf der möglichen Einspeisung, sondern aufbauend auf dem Fahrplan entsprechend Verfahren Fahrplan. Vergleich von Möglichkeiten zum Nachweis der Regelleistungsbereitstellung durch Nachteile des dänischen und britischen Nachweisverfahrens In Abbildung 46 ist das dänische und britische Nachweisverfahren dargestellt. In der Phase der Vorhaltung (0-15 Minuten) speist der Windpark mit seiner möglichen Einspeisung ein. In der Phase der Abregelung (15 30 Minuten) wird die Einspeisung des relativ zur Prognose, die der 1 h-prognose entspricht, abgeregelt. P Vorhaltung negativer Regelleistung Abruf negativer Regelleistung mögliche Einspeisung Prognose reale Einspeisung Abbildung 46: Darstellung des Nachweisverfahrens in Dänemark und Großbritannien t [Min.] Nachteil Über-/Untererfüllung Dieses Verfahren hat den Nachteil, dass die Unter- oder Übererfüllung des Angebots sehr wahrscheinlich ist, da das Angebot nur dann korrekt bereitgestellt wird, wenn kein Prognosefehler vorliegt. Zu einer Übererfüllung des Angebots kommt es dann, wenn die mögliche Einspeisung oberhalb der 1 h-prognose liegt. Eine Übererfüllung wird vermutlich die Systemsicherheit nicht gefährden, da der ÜNB die Übererfüllung durch eine Reduzierung der abgerufenen Regelleistung kompensieren kann. Es erschwert jedoch die Netzbetriebsführung, wenn nicht die abgerufene Regelleistung bereitgestellt wird, sondern größere Mengen an Regelleistung. Die Auswertungen in Abbildung 47 zeigen, dass die Übererfüllung größtenteils unter +5 % liegt, es können jedoch auch Werte von bis zu +20 % auftreten. Die Auswertungen wurden für einen Windparkpool aus der Regelzone TenneT mit einer Gesamtleistung von 1 GW durchgeführt. Zu einer Untererfüllung des Angebots kommt es dann, wenn die mögliche Einspeisung unterhalb der 1 h-prognose liegt. Eine Untererfüllung stellt eine Gefährdung der Systemsicherheit dar, da der ÜNB nicht die ausgeschriebene Regelleistung einsetzen kann. Die Auswertungen in Abbildung 47 zeigen, dass die Untererfüllung größtenteils unter -5 % liegt, es können jedoch auch Werte von bis zu -15 % auftreten. Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

82 Anzahl [n] Vergleich von Möglichkeiten zum Nachweis der Regelleistungsbereitstellung durch Abbildung 47: Histogramm des 1h-Prognosefehlers für den 1 GW Windparkpool h-Prognosefehler Entwicklung Über-/Untererfüllung über die Abrufdauer Weiterhin ist es interessant, wie sich die Unter-/Übererfüllung über die Zeit eines Abrufs entwickeln kann. Anhand von Abbildung 48 sind die Kombinationen der Unter- /Übererfüllungen beim Abruf und der Unter-/Übererfüllungen bei der Zurücknahme des Abrufs für verschieden lange Abrufdauern dargestellt. Abbildung 48: Darstellung der Über-/Untererfüllung beim Abruf und der dazugehörigen Über-/Untererfüllung bei der Zurücknahme des Abrufs für unterschiedliche Dauern des Abrufs (1/4 h 4 h) Es ist zu erkennen, dass die Kombinationen bei einer geringen Abrufdauer einen fast linearen Verlauf aufweisen. Das bedeutet, dass beim Abruf eine annähernd gleiche Unter-/Übererfüllung auftritt, wie bei der Zurücknahme des Abrufs. Je länger die Abrufdauer, desto schwächer wird dieser Zusammenhang. Bei einer Abrufdauer von 4 Stunden ist der lineare Zusammenhang nicht mehr erkennbar. Bei einer Abrufdauer von 1 h kann es z.b. vorkommen, dass der Abruf anfangs ohne Abweichung erfüllt Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

83 wird, bei der Zurücknahme des Abrufs jedoch eine Über-/Untererfüllung von ±15 % vorliegt. Unterschied zum Verfahren mögliche Einspeisung Vergleich von Möglichkeiten zum Nachweis der Regelleistungsbereitstellung durch Der Unterschied zwischen den beiden Verfahren wird anhand eines Beispiels erläutert. Zu einem Zeitpunkt t verursachen alle Photovoltaikanlagen in Deutschland einen Regelleistungsbedarf von -4 GW, was bedeutet, dass die Photovoltaikanlagen 4 GW mehr einspeisen als geplant. Alle in Deutschland verursachen einen Regelleistungsbedarf von +2 GW, was bedeutet, dass die 2 GW weniger einspeisen als geplant. Es wird angenommen, dass alle anderen Erzeuger und Verbraucher keinen Regelleistungsbedarf verursachen. Dadurch ergibt sich in Summe ein Regelleistungsbedarf von -2 GW zum Zeitpunkt t. Würden jetzt die die gesamte negative Regelleistung vorhalten, so würden diese entsprechend dem dänischen und britischen Verfahren gar nicht auf einen Abruf reagieren. Der Grund hierfür ist, dass sie bereits einen Fahrplanabweichung von -2 GW haben. Beim Verfahren mögliche Einspeisung würden die hingegen relativ zur möglichen Einspeisung Regelleistung bereitstellen und somit die 2 GW, die im Zeitpunkt t zu viel im System sind, dem System entnehmen Vereinfachung der Umsetzung beider Nachweisverfahren durch die Nutzung von Prognosen mit einer Vorlaufzeit <45 Minuten Bei der genauen Betrachtung der beiden Nachweisverfahren fällt auf, dass das Verfahren mögliche Einspeisung eine Sonderform des Verfahrens Fahrplan darstellt. Das Verfahren Fahrplan zeichnet sich nämlich dadurch aus, dass mit einer bestimmten Vorlaufzeit eine Leistung für eine bestimmte Produktlänge festgelegt wird. Bei den aktuellen Marktbedingungen am Intraday-Markt beträgt die minimale Vorlaufzeit 45 Minuten und die minimale Produktlänge 15 Minuten. Beim Verfahren mögliche Einspeisung reduzieren sich sowohl die Vorlaufzeit als auch die Produktlänge auf 0 Sekunden. Dadurch fallen keinerlei Energieverluste zur Einhaltung eines Fahrplans an, weil der Fahrplan mit einer Vorlaufzeit von 0 Sekunden und einer Produktlänge von ebenfalls 0 Sekunden genau vorhergesagt werden kann. Aufgrund der mit einer Verkürzung der Vorlaufzeit und Produktlänge einhergehenden Verbesserung der Prognose kann abgeleitet werden, dass sich die Energieverluste beim Verfahren Fahrplan umso mehr reduzieren würden, je kürzer die Vorlaufzeit und Produktlänge ist. Dadurch würde das Verfahren Fahrplan auch leichter umzusetzen sein, wenn diese beiden Größen sinken würden. Eine Vorlaufzeit von 15 Minuten ist bereits über den OTC-Handel möglich. Des Weiteren ist auch vorstellbar, dass die Vorlaufzeit am Intraday-Markt weiter reduziert wird. 5.3 Kriterienbasierter Vergleich der Nachweisverfahren Der Vergleich der Nachweisverfahren ist kriterienbasiert, wobei sich die Kriterien größtenteils am energiepolitischen Dreieck orientieren. Jedes Kriterium wird im Rahmen eines Kapitels behandelt. Alle Kapitel sind dabei in drei Schritte aufgeteilt. Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

84 Anfangs wird der Wert definiert, der diesem Kriterium zu Grunde liegt. In der darauf folgenden Argumentation werden die Argumente für und gegen die beiden Nachweisverfahren beschrieben. Eine Folgerung, welches Verfahren aufbauend auf diesem Kriterium genutzt werden sollte, schließt das Kapitel ab. Die Folgerung kann für jeden Partner unterschiedlich sein. Vergleich von Möglichkeiten zum Nachweis der Regelleistungsbereitstellung durch Jedes Kriterium wird im Rahmen eines eigenen Kapitels behandelt (Kapitel ). In Kapitel 5.5 geben die Partner dann eine individuelle Empfehlung für ein Nachweisverfahren ab. Bei der Argumentation wird häufig auf Simulationsergebnisse verwiesen. Diese wurden für einen Deutschlandpool Wind und für einen 1 GW Windparkpool durchgeführt. Der Deutschlandpool Wind enthält alle in Deutschland und verfügt über eine Leistung von 30 GW. Da zurzeit ein großer Teil der Windenergie durch Direktvermarkter vertrieben wird ist es durchaus realistisch, dass die Leistung im System zur Verfügung steht. Der 1 GW Windparkpool besteht aus Parks in der Regelzone TenneT. Die beiden Pools sind genauer im Bericht Angebot beschrieben. Diese beiden Pools wurden ausgewählt, da ein Pool von 1 GW ungefähr die Größe eines typischen Direktvermarkterpools repräsentiert. Recherchen und Gespräche während des Projekts haben ergeben, dass mehrere Direktvermarkter bereits diese Poolgröße besitzen. Laut (Köpke 2013) verfügten am fünf Direktvermarkter über eine Poolgröße von mindestens 1 GW. Der 30 GW Deutschlandpool wurde ausgewählt, da er aufgrund der maximalen Nutzung von Ausgleichseffekten die besten Ergebnisse liefert Reduzierung von Energieverlusten Wert Die Reduzierung von Energieverlusten von Windkraftanlagen ist gut, da dadurch weniger Elektrizität durch konventionelle Kraftwerke erzeugt werden muss, wodurch der CO 2-Ausstoß und der benötigte Kraftwerkspark reduziert werden könnte. Argumentation Die Energieverluste werden als Summe der Differenzen zwischen der eingespeisten Leistung und der probabilistischen Prognose im Zeitintervall multipliziert mit der Dauer des Zeitintervalls berechnet: ( ) (18) Grundsätzlich gilt, dass die Regelleistungsbereitstellung durch Windkraftanlagen immer und unabhängig vom Nachweisverfahren mit dem Verlust der Primärenergie Wind verbunden ist, da die Windkraftanlagen zumindest bei der Vorhaltung von positiver und beim Abruf von negativer Regelleistung abgeregelt werden müssen. Konventionelle Kraftwerke hingegen haben das Potenzial, die von ihnen genutzte Primärenergie (Kohle, Gas, Wasserkraft, ) einzusparen. Solange ausreichend konventionelle Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

85 Kraftwerke am Netz sind, kann es in Bezug auf die Energieverluste also sinnvoller sein, dass die benötigte Regelleistung durch konventionelle Kraftwerke bereitgestellt wird. Zukünftig wird es bei einem steigenden Anteil von erneuerbaren Energien häufiger Situationen geben, in denen diese in der Lage sind, den Strombedarf vollständig zu decken. In diesen Situationen könnten konventionelle Kraftwerke nur dann Regelleistung bereitstellen, wenn Windkraftanlagen abgeregelt werden würden, um die konventionellen Kraftwerke auf den für die Regelleistung benötigten Arbeitspunkt betreiben zu können. Daher ist es sinnvoll, in diesen Situationen die Regelleistung durch Windkraftanlagen bereitzustellen, da dadurch der Betreiber der konventionellen Kraftwerke (sog. Must-run-units) vermieden werden kann. Im Folgenden wird im Zusammenhang mit der Abregelung von Windkraftanlagen der Begriff Energieverlust verwendet. Tatsächlich nutzt man aber lediglich nicht das gesamte Potenzial des Windes und der Windkraftanlage, da diese Energie nicht benötigt wird bzw. sogar für das System gefährdend ist. Falls für die elektrische Energie keine Verwendung besteht, also bereits zu viel Energie im System ist, müssen auch Windkraftanlagen reduziert werden, obwohl damit nach obiger Definition zwangsläufig Energieverluste produziert würden. Dies gilt unabhängig vom Nachweisverfahren. Um die Energieverluste des Gesamtsystems zu minimieren und die Ausnutzung der Windkraftanlagen zu maximieren, kann die Regelleistungsbereitstellung durch Windkraftanlagen jedoch sinnvoll sein. Dies gilt beispielsweise für die oben genannte Vermeidung von Must-Run-Units. Hier ist die Frage, ob eines der beiden Nachweisverfahren zu einer Regelleistungsbereitstellung führen kann, die diesen sinnvollen Beitrag über- oder unterschreitet. Bei einer umfassenden Analyse des Kriteriums Energieverluste müssen daher zwei Aspekte betrachtet werden. Vergleich von Möglichkeiten zum Nachweis der Regelleistungsbereitstellung durch Energieverluste, die durch die Einhaltung eines Fahrplans zum Nachweis der Regelleistungsbereitstellung entstehen. Dieses Kriterium gilt nur für das Verfahren Fahrplan. Energieverluste, die durch eine Regelleistungsbereitstellung durch Windkraftanlagen entstehen, die über- oder unterhalb der aus Gesamtsystemsicht sinnvollen Bereitstellung von Windkraftanlagen liegt. Sinnvoll bezieht sich hierbei auf die Minimierung der Energieverluste des Gesamtsystems. Energieverluste durch die Einhaltung eines Fahrplans für den Nachweis der Regelleistungsbereitstellung Im Gegensatz zum Verfahren Fahrplan muss beim Verfahren mögliche Einspeisung keine Energie abgeregelt werden, um einen vorab definierten Fahrplan einzuhalten. Um die Höhe der dieser Energieverluste, die durch die Abregelung bei Verfahren Fahrplan entstehen, zu quantifizieren, wurden Auswertungen mit zwei verschiedenen Windparkpools vorgenommen. Die Auswertungen wurden mit Hilfe der in (Jansen et al. 2012) beschriebenen Simulationsumgebung durchgeführt. Dabei handelt es sich zum einen um einen Deutschlandpool, der aus allen in Deutschland besteht, und zum anderen um einen 1 GW Windparkpool, der aus einer Menge von in der Regelzone TenneT besteht. Zur Bestimmung der Energieverluste wurde folgendermaßen vorgegangen. In einem ersten Schritt wird ermittelt, wann die beiden Pools ein Angebot am Regelleistungsmarkt hätten einstellen können. Dies wurde aufbauend auf der probabilistischen Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

86 Vortagsprognose gemacht. Eine Abregelung auf den Fahrplanwert muss nur in den Stunden durchgeführt werden, in denen ein Angebot hätte eingestellt werden können, unter der Annahme, dass das Angebot gänzlich angenommen wurde. In einem zweiten Schritt wurde für diese Stunden eine probabilistische 1 h-prognose erstellt, die dem Fahrplan entspricht. Die Zuverlässigkeit variiert dabei genau wie bei der Angebotserstellung zwischen 95 % und 99,999 %. Die abgeregelte Energie ergibt sich aus der Differenz zwischen der 1 h-prognose, die dem Fahrplanwert entspricht, und der möglichen Einspeisung. Die Abbildung 49 und die Abbildung 51 enthalten die durchschnittlich abgeregelte Energie pro Stunde mit einem Angebot für den Deutschlandpool und den 1 GW Windparkpool im Jahr Abbildung 50 zeigt die Ergebnisse für Deutschland im Jahr In allen Fällen wurden verschiedene Produktlängen und Zuverlässigkeiten der Einhaltung des Fahrplans untersucht. Vergleich von Möglichkeiten zum Nachweis der Regelleistungsbereitstellung durch Abgeregelte Energie pro Angebotsstunde [MWh/h_offered] Abgeregelte Energie mit Verfahren Fahrplan (Deutschland 30 GW) 95 % 99 % 99.8 % 99.9 % % % Zuverlässigkeit 1 Stunde 4 Stunden 24 Stunden Abbildung 49: Durchschnittliche Energieverluste des Deutschlandpools Wind beim Verfahren Fahrplan pro angebotener Stunde im Jahr 2010 Abgeregelte Energie pro Angebotsstunde [MWh/h_offered] Abgeregelte Energie mit Verfahren Fahrplan (Deutschland 30 GW) 95 % 99 % 99.8 % 99.9 % % % Zuverlässigkeit 1 Stunde 4 Stunden 24 Stunden Abbildung 50: Durchschnittliche Energieverluste des Deutschlandpools Wind beim Verfahren Fahrplan pro angebotener Stunde im Jahr 2012 Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

87 Abgeregelte Energie pro Angebotsstunde [MWh/h_offered] Abgeregelte Energie mit Verfahren Fahrplan (1000 MW Pool) 95 % 99 % 99.8 % 99.9 % % % Zuverlässigkeit 1 Stunde 4 Stunden 24 Stunden Vergleich von Möglichkeiten zum Nachweis der Regelleistungsbereitstellung durch Abbildung 51: Durchschnittliche Energieverluste des 1 GW Windparkpools beim Verfahren Fahrplan pro angebotener Stunde im Jahr 2010 Es ist zu erkennen, dass die Energieverluste mit steigender Zuverlässigkeit fast immer ansteigen. Die Ausnahmen können dadurch erklärt werden, dass sich mit zunehmender Zuverlässigkeit auch die Anzahl der angebotenen Stunden reduziert. Wenn sich die Zuverlässigkeit steigert, nehmen die Energieverluste dadurch zu, dass die Fahrplaneinhaltung bei einer höheren Zuverlässigkeit eine höhere Abregelung erfordert. Gleichzeitig können aber auch durch die Reduzierung der Stunden mit einem Angebot Stunden mit einer besonders hohen Abregelung heraus fallen. Die abgeregelte Energie hängt neben der Zuverlässigkeit auch von dem Prognosewert ab. Die unterschiedlichen Energieverluste für unterschiedliche Produktlängen ergeben sich dadurch, dass die Anzahl der Stunden mit einem Angebot für die verschiedenen Produktlängen unterschiedlich ist. Die Anzahl der Stunden reduziert sich dabei mit einer zunehmenden Produktlänge. Dies kann damit begründet werden, dass nur dann die größeren Produktlängen (4 h und 24 h) angeboten werden können, wenn innerhalb der Produktlänge für jede Stunde ein Angebot hätte erstellt werden können. Die gezeigten Werte sind der Quotient aus den absoluten Werten der Energieverluste und den Stunden in denen angeboten werden kann. Würden nur die Stunden verglichen werden, in denen mit allen Produktlängen angeboten werden könnte, wären die Energieverluste gleich. Durch den Umstand, dass bei 24 h Produktlänge in weniger Stunden angeboten werden kann als bei einer Produktlänge von 4 h, ergibt es sich, dass die spezifischen Energieverluste steigen, obwohl die absoluten Energieverluste sinken. Bei einer Zuverlässigkeit von 99,994 % ergeben sich für den Deutschlandpool bei einer Produktlänge von 1 h Energieverluste von circa 570 MWh/h was einer Abregelung von ungefähr 1,9 % in Bezug auf die Nennleistung entspricht. Bei dem 1 GW Windparkpool ergeben sich Energieverluste von circa 19 MWh/h (2010 Werte), was einer Abregelung von ebenfalls ungefähr 1,9 % in Bezug auf die Nennleistung entspricht. Bei der Bewertung der Energieverluste durch die Einhaltung eines Fahrplans muss eine Einschränkung gemacht werden. Energieverluste treten immer nur dann auf, wenn auch wirklich Regelleistung vorhalten und nicht permanent. Wie oft dies der Fall sein wird, ist schwer abzuschätzen. Aufgrund der in den meisten Zeiten zu erwartenden hohen Leistungspreise entsprechend Verfahren Fahrplan sowohl für positive als auch für negative Regelleistung (s. Kapitel 5.3.2) wird dies vermutlich selten der Fall sein. Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

88 Generell gilt bei dieser Art von Energieverlusten, dass eine genaue Bewertung nur dann erfolgen kann, wenn bekannt ist, welche Leistungspreise von Anbietern mit geboten werden und welche Leistungspreise die bisherigen Anbieter als Reaktion darauf bieten werden. Vergleich von Möglichkeiten zum Nachweis der Regelleistungsbereitstellung durch Relativierung der Energieverluste Bei der Betrachtung des Kriteriums Energieverluste müssen zwei Einschränkungen gemacht werden. Erstens sind die Energieverluste und die dadurch verursachten Folgen, insbesondere die Erhöhung des CO 2-Ausstoßes, vermutlich gering im Vergleich zum deutschlandweiten CO 2-Ausstoß. Zweitens wird die Reduzierung des Kraftwerksparks vermutlich gering sein. Da vor allem dann Regelleistung bereitstellen, wenn die Einspeisung aus groß ist, sind genug Kraftwerkskapazitäten frei, um die Energieverluste zu kompensieren. Daher wird das Verfahren Fahrplan eher eine Erhöhung der Volllaststunden zur Folge haben und keine Erhöhung der Kraftwerkskapazität. Folgerung Auch unter Einbeziehung der Einschränkungen ist das Verfahren mögliche Einspeisung zu bevorzugen und sollte daher aufbauend auf diesem Kriterium genutzt werden Betriebswirtschaftliche Umsetzbarkeit auf Anbieterseite Wert Die betriebswirtschaftliche Umsetzbarkeit ist notwendig, um eine Teilnahme am Regelleistungsmarkt zu ermöglichen. Argumentation Im Gegensatz zum Verfahren Fahrplan muss beim Verfahren mögliche Einspeisung keine Energie abgeregelt werden, um einen Fahrplan einzuhalten. Dies äußert sich auch in geringeren Leistungspreisen, da keine Energieverluste durch eine Fahrplaneinhaltung über entsprechend höhere Leistungspreise refinanziert werden müssen. Im Folgenden werden die Leistungspreise für die negative Regelleistung für den 1 GW Windparkpool und für den Deutschlandpool Wind entsprechend dem Verfahren Fahrplan mit der in (Jansen et al. 2012) beschriebenen Simulationsumgebung berechnet. Für das Verfahren mögliche Einspeisung können im Fall der negativen Regelleistung kostendeckende Leistungspreise von 0 /MW angesetzt werden, wenn die Kosten für die Verwaltung und die Kommunikationstechnik vernachlässigt werden. Dies wird aber nicht zwangsläufig der Preis sein, den die Anbieter bieten werden, da sie nach Gewinnmaximierung streben. Ein Leistungspreis von 0 /MW würde nur erreicht werden, wenn eine regulatorische Verpflichtung dazu bestünde. Bei beiden Verfahren werden die die maximal erreichbare Leistungspreise anbieten. Die Arbeitspreise sind für beide Verfahren gleich groß, da in Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

89 beiden Fällen gleich viel Energie im Zuge eines Abrufs abgeregelt oder hochgeregelt wird und somit gleiche Erlösausfälle kompensiert werden müssen bzw. zusätzliche Erlöse realisiert werden können. In den nachfolgend dargestellten wirtschaftlichen Analysen wird diesen Umständen Rechnung getragen. Der durchschnittliche Preis am Day-Ahead-Spot-Markt betrug im Jahr ,49 /MWh und im Jahr ,60 /MWh. Der durchschnittlichen Intraday-Spot- Marktpreises betrug 45,62 /MWh im Jahr 2010 und 43,78 /MWh im Jahr Die gewichteten mittleren Leistungspreise jeder Produktscheibe am Minutenreservemarkt schwanken stark. Im Folgenden werden die durchschnittlichen gewichteten mittleren Leistungspreise jeder Produktscheibe für ein Jahr angegeben. Des Weiteren werden die maximalen und minimalen mittleren gewichteten Leistungspreise für eine Produktscheibe eines Jahres angezeigt. Der Durchschnitt aller gewichteten mittleren Leistungspreise im Jahr 2010 betrug für die negative Minutenreserve 3,12 /MW/h und für die positive Minutenreserve 1,10 /MW/h. Das Maximum der gewichteten mittleren Leistungspreise für die negative Minutenreserve betrug 54,78 /MW/h und für die positive Minutenreserve 13,02 /MW/h. Das Minimum der gewichteten mittleren Leistungspreise für die negative Minutenreserve betrug 0 /MW/h und für die positive Minutenreserve 0 /MW/h. Für das Jahr 2012 betrug der Durchschnitt der gewichteten mittleren Leistungspreise für jede Produktscheibe für die negative Minutenreserve 3,04 /MW/h, für die positive Minutenreserve 0,61 /MW/h. Das Maximum der gewichteten mittleren Leistungspreise für die negative Minutenreserve betrug 41,97 /MW/h und für die positive Minutenreserve 11,89 /MW/h. Das Minimum der gewichteten mittleren Leistungspreise für die negative Minutenreserve betrug 0 /MW/h und für die positive Minutenreserve 0 /MW/h. Vergleich von Möglichkeiten zum Nachweis der Regelleistungsbereitstellung durch Negative Regelleistung Zur Bestimmung des kostendeckenden Leistungspreises in /MW/h für negative Regelleistung entsprechend dem Verfahren Fahrplan für einen Auktionszeitraum wurde die Differenz der Einnahmen in, die ohne und mit Abregelung des Windparkpools erzielt werden könnten, geteilt durch die Höhe des Angebots in MW und die Produktlänge in h: (19) Die Einnahmen, die ohne Abregelung erzielt werden können, ergeben sich dabei aus der Summe der Einnahmen aus dem Day-Ahead Handel, dem Intraday Handel, mit dem Abweichungen von der Vortragsprognose ausgeglichen werden, und den Einnahmen aus dem Ausgleichspreismechanismus, der Abweichungen vom Fahrplan bepreist: [ ( ) (20) ( ) ] Dabei entspricht einem bestimmten Zeitintervall im Auktionszeitraum und gibt die Anzahl der Zeitintervalle im Auktionszeitraum an. Die Länge eines Zeitintervalls ist. entspricht der Vortagprognose für die Leistung des Windparkpools. Diese wird Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

90 mit dem Day-Ahead Preis am Spotmarkt multipliziert, um die Einnahmen aus dem Day-Ahead Handel zu beschreiben. Anschließend erfolgt die Korrektur der Einnahmen aufgrund der Abweichungen der Untertagsprognose und der tatsächlichen Einspeisung von den zuvor gehandelten Mengen. Diese werden mit dem Intraday Preis am Spotmarkt bzw. dem durchschnittlichen Ausgleichsenergiepreis multipliziert. Die Berechnung der Einnahmen, die mit Abregelung entstehen würden, erfolgt analog: Vergleich von Möglichkeiten zum Nachweis der Regelleistungsbereitstellung durch [ ( ) ( ) ] (21) Der Unterschied zur Berechnung der Einnahmen, die ohne Abregelung entstehen würden, liegt darin, dass hier mit der probabilistischen Vortagsprognose und der gemischten probabilistischen Untertagsprognose gerechnet wird. Letztere berücksichtigt die Tatsache, dass aufgrund genauerer probabilistischer Intraday Prognosen nur ein Teil des Windparkpools benötigt wird, um die angebotene Regelleistung mit ausreichender Zuverlässigkeit bereitstellen zu können. Der restliche Teil des Pools muss demnach nicht abgeregelt werden. Die Berechnung der gemischten probabilistischen Untertagsprognose erfolgt dabei folgendermaßen: ( ) (22) Das Angebot für den Auktionszeitraum entspricht dem Minimum der probabilistischen Vortagsprognosen für die Zeitintervalle des Auktionszeitraums: ( ) (23) Anschließend kann der durchschnittlichen Leistungspreis für die Anzahl von Stunden, in denen ein Angebot gemacht werden kann, die Angebotsmenge somit größer 0 MW ist, berechnet werden: (24) In der Abbildung 52 und der Abbildung 54 sind die durchschnittlichen mengengewichteten Leistungspreise für den Deutschlandpool Wind und den 1 GW Windparkpool für das Jahr 2010 dargestellt. Abbildung 53 zeigt die Ergebnisse für den 30 GW Pool im Jahr Die 4-Stunden-Produkte entsprechen dabei den Bedingungen am Minutenreservemarkt. Die für diese Produktlänge ermittelten Preise können also direkt in die historischen Merit-Order-Listen eingefügt werden. Die hier berechneten Preise für die 1-Stunde- und 24-Stunden-Produkte können jedoch nur auf hypothetische Märkte angewendet werden. Dazu wurden die historischen Merit-Order-Listen genutzt, um synthetische Merit-Order-Listen zu bilden und so ermitteln zu können, welche Angebote einen Zuschlag erhalten. Dabei wurde davon ausgegangen, dass sich das Verhalten der Anbieter aufgrund der neuen Produktlängen nicht grundsätzlich ändert. Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

91 Die Mengengewichtung in den Abbildungen bezieht sich auf das Angebot. Diese Mengengewichtung wurde durchgeführt, um den Einfluss sehr hoher Leistungspreise zu reduzieren, die zu Stunden auftreten, in denen viel Energie abgeregelt werden muss, aber nur sehr wenig Leistung angeboten werden kann. Vergleich von Möglichkeiten zum Nachweis der Regelleistungsbereitstellung durch Leistungspreise [ /MW/h] Durchschnittliche Leistungspreise mit Verfahren Fahrplan (Deutschland 30 GW) 1 Stunde 4 Stunden 24 Stunden Abbildung 52: Durchschnittlicher kostendeckender mengengewichteter Leistungspreis für negative Minutenreserve des Deutschlandpools Wind entsprechend dem Verfahren Fahrplan im Jahr % 99 % 99.8 % 99.9 % % % Zuverlässigkeit Leistungspreise [ /MW/h] Durchschnittliche Leistungspreise mit Verfahren Fahrplan (Deutschland 30 GW) 1 Stunde 4 Stunden 24 Stunden Abbildung 53: Durchschnittlicher kostendeckender mengengewichteter Leistungspreis für negative Minutenreserve des Deutschlandpools Wind entsprechend dem Verfahren Fahrplan im Jahr % 99 % 99.8 % 99.9 % % % Zuverlässigkeit Leistungspreise [ /MW/h] Durchschnittliche Leistungspreise mit Verfahren Fahrplan (1000 MW Pool) Stunde 4 Stunden 24 Stunden Abbildung 54: Durchschnittlicher kostendeckender mengengewichteter Leistungspreis für negative Minutenreserve des 1 GW Windparkpools entsprechend dem Verfahren Fahrplan im Jahr % 99 % 99.8 % 99.9 % % % Zuverlässigkeit Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

92 Anhand von Abbildung 52 bis Abbildung 54 ist zu erkennen, dass die mengengewichteten durchschnittlichen Leistungspreise für den Deutschlandpool zwischen 2 /MW und 17 /MW liegen und die für den 1 GW Windparkpool zwischen 6 und 520 /MW. Die Leistungspreise des 1 GW Windparkpools sind größer als die des Deutschlandpools, vor allem mit zunehmender Zuverlässigkeit und Produktlänge. Dies kann damit begründet werden, dass der 1 GW Windparkpool mit zunehmender Zuverlässigkeit und Produktlänge wesentlich weniger Leistung anbieten kann, als der Deutschlandpool, wodurch die Abregelungskosten auf weniger Leistung verteilt werden müssen. Abbildung 52 zeigt keinen eindeutiger Zusammenhang zwischen der Produktlänge und dem durchschnittlichen Leistungspreis, wie in den anderen beiden Abbildungen. Dies zeigt die Komplexität der Berechnung des Leistungspreises. Durch eine geringfügig andere Prognose kann es vorkommen, dass im Schnitt der Leistungspreis bei vier Stunden niedriger ist als bei einer Stunde. Laut (Franke 2012) lagen die durchschnittlichen Leistungspreise am Regelleistungsmarkt für 2011 bei circa 0 /MW/h (positive Minutenreserve), 6 /MW/h (positive Sekundärregelleistung), 3 /MW/h (negative Minutenreserve) und 8 /MW/h (negative Sekundärregelleistung). Die mengengewichteten durchschnittlichen Leistungspreise der für negative Regelleistung entsprechend dem Verfahren Fahrplan sind immer höher als im Verfahren mögliche Einspeisung, wodurch die Wahrscheinlichkeit sinkt, dass diese am Regelleistungsmarkt angenommen werden. Auch beim Verfahren Fahrplan können teilweise Leistungspreise geboten werden, die zu einer Annahme des Angebots führen. Die Teilnahme am negativen Minutenreservemarkt wird durch das Verfahren mögliche Einspeisung jedoch erleichtert, da hier immer Preise von 0 /MW geboten werden können. Einschränkend ist zu bemerken, dass bei beiden Verfahren die Anbieter von Regelenergie durch Windkraftanlagen nicht ihre Grenzkosten bieten werden, da eine Gewinnmaximierung in einem Pay-as-Bid Markt dazu führt, dass man versucht den höchsten möglichen Preis zu bieten. Vergleich von Möglichkeiten zum Nachweis der Regelleistungsbereitstellung durch Folgerung Aufbauend auf diesem Kriterium sollte das Verfahren mögliche Einspeisung genutzt werden. Es hat das Potenzial die Bereitstellungskosten erheblich zu senken und zugleich die Einkommenslage von Direktvermarktern zu verbessern Reduzierung der Kosten für die Regelenergie und Stromerzeugung Wert Die Kosten bestimmter Komponenten der Stromversorgung zu senken ist gut, da dadurch die Stromkosten für die Verbraucher sinken. Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

93 Leistungspreis [ /MW/h] Leistungspreis [ /MW/h] Argumentation Um eine umfassende Analyse der durch die Nachweisverfahren auftretenden Reduzierung der Kosten der Regelenergie und Stromerzeugung durchführen zu können, müssen vier Kostenarten betrachtet werden. Diese sind: Vergleich von Möglichkeiten zum Nachweis der Regelleistungsbereitstellung durch Reduzierung der Kosten für die Vorhaltung und den Abruf von Regeleistung: Durch die Teilnahme vom am Regelleistungsmarkt können teurere Anbieter von der Merit-Order-Liste verdrängt werden, was die Leistungspreiskosten reduziert und die Arbeitspreiskosten verändert. Reduzierung des Regelleistungsbedarfs und der damit einhergehenden Leistungspreiskosten: Durch das Verfahren Fahrplan halten die einen Fahrplan ein. Dies führt zu einer Reduzierung des Bedarfs an vorzuhaltender Regelleistung. Reduzierung des Regelleistungseinsatzes und der damit einhergehenden Arbeitspreiskosten: Durch das Verfahren Fahrplan halten die einen Fahrplan ein, damit sinkt auch der Einsatz an Regelenergie. Dies führt zu einem geringeren Regelenergieeinsatz und ergo zu geringeren Ausgleichsenergiekosten, d.h. die Bilanzkreise werden entlastet. Beeinflussung der Kosten für die Stromerzeugung: Beim Verfahren Fahrplan halten einen Fahrplan ein. Dazu müssen sie abgeregelt werden und können somit weniger zur Deckung der Last beitragen. Diesen Anteil müssen nun konventionelle Kraftwerke übernehmen. Dabei fallen Kosten, unter anderem für fossile Brennstoffe, an. Allerdings werden gleichzeitig Kosten für die nicht anfallende Marktprämie für die nicht eingespeiste Energie der eingespart. Im Folgenden wird beschrieben, wie die vier Kostenarten näher betrachtet wurden. Reduzierung der Kosten für die Vorhaltung und den Abruf von Regeleistung Durch die Teilnahme von am Regelleistungsmarkt können teurere Anbieter von den Merit-Order-Listen verdrängt werden, wie in Abbildung 55 schematisch dargestellt. Dies würde die Kosten für die Vorhaltung von Regelleistung verringern und die Kosten für den Abruf von Regelleistung verändern. Original Merit-Order Liste Veränderte Merit-Order Liste Abbildung 55: Schematische Darstellung der Ersetzung der Ersetzte Positionen Leistungspreis-Positionen in Neue Positionen den Merit-Order-Listen im durch die Teilnahme von Windenergie Regelleistungsmarkt Verschiebung von Geboten in der MO-Liste 0 Leistung [MW] 0 Leistung [MW] Damit durch die Teilnahme am Regelleistungsmarkt keine Verluste gegenüber der alleinigen Teilnahme am Spotmarkt machen, müssen sie Regelleistung mindestens zu ihren kostendeckenden Leistungspreisen anbieten. Unter dieser Annahme würden sich die maximalen Einsparungen für die Vorhaltung und den Abruf Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

94 von Regelleistung ergeben. Allerdings versuchen wie alle Marktteilnehmer ihren Gewinn zu maximieren. Deswegen werden sie Leistungspreise bieten, die über den kostendeckenden Leistungspreisen liegen. Im Idealfall würden sie genau den Leistungspreis des höchsten in der Merit-Order-Liste verbleibenden Angebots bieten, da sie so die maximale Gewinnspanne erreichen würden. Dieses Verhalten führt gleichzeitig zu den minimalen Einsparungen für die Vorhaltung von Regelleistung, die sich durch die Teilnahme von am Regelleistungsmarkt ergeben würde. Diese Einsparungen sollen in diesem Abschnitt berechnet werden, um quantifizieren zu können, wie viele Kosten durch den Einsatz der beiden Verfahren mögliche Einspeisung und Fahrplan mindestens eingespart werden können. Dabei wird auch berücksichtigt, dass sich die Arbeitspreis-Merit-Order-Listen ebenfalls verändern würden. Zusätzlich wird berechnet, wie hoch die maximalen zusätzlichen Erlöse der durch die Teilnahme am Regelleistungsmarkt gegenüber der alleinigen Teilnahme am Spotmarkt sind. Diese ergeben sich aus der Differenz der maximalen und minimalen Einsparungen. Die hier gezeigten Berechnungen wurden für den negativen Minutenreservemarkt durchgeführt. Der Minutenreservemarkt wurde bewusst ausgewählt, da hier bereits eine tägliche Auktion durchgeführt wird und die kostendeckenden Leistungspreise die Windparkpools am negativen Regelleistungsmarkt bieten können geringer sind als am positiven Regelleistungsmarkt. Durch eine Teilnahme am negativen Regelleistungsmarkt steigt somit die Konkurrenzfähigkeit der Windparkpools an. Die Berechnungen wird mit Hilfe von Simulationen mit der in (Jansen et al. 2012) beschriebenen Umgebung für den 30 GW Windparkpool durchgeführt. Die Höhe des Angebots der wird jeweils mit Hilfe von probabilistischen Prognosen bestimmt. Die Berechnung der kostendeckenden Leistungspreise entsprechend dem Verfahren Fahrplan ist in Kapitel beschrieben. Die Leistungspreise sind dabei höher als die Leistungspreise nach dem Verfahren mögliche Einspeisung, da die Abregelung zur Einhaltung des Fahrplans über die Leistungspreise finanziert werden muss. Bei dem Verfahren mögliche Einspeisung können Leistungspreise von 0 /MW geboten werden, da hier keine Abregelung für das Angebot von negativer Minutenreserve notwendig ist. Die Arbeitspreise entsprechen bei beiden Verfahren der negativen Marktprämie, da die Marktprämie nicht für die Energie gezahlt wird, die bei einem Abruf von Regelleistung abgeregelt wird. Wie in Kapitel wurden auch hier für die Produktlängen von 1 Stunde und 24 Stunden synthetische Merit-Order-Listen auf Basis der historischen Merit-Order- Listen und unter der Annahme, dass sich das Verhalten der anderen Anbieter unter den veränderten Bedingungen nicht wesentlich ändert, erstellt. Abbildung 56 und Abbildung 57 zeigen die Einspareffekte für die Teilnahme des Deutschlandpools Wind am Markt für negative Minutenreserve entsprechend den Verfahren mögliche Einspeisung und Fahrplan für das Jahr Vergleich von Möglichkeiten zum Nachweis der Regelleistungsbereitstellung durch Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

95 % % Kosteneinsparung [ ] Std. Einsparung 24Std. Zusatzerlös 4 Std. Einsparung 4 Std. Zusatzerlös 1 Std. Einsparung 1 Std. Zusatzerlös Vergleich Abbildung von 56: Möglichkeiten Einspareffekte zum Nachweis (durchgezogene der Linie) und Regelleistungsbereitstellung mögliche Zusatzerlöse für durch die Windparkbetreiber (gestrichelte Linie) durch die Teilnahme des Deutschlandpools Wind am negativen Minutenreservemarkt entsprechend dem Verfahren mögliche Einspeisung für verschiedene Produktlängen und Zuverlässigkeiten des Angebots für das Jahr % 99 % 99.8 % 99.9 % % Die durchgezogenen Linien in Abbildung 56 zeigen die Einsparung für das Jahr 2010, welche sich durch die Teilnahme von Windenergieanlagen am negativen Minutenreservemarkt für verschiedene Produktlängen mit dem Nachweisverfahren mögliche Einspeisung einstellen könnten. Die gestrichelten Linien stellen die maximalen Zusatzerlöse der durch die Teilnahme am Regelleistungsmarkt dar. Abbildung 57 zeigt die möglichen Einsparungen und Zusatzerlöse für das Jahr 2010 mit dem Nachweisverfahren Fahrplan. Kosteneinsparung [ ] Std. Einsparung 24Std. Zusatzerlös 4 Std. Einsparung 4 Std. Zusatzerlös 1 Std. Einsparung 1 Std. Zusatzerlös Abbildung 57: Einspareffekte (durchgezogene Linie) und mögliche Zusatzerlöse für die Windparkbetreiber (gestrichelte Linie) durch die Teilnahme des Deutschlandpools Wind am negativen Minutenreservemarkt entsprechend dem Verfahren Fahrplan Einspeisung für verschiedene Produktlängen und Zuverlässigkeiten des Angebots für das Jahr % 99 % 99.8 % 99.9 % % Es ist zu erkennen, dass sich für das Verfahren mögliche Einspeisung und das Verfahren Fahrplan nahezu identische Einsparpotenziale ergeben. So ergeben sich bei einer Produktlänge von 1 Stunde und einer Zuverlässigkeit von 99,994 % maximale Einspareffekte von circa 11,2 Mio. Einsparung. Bei einer Produktlänge von 4 Stunden ergeben sich 10,1 Mio., bei 24 Stunden 4,9 Mio. als Einsparung. Die beiden Nachweisverfahren unterscheiden sich jedoch deutlich bei den maximal möglichen Zusatzerlösen für die. Der Nachweis mit dem Verfahren mögliche Einspeisung würde den Windparkbetreibern einen Zusatzerlös von 17,8 Mio. (1 Stunden Produktlänge), 15,6 Mio. (4 Stunden Produktlänge) und 6,0 Mio. (24 Stunden. Produktlänge) ermöglichen. Der Nachweis mit Verfahren Fahrplan würde den Windparkbetreibern einen Zusatzerlös von 10,1 Mio. (1 Stunde Produktlänge), 9,1 Mio. (4 Stunden Produktlänge) und 0,3 Mio. Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

96 % % (24 Stunden Produktlänge) ermöglichen. Mit dem Verfahren Fahrplan sind die potenziellen Einkünfte für die Windparkbetreiber um bis zu 43,3 % (1 Stunde Produktlänge), 68,6 % (4 Stunden Produktlänge) und 95,0 % (24 Sunden Produktlänge) kleiner. Vergleich von Möglichkeiten zum Nachweis der Regelleistungsbereitstellung durch Kosteneinsparung [ ] Std. Einsparung 24Std. Zusatzerlös 4 Std. Einsparung 4 Std. Zusatzerlös 1 Std. Einsparung 1 Std. Zusatzerlös Abbildung 58: Einspareffekte (durchgezogene Linie) und mögliche Zusatzerlöse für die Windparkbetreiber (gestrichelte Linie) durch die Teilnahme des Deutschlandpools Wind am negativen Minutenreservemarkt entsprechend dem Verfahren mögliche Einspeisung für verschiedene Produktlängen und Zuverlässigkeiten des Angebots für das Jahr % 99 % 99.8 % 99.9 % % Abbildung 58 und Abbildung 59 zeigen die Ergebnisse für das Jahr Die Ergebnisse sind vergleichbar mit denen aus dem Jahr Für das Jahr 2012 hätten sich bei einer Zuverlässigkeit von 99,994 % und einer Produktlänge von 1 Stunde ein Einsparpotenzial von 12,8 Mio. ergeben. Bei einer Produktlänge von 4 Stunden wäre es 11,7 Mio. und bei 24 Stunden 7,2 Mio. Einsparung. Die möglichen Zusatzerlöse im Jahr 2012 entsprechen ungefähr den möglichen Zusatzerlösen im Jahr 2010 und werden deshalb hier nicht noch einmal detailliert beschrieben. Die Ergebnisse sind Abbildung 58 und Abbildung 59 zu finden. Kosteneinsparung [ ] Std. Einsparung 24Std. Zusatzerlös 4 Std. Einsparung 4 Std. Zusatzerlös 1 Std. Einsparung 1 Std. Zusatzerlös Abbildung 59: Einspareffekte (durchgezogene Linie) und mögliche Zusatzerlöse für die Windparkbetreiber (gestrichelte Linie) durch die Teilnahme des Deutschlandpools Wind am negativen Minutenreservemarkt entsprechend dem Verfahren Fahrplan für verschiedene Produktlängen und Zuverlässigkeiten des Angebots für das Jahr % 99 % 99.8 % 99.9 % % Es wurden auch Vorberechnungen für positive Minutenreserven sowie negative und positive Sekundärregelleistung durchgeführt, wobei eine tägliche Auktion angenommen wurde. Für die negative Sekundärregelleistung lässt sich demnach ähnlich wie bei der negativen Minutenreserve ein größeres Kostenreduktionspotenzial erwarten. Bei positiver Sekundärregelleistung und Minutenreserve fällt dieses deutlich geringer aus, allerdings gibt es auch hier einige Zeiten im Jahr bei denen die Angebote von Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

97 Windparkpools einen Zuschlag erhalten würden und somit teurere Angebote innerhalb der Merit-Order-Listen ersetzen würden. Reduzierung des Regelleistungsbedarfs und der damit einhergehenden Leistungspreiskosten Vergleich von Möglichkeiten zum Nachweis der Regelleistungsbereitstellung durch Beim Verfahren Fahrplan halten die einen Fahrplan ein. Dadurch reduzieren sich der Bedarf an vorzuhaltender Regelleistung und die damit einhergehenden Leistungspreiskosten. Die Reduzierung des Regelleistungsbedarfs beim Verfahren Fahrplan wird über den folgenden Ansatz ermittelt. Zur Dimensionierung des Regelleistungsbedarfs wird das in (Consentec 2008, 2010) beschriebene Graf-Haubrich-Verfahren verwendet. Die Idee hinter dem Graf-Haubrich-Verfahren ist, dass verschiedene Fehlerverteilungen zu einer Gesamtreserveverteilung und einer Fehlerverteilung des Bedarfs an Sekundärregelleistung kombiniert werden. Es gibt Fehlerverteilungen für den Ausfall von Kraftwerken, für das Lastrauschen, den Prognosefehler, den Fahrplansprungfehler und den Fehler Stundensprünge. Mit Hilfe von Überschuss- und Defizitniveaus wird in einem abschließenden Schritt der Bedarf an Regelleistung aus den Fehlerverteilungen abgelesen. Im Gegensatz zu den in den Veröffentlichungen beschriebenen Verfahren wird der Prognosefehler jedoch in einen Wind-, Photovoltaik- und Lastprognosefehler aufgeteilt. Dieses Vorgehen wurde u.a. bereits in (dena 2010) vorgestellt, um mit unterschiedlichen Windprognosefehlern rechnen zu können. Der Unterschied zwischen den beiden Nachweisverfahren ist, dass beim Verfahren Fahrplan ein reduzierter Windprognosefehler in die Faltung eingeht. Der reduzierte Windprognosefehler wird ermittelt, indem die Windprognosefehlerzeitreihe des 30 GW Windparkpools mit einem Faktor multipliziert wird. Dieser Faktor ist der Quotient aus dem Anteil der, der für die Bedienung des bezuschlagten Angebots benötigt wird, geteilt durch die installierte Leistung aller. Dies ist ein vereinfachter Ansatz, der davon ausgeht, dass ein Pool innerhalb des 30 GW Windparkpools einen Windprognosefehler hat, der dem Anteil dieses Pools am 30 GW Windparkpool multipliziert mit dem Windprognosefehler des 30 GW Windparkpools entspricht. Dieser Ansatz wird jedoch gewählt, da zum einen Daten für alle in Deutschland hätten vorliegen müssen, um die Reduzierung des Windprognosefehlers genau zu berechnen, und der Ansatz zum anderen weniger rechenaufwendig ist. Der Fehler Fahrplansprünge des Jahres 2012 (ENTSO-E 2013b) wird mit Hilfe der Fahrpläne zum europäischen Ausland und dem in (Consentec 2008) beschriebenen Rampenmodell berechnet. Der Lastprognosefehler wird als Gauß Verteilung mit einer Standardabweichung von 0,8 % (dena 2010) der Jahreshöchstlast (ENTSO-E 2013a) angenommen. Das Lastrauschen wird ebenfalls als Gauß Verteilung mit einer Standardabweichung von 0,26 % (Consentec 2010) in Bezug zur Jahreshöchstlast angenommen. Der Kraftwerksfehler wird mit Hilfe der Kraftwerksliste Deutschlands (EEX-Transparenzplattform 2013) und den Ausfall-, Teilausfallwahrscheinlichkeiten, Betriebsstunden und Leistungen bei einem Teilausfall, die (Consentec 2008) und (BDEW 2013) entnommen werden können, berechnet. Die Photovoltaikprognose für eine Vorlaufzeit von einer Stunde wird mit Hilfe eines im Rahmen einer Masterarbeit am IWES entwickelten Modells (Sandau 2013) und der Einspeisung und Vortagsprognose des Jahres 2012 (eex 2013) ermittelt. Der Photovoltaikprognosefehler ergibt sich, indem die Differenz aus der Photovoltaikprognose und der Einspeisung gebildet wird. Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

98 Für die Bestimmung der Gesamtreserveverteilung werden alle Fehlerverteilungen gefaltet. Der Bedarf an positiver und negativer Gesamtreserve wird über die Überschuss- und Defizitniveaus von jeweils 0,0225 % (Consentec 2010) ermittelt. Für die Bestimmung der Verteilung der Sekundärregelleistung werden ebenfalls alle Fehlerverteilungen gefaltet. Dabei gehen die Verteilungen für den Last-, Wind-, und Photovoltaikprognosefehler jedoch nur zu einem Anteil von 23 % ein. Dieser Ansatz mit dem Anteil wird gewählt, weil der Stundenfehler, der zurzeit den Bedarf an Sekundärregelleistung hochtreibt, nicht berücksichtigt wird. Würde der Anteil nicht berücksichtigt werden, würde der Bedarf an Sekundärregelleistung zu gering ausfallen. Der Ansatz mit diesem Anteil wurde bereits in (Kirby et al. 2010) verwendet. Das Überschuss- und Defizitniveau zur Bestimmung des Bedarfs an Sekundärregelleistung beträgt jeweils 0,0025 % (Consentec 2010). Der Bedarf an Minutenreserve entspricht dann der Differenz aus Gesamtreserve und Sekundärregelleistung. Dadurch ergeben sich für das Verfahren mögliche Einspeisung Bedarfe von 2154 MW und MW Sekundärregelleistung und 2610 MW und MW Minutenreserve. Für das Verfahren Fahrplan ergeben sich hingegen Bedarfe von 2125 MW und MW Sekundärregelleistung und 2417 MW und MW Minutenreserve. Normalerweise dimensionieren die ÜNB den Bedarf für die folgenden 3 Monate aufbauend auf den Daten der letzten 12 Monate. Dieses Vorgehen ist im Rahmen des Projekts nicht möglich, da keine Daten für das Jahr 2011 vorliegen. Daher werden die realen Bedarfe an Sekundärregelleistung und Minutenreserve im Jahr 2012 (regelleistung.net 2012) mit einem Faktor multipliziert. Der Faktor entspricht dem Verhältnis zwischen dem Bedarf an Regelleistung entsprechend dem Verfahren Fahrplan und dem Bedarf an Regelleistung entsprechend dem Verfahren mögliche Einspeisung jeweils für Sekundärregelleistung und Minutenreserve. In einem letzten Schritt werden die mit dem Faktor multiplizierten Bedarfe mit den Leistungspreis Merit-Order-Listen des Jahres 2012 multipliziert. Die Differenz zu den realen Leistungspreiskosten entspricht den Einsparungen durch das Verfahren Fahrplan. Dabei ergeben sich für das Jahr 2012 Einsparungen von 16,5 Mio.. Vergleich von Möglichkeiten zum Nachweis der Regelleistungsbereitstellung durch Reduzierung des Regelleistungseinsatzes und der damit einhergehenden Arbeitspreiskosten Mit dem Verfahren Fahrplan kann sich der Abruf der Regelleistung verändern. Der veränderte Abruf von Regelleistung ergibt sich daraus, dass die, welche ihren Bilanzkreis mit dem Verfahren Fahrplan bewirtschaften, in Summe einen geringeren Regelleistungsbedarf im System hervorrufen. Dadurch würden die Kosten für den Abruf von Regelleistung sinken. Um diese Kosteneinsparungen quantifizieren zu können, hätte der tatsächlich aufgetretene Regelleistungsabruf um die geringeren Ausgleichsenergiebedarfe der Bilanzkreise, die nach dem Verfahren Fahrplan Regelleistung mit Wind anbieten, korrigiert werden müssen. Dies war aufgrund fehlender Berechnungslage in diesem Projekt nicht möglich. Zudem sind die Kosten des Regelleistungsabrufs im Vergleich zu den Kosten für die Vorhaltung relativ gering, sodass hier keine großen Einsparungen zu erwarten gewesen wären. Erhöhung der Kosten für die Stromerzeugung Beim Verfahren Fahrplan müssen sowohl während der Vorhaltung als auch während der Erbringung von Regelleistung einen Teil ihrer Leistung abregeln, um Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

99 ihren Fahrplan einhalten zu können. Daraus folgt, dass diese verlorene Energie durch andere Kraftwerke erzeugt werden muss. Dabei entstehen Kosten, beispielsweise für fossile Brennstoffe. Die Windenergie ist zwar prinzipiell kostenlos, durch die Subvention der Marktprämie entstehen dennoch Kosten, die von den Stromkunden getragen werden müssen. Diese werden eingespart, wenn die zur Einhaltung ihres Fahrplans abgeregelt werden. Somit kann es vorkommen, dass bei geringen Brennstoffkosten die eingesparten Kosten für die Marktprämie höher sind als die Kosten für die Erzeugung der Energie durch andere Kraftwerke. Würde man dieser Argumentation folgen, müsste man generell alle Windkraftanlagen abregeln, um die Kosten für die Stromerzeugung zu senken. Dies ist allerdings politisch nicht gewollt und somit ist eine Auswertung dieses Punkts nicht zielführend, um die beiden Nachweisverfahren miteinander zu vergleichen. Vergleich von Möglichkeiten zum Nachweis der Regelleistungsbereitstellung durch Ergebnisse Tabelle 9 enthält die Übersicht über die Ergebnisse der ersten beiden betrachteten Kostenarten für die beiden Nachweisverfahren exemplarisch für das Jahr 2012 mit der Zuverlässigkeit 99,994 % und der Produktlänge eine Stunde. Effekt Reduzierung der Kosten für die Vorhaltung und den Abruf Maximale Zusatzerlöse für Reduzierung des Bedarfs und der dazugehörigen Kosten mögliche Einspeisung Fahrplan 12,8 Mio. 12,8 Mio. 21,3 Mio. 10,7 Mio. 0 16,5 Mio. Tabelle 9: Übersicht über die Einsparungen/zusätzlichen Kosten bei Verwendung der zwei Nachweisverfahren für die drei verschiedenen Kostenarten für das Jahr 2012 Die minimale Reduzierung der Kosten für die Vorhaltung und den Abruf von Regelleistung ist bei beiden Nachweisverfahren gleich hoch. Beim Verfahren mögliche Einspeisung sind die maximalen Zusatzerlöse für die Windparkbetreiber jedoch etwa doppelt so hoch wie beim Verfahren Fahrplan. Bei der Reduzierung des Bedarfs und der dazugehörigen Kosten liegt der Vorteil beim Verfahren Fahrplan. Bei der Reduzierung des Regelleistungseinsatzes und der damit einhergehenden Arbeitspreiskosten sowie bei der Erhöhung der Stromkosten kann kein eindeutiger Vorteil für eines der Verfahren festgestellt werden. Folgerung Aufbauend auf den gezeigten Auswertungen ist das Verfahren Fahrplan in Hinblick auf die Kosten zu bevorzugen. Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

100 5.3.4 Sicherheit der Regelleistung Wert Vergleich von Möglichkeiten zum Nachweis der Regelleistungsbereitstellung durch Eine hohe Versorgungssicherheit ist wichtig, damit es zu keinen Stromausfällen und den damit einhergehenden Folgen kommt. Argumentation Zur Bewertung der zwei Verfahren in Hinblick auf die Versorgungssicherheit werden im Folgenden sieben Aspekte diskutiert, die zu einer Verschlechterung der Versorgungssicherheit führen können. Deutschlandweit wird zu wenig Regelleistung vorgehalten Das Verfahren Fahrplan führt zu einer Absenkung des derzeitigen Regelleistungsbedarfs. Dies ist darauf zurückzuführen, dass die, die entsprechend Verfahren Fahrplan Regelleistung bereitstellen, keine Fahrplanabweichungen aufweisen und somit auch keinen Regelleistungsbedarf induzieren. Das Verfahren mögliche Einspeisung führt hingegen zu einem gleich bleibenden Regelleistungsbedarf, da der Prognosefehler der auch heute größtenteils durch Regelleistung ausgeglichen wird. Der höhere Bedarf an Regelleistung bei dem Verfahren mögliche Einspeisung führt jedoch nicht zu einer geringeren Systemsicherheit. So sinkt die Sicherheit z.b. nicht dadurch, dass der Kraftwerksfehler durch Regelleistung und nicht auf Bilanzkreisebene ausgeglichen wird, obwohl letzteres auch zu einem geringeren Regelleistungsbedarf führen würde. verursachen mehr Regelleistung als sie bereitstellen Dieser Aspekt betrifft das Verfahren mögliche Einspeisung, da hier die gleichzeitig Regelleistung bereitstellen und einen Regelleistungsbedarf verursachen. Abbildung 60 verdeutlicht, warum dies aus Gesamtsystemsicht zu keiner Gefährdung der Systemsicherheit führt. Das Gesamtsystem in Abbildung 60 besteht der Einfachheit halber aus vier Bilanzkreisen. Diese sind reine Wind-, PV-, Gaskraftwerk- und Lastbilanzkreise. In der Phase der Planung für einen Zeitpunkt t ist die Last genauso groß wie die Erzeugung. Im Zeitpunkt t treten Abweichungen von dieser Planung auf. Die Summe dieser Abweichungen entspricht der Regelleistung. In Abbildung 60 sind zwei Optionen zur Regelleistungsbereitstellung dargestellt. Zum einen könnte der Gaskraftwerkbilanzkreis Regelleistung relativ zu dem Fahrplan, der von diesem Bilanzkreis eingehalten wurde, bereitstellen. Zum anderen könnte der Windbilanzkreis relativ zu seiner möglichen Einspeisung Regelleistung bereitstellen. Die mögliche Einspeisung weicht vom Fahrplan ab, deshalb induziert der Windbilanzkreis auch einen Regelleistungsbedarf. Aus Gesamtsystemsicht sind beide Optionen sicher, da es aus Gesamtsystemsicht nur darauf ankommt, dass die im Zeitpunkt t überschüssige Leistung aus dem System genommen wird. Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

101 P Planung Abweichung Regeleistung Gas Option1 PV PV W ind Last Regeleistung Option2 Vergleich von Möglichkeiten zum Nachweis der Regelleistungsbereitstellung durch Abbildung 60: Verdeutlichung der Sicherheit des Verfahrens mögliche Einspeisung W ind Gas W ind Last Anhand von Abbildung 60 ist auch der Vorteil des Verfahrens mögliche Einspeisung zu erkennen. Nur bei diesem Verfahren werden erst alle Ausgleichseffekte in der Phase Abweichungen genutzt, um dann anschließend den aggregierten Fehler auszugleichen. So wäre es in diesem Zeitpunkt t gar nicht sinnvoll gewesen, wenn der Windbilanzkreis einen Fahrplan eingehalten hätte, da er durch seine Abweichungen bereits systemstützend wirkte. Die angebotene Regelleistung kann nicht bereitgestellt werden Ob die Regelleistung bereitgestellt werden kann oder nicht, ist nicht eine Frage des Nachweisverfahrens, sondern des Angebotsverfahrens. Dies ist in Bezug auf die Zuverlässigkeit unabhängig vom Nachweisverfahren, sodass bzgl. dieses Aspekts beide Verfahren gleich sicher sind. Die mögliche Einspeisung kann nicht genau genug bestimmt werden, wodurch ggf. zu wenig Regelleistung bereitgestellt wird Dieser Aspekt betrifft ausschließlich das Verfahren mögliche Einspeisung. Würde z.b. bei der Vorhaltung positiver Regelleistung aufgrund einer Überschätzung der möglichen Einspeisung zu wenig Regelleistung vorgehalten werden, so könnte dadurch nicht die angebotene positive Regelleistung vollständig aktiviert werden. Sollte sich herausstellen, dass die Bestimmung der möglichen Einspeisung so ungenau ist, dass es bei der Bereitstellung von Regelleistung zu einer aus Gründen der Systemsicherheit nicht vertretbaren Untererfüllung des Abrufs kommt, so kann diesem Nachteil durch eine pro-aktive Abregelung der Parks begegnet werden. Die Abregelung müsste in Höhe der maximalen Überschätzung der möglichen Einspeisung erfolgen. Dies hätte den Nachteil, dass Energie verloren geht, dafür bleibt die Sicherheit jedoch genauso hoch wie beim Verfahren Fahrplan. Ein pro-aktives Abregeln ist nur dann sinnvoll, wenn die dadurch verloren gegangene Energie geringer ist als die Energie, die beim Verfahren Fahrplan zur Einhaltung des Fahrplans abgeregelt werden muss. Wirkleistungssprünge zu den 15 Minutenwechseln Bei dem Verfahren Fahrplan halten die einen Fahrplan ein, dessen Wert sich mehr oder weniger stark alle 15 Minuten ändert. können sehr schnell hoch und runter gefahren werden. Da es aufgrund der Minimierung der Ausgleichs- Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

102 energie wirtschaftlich ist, zu den Viertelstundenwechseln sehr schnell hoch und runter zu fahren, werden dies die auch tun. Dabei induzieren die einen hohen Regelleistungsbedarf zu den Viertelstundenwechseln, da die restlichen Erzeuger und Verbraucher nicht so schnelle Gradienten fahren können, wodurch ein Ungleichgewicht zwischen Erzeugung und Verbrauch entsteht. Vergleich von Möglichkeiten zum Nachweis der Regelleistungsbereitstellung durch Verdrängung der bisherigen Anbieter Beim Verfahren mögliche Einspeisung können günstigere Leistungspreise geboten werden, als beim Verfahren Fahrplan. Dadurch ist die Wahrscheinlichkeit beim Verfahren mögliche Eispeisung höher, dass zu einzelnen Stunden bisherige Anbieter verdrängen. In Bezug auf Must-Run-Units ist dies auch ein gewünschter Effekt. Zurzeit stellen jedoch größtenteils Pumpspeicherwerke Regelleistung bereit, die keine Must-Run-Units darstellen. Bei den Pumpspeichern wie auch bei den anderen Anbietern besteht die Gefahr, dass sich diese aufgrund der Konkurrenz durch und der damit einhergehenden Absenkung der Leistungspreise vom Regelleistungsmarkt zurückziehen, da der Aufwand der Regelleistungsbereitstellung nicht mehr durch die zu erzielenden Erlöse gerechtfertigt ist. Alternativ könnten diese Anbieter in Summer die gebotenen Preise erhöhen um Mindereinnahmen zu kompensieren. Bei den Pumpspeichern könnte dies sogar zu einer Stilllegung führen, da ein wirtschaftlicher Betrieb von Pumpspeichern aufgrund der reduzierten Preis-Differenz an der Börse und den zu zahlenden Netznutzungsentgelten ohnehin erschwert ist. Würden die Pumpspeicherwerke dem System nicht mehr zur Verfügung stehen, würde dies einen sicheren Systembetrieb erschweren. Würden sich aufgrund der durch die verursachten sinkenden Leistungspreise zu viele Anbieter vom Regelleistungsmarkt zurückziehen, besteht die Gefahr, dass der Bedarf in einzelnen Stunden nicht gedeckt werden kann. Dagegen spricht jedoch, dass die Leistungspreise in den Zeiten in denen keine Regelleistung anbieten können, stark ansteigen werden, falls sich einzelne Anbieter vom Regelleistungsmarkt zurück ziehen würden. Dies würde wiederum potenzielle Anbieter anreizen, am Regelleistungsmarkt teilzunehmen. Die dargestellten Überlegungen zeigen, dass es schwer zu bewerten ist, ob ein Verfahren zu einer für die Sicherheit des Systems gefährlichen Verdrängung bisheriger Anbieter kommt. Aufgrund der potenziell geringeren Leistungspreise wird diese Gefahr beim Verfahren mögliche Einspeisung jedoch größer sein. Gleichzeitig können die potenziell geringen Leistungspreise beim Verfahren mögliche Einspeisung jedoch auch dazu führen, dass überhaupt am Regelleistungsmarkt teilnehmen und dadurch vor allem in den Stunden für einen sicheren Betrieb des Systems sorgen, in denen die anderen Anbieter kaum Regelleistung bereitstellen können. Regelleistung wird nur durch eine Anlagentechnologie bereitgestellt Wird Regelleistung nur oder zu einem großen Teil durch eine Anlagentechnologie bereitgestellt, so besteht die Gefahr, dass die Gesamtzuverlässigkeit der Regelleistungsbereitstellung sinkt. Dies ist darauf zurückzuführen, dass, wenn verschiedene Anbieter mit der gleichen Anlagentechnologie Regelleistung bereitstellen, die Gesamtzuverlässigkeit aufgrund einer ggf. vorhandenen stochastischen Abhängigkeit zwischen den Anbietern sinkt, obwohl die Zuverlässigkeit jedes einzelnen Anbieters ausreichend hoch ist. Im Fall der Windenergie ist es z.b. wahrscheinlich, dass zwischen dem Ausfall eines Anbieters und dem Ausfall eines anderen Anbieters eine Abhängig- Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

103 keit besteht, da zwischen den Prognosen eine stochastische Abhängigkeit besteht. Es stellt sich daher die Frage, ob ein Nachweisverfahren die Gefahr mit sich bringt, dass Regelleistung nur durch Windkraftanlagen bereitgestellt wird. Zurzeit beschränkt sich diese Gefahr auf die Minutenreserve, da nur hier am Vortag eine Auktion stattfindet. Aufgrund der zu erwartenden Leistungspreise für positive Regelleistung besteht diese Gefahr bei beiden Verfahren nicht. Im Fall der negativen Regelleistung besteht diese Gefahr ggf. beim Verfahren mögliche Einspeisung, da hier Leistungspreise nahe 0 /MW geboten werden können. Es ist jedoch zu vermuten, dass die bisherigen Anbieter auch ihre Leistungspreise senken werden und aufgrund ihrer kostengünstigeren Arbeitspreise weiterhin hauptsächlich Regelleistung bereitstellen werden. Des Weiteren ist nicht zu vermuten, dass mit entsprechend dem Verfahren mögliche Einspeisung Leistungspreise von 0 /MW geboten werden, da die Anbieter u.a. Gewinne erwirtschaften wollen, die Investitionen in die Kommunikationstechnik refinanzieren müssen und aufgrund der hohen kostendeckenden Arbeitspreise kaum Einnahmen aus Arbeitspreisen generieren werden. Die Auswertungen in Kapitel zeigen jedoch, dass in einem Szenario mit 100 % erneuerbaren Energien in einzelnen Stunden 100 % des Regelleistungsbedarfs stellen werden. Daher kann geschlussfolgert werden, dass unabhängig vom Nachweisverfahren zurzeit noch keine Gefahr besteht, dass den gesamten Regelleistungsbedarf decken. Mit einem zunehmenden Ausbau der erneuerbaren Energien wird diese Gefahr jedoch größer, weshalb entsprechende Schutzmaßnahmen konzipiert und umgesetzt werden sollten. Vergleich von Möglichkeiten zum Nachweis der Regelleistungsbereitstellung durch Folgerung Der Vergleich der Sicherheit der Regelleistung in Summer zeigt, dass beide Verfahren genutzt werden können Gleiche Marktbedingungen für alle Wert Gleiche Marktbedingungen für alle sind gut, da sich dadurch die besten Marktakteure durchsetzen werden und es zu keiner Diskriminierung einzelner Marktteilnehmer kommt. Argumentation Das Verfahren Fahrplan behandelt genauso wie andere Marktteilnehmer, da die anderen Anbieter auch einen Fahrplan einhalten. Des Weiteren spricht für das Verfahren Fahrplan, dass Sonderlösungen für einzelne Anlagentechnologien eine Diskriminierung anderer Marktteilnehmer darstellen können und dass dadurch das Produkt Regelleistung ggf. eine Qualitätsminderung erfahren kann. Ein weiteres Argument für das Verfahren Fahrplan könnte sein, dass allein aufgrund wirtschaftlicher Bedingungen ein Fahrplan eingehalten wird. Dies ist dann der Fall, wenn der Ausgleich des Prognosefehlers auf Bilanzkreisebene durch Abregelung oder Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

104 Vorhaltung von Flexibilitäten im Bilanzkreis wirtschaftlich attraktiver ist, als der Bezug von Regelleistung bzw. Ausgleichsenergie. Die Tatsache, dass ein Ausgleich des 1 h- Prognosefehlers auf Bilanzkreisebene durch den Großteil der Direktvermarkter nicht durchgeführt wird, spricht jedoch gegen dieses Argument. Sollte der Ausgleichsenergiepreis jedoch zukünftig aufgrund geänderter Berechnungsvorschriften oder anderer Regeländerungen so stark ansteigen, dass sich ein Ausgleich auf Bilanzkreisebene lohnt, so würde dieses Argument herangezogen werden können. Dies könnte z.b. dann der Fall sein, wenn bei der Berechnung des Arbeitspreises nicht mehr das Grenzpreisverfahren sondern das Höchstpreisverfahren genutzt wird, so wie von der Bundesnetzagentur angedacht (Bundesnetzagentur 2012c). Vergleich von Möglichkeiten zum Nachweis der Regelleistungsbereitstellung durch Folgerung Aufbauend auf diesem Kriterium sollte das Verfahren Fahrplan genutzt werden Technische Umsetzbarkeit auf eite Wert Die technische Umsetzbarkeit ist eine Grundvoraussetzung die erfüllt werden muss. Argumentation Die technische Umsetzbarkeit der Regelleistungsbereitstellung wird im Rahmen der Präqualifikation anhand des Durchfahrens des Musterprotokolls geprüft. Daher werden in einem ersten Schritt Vorschläge für ein Musterprotokoll gemacht. Verfahren Fahrplan Das Musterprotokoll des Verfahrens Fahrplan entspricht dem bisherigen Musterprotokoll, da der Nachweis der Regelleistungsbereitstellung relativ zu einem Fahrplan erfolgt. Interessant ist hierbei noch der Toleranzbereich, in dem der Istwert vom Sollwert abweichen darf. Hierzu finden sich im Musterprotokoll keine Angaben. Diese können jedoch den Rahmenverträgen entnommen werden (ÜNB 2007, ÜNB 2011, ÜNB 2012). Laut den Rahmenverträgen ist eine Übererfüllung der abgerufenen Regelleistung von 10 % (Sekundärregelleistung) oder 20 % (Primärregelleistung und Minutenreserve) erlaubt. Mindestens ist jedoch im Fall der Primär- und Sekundärregelleistung eine Übererfüllung von 5 MW erlaubt. Letztere Regelung stammt noch aus einer Zeit, in der die Mindestangebotsgröße 50 MW betrug, wodurch die 5 MW 10 % der Mindestangebotsgröße betrugen. Dadurch konnte verhindert werden, dass wenn z.b. nur ein 1 MW Regelleistung von einem Kraftwerk abgerufen wird, dieses einen größeren Toleranzbereich hat, als 100 oder 200 kw. Im Fall des Verfahrens Fahrplan wird daher in einem ersten Vorschlag ein Toleranzbereich von 10 % der angebotenen Regelleistung empfohlen, wobei der Toleranzbereich unabhängig von der abgerufenen Regelleistung ist. Für die Vorhaltung der Regelleistung ist hingegen kein Toleranzbereich benannt, weshalb hier ebenfalls 10 % der angebotenen Regelleistung angesetzt werden. Diese werden jedoch symmetrisch um den Fahrplan gelegt, um einen Anreiz Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

105 zu einer systematischen Übererfüllung des Fahrplans vorzubeugen. Für die Phase der Aktivierung oder Deaktivierung der Regelleistung werden in den Regularien ebenfalls keine Toleranzbereiche genannt, außer im Fall der Sekundärregelleistung. Hier ist eine erste Reaktion nach 30 Sekunden vorgegeben. Wie groß diese sein muss, wird jedoch nicht beschrieben. Daher wird für den Toleranzbereich des Musterprotokolls der Vorschlag gemacht, dass der Toleranzbereich beim Abruf zusammen mit dem Toleranzbereich bei der Vorhaltung und dem Leistungsbereich dazwischen, den Toleranzbereich definiert. Dadurch ergibt sich das folgende Musterprotokoll mit den dazugehörigen Toleranzbereichen: Vergleich von Möglichkeiten zum Nachweis der Regelleistungsbereitstellung durch P/P n 0,8 0,4 Aktivierung Erbringung Deaktivierung Deaktivierung Leistung [% der Nennleistung] Sollwert Istwert Abbildung 61: Musterprotokoll für das Verfahren Fahrplan mit den dazugehörigen Toleranzbereichen Aktivierung Erbringung Vorhaltung Toleranzbereich t In dem Musterprotokoll ist ein möglicher Verlauf des Istwerts eingezeichnet. Im Folgenden wird anhand eines Feldtest eines überprüft, ob dieses Musterprotokoll eingehalten werden kann Soll-Leistung Toleranzbereich Ist-Leistung Abbildung 62: Feldtest eines mit ENERCON Anlagen anhand dessen die technische Umsetzbarkeit des Verfahrens Fahrplan illustriert werden kann Zeit [s] Die Feldtestdaten stammen von ENERCON. Es wurde ein Windpark mit circa 10 MW Nennleistung getestet. Dabei wird nicht das Musterprotokoll durchfahren, es werden jedoch zwei Sollwertsprünge vorgegeben, anhand derer die Eignung des zur Regelleistungsbereitstellung geprüft werden kann. Die Differenz zwischen dem größten und kleinsten Sollwert beträgt 48 % der Parkleistung. Es wird angenommen, dass diese Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

106 Differenz der positiven Regelleistung entspricht. Der Toleranzbereich beträgt somit 4,8 % der Nennleistung. In Abbildung 62 ist zu erkennen, dass der Leistungsverlauf des fast immer im Toleranzbereich liegt. Es gibt eine Ausnahme beim ersten Sollwertsprung, bei dem ein deutlicher Überschwinger zu erkennen ist, der jedoch nur circa 7 Sekunden andauert. Laut ÜNB ist ein Überschwinger während oder kurz nach der Aktivierung jedoch erlaubt, wenn der Mittelwert über die Erbringungsdauer im Toleranzbereich liegt, was in diesem Beispiel der Fall ist. Zudem ist laut ENERCON bei Anpassung der entsprechenden Parameter eine Dämpfung dieses Verhaltens möglich. Weiterhin fällt auf, dass die Genauigkeit der Regelung mit zunehmender Leistung absolut gesehen abnimmt. Dies ist dadurch bedingt, dass die Regelung mit relativen Größen arbeitet. Eine Änderung im Reglerverhalten könnte die Genauigkeit der Regelung auch bei höheren Leistungen erhöhen. Aufbauend auf den Feldtestergebnissen kann somit geschlussfolgert werden, dass das Verfahren Fahrplan technisch umsetzbar ist. Vergleich von Möglichkeiten zum Nachweis der Regelleistungsbereitstellung durch Verfahren mögliche Einspeisung Im Fall des Verfahrens mögliche Einspeisung erfolgt die Regelleistungsbereitstellung relativ zur möglichen Einspeisung, was auch beim Musterprotokoll berücksichtigt werden muss. Die Toleranzbereiche entsprechen jedoch den unter Verfahren Fahrplan hergeleiteten Bereichen. P/P n 0,8 Sollwert Istwert Abbildung 63: Musterprotokoll für das Verfahren mögliche Einspeisung mit den dazugehörigen Toleranzbereichen 0,4 Aktivierung Erbringung Deaktivierung Deaktivierung Aktivierung Erbringung Vorhaltung Toleranzbereich mögliche Einspeisung t In der Abbildung ist ebenfalls ein möglicher Verlauf des Istwerts eingetragen. Ob dieses Musterprotokoll genau einhalten können, wird in Kapitel 7 bei der Auswertung der Feldtests genauer untersucht. Es kann jedoch bereits vorweg genommen werden, dass das Musterprotokoll in den dazugehörigen Toleranzbereichen noch nicht eingehalten werden kann. Eine zusätzliche Anforderung beim Verfahren mögliche Einspeisung ist die ausreichend genaue Bestimmung der möglichen Einspeisung. Wie genau diese Bestimmung sein muss, wird im Folgenden hergeleitet. Für die Vorhaltung negativer Regelleistung und den Abruf der ganzen positiven Regelleistung gilt, dass die mögliche Einspeisung exakt der Leistung des entspricht, wodurch für diese Phasen keine Anforderungen gestellt werden müssen. Bei der Vorhaltung positiver und der Erbringung negativer Regelleistung ist dies anders, was Abbildung 64 verdeutlicht. Für die Vorhaltung positiver Regelleistung gilt, dass wenn der Sollwert perfekt eingehalten wird, die berechnete mögliche Einspeisung nicht stärkt als ±5 % in Bezug auf die angebotene Regelleistung von der realen möglichen Einspeisung abweichen Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

107 darf. Für die Erbringung negativer Regeleistung gilt hingegen, dass die mögliche Einspeisung genau bestimmt werden muss. Es sei denn, der Sollwert wird gleich auf die Mitte des Toleranzbereiches eingestellt, dann darf die berechnete mögliche Einspeisung erneut nicht stärker als ±5 % in Bezug auf die angebotene Regelleistung von der realen möglichen Einspeisung abweichen. Ein Problem ist hierbei, dass, wie in Kapitel 6 noch ausgeführt wird, die mögliche Einspeisung im Fall der Abregelung nicht genau bestimmt werden kann. Daher ist es nicht möglich, die reale mögliche Einspeisung im Fall der Abregelung zu bestimmen. Vergleich von Möglichkeiten zum Nachweis der Regelleistungsbereitstellung durch P/P n Vorhaltung positive Regelleistung Erbringung negativer Regelleistung 0,8 Sollwert Abbildung 64: Illustration der Anforderungen an die Genauigkeit der Bestimmung der möglichen Einspeisung 0,4 reale mögliche Einspeisung berechnete mögliche Einspeisung Toleranzbereich t Wie die Auswertungen in Kapitel 6 noch zeigen werden, liegt die Wurzel des mittleren quadratischen Fehlers bei der Bestimmung der möglichen Einspeisung ungefähr bei 2,8 % in Bezug auf die Nennleistung des Parks. Das bedeutet, dass ein Windpark circa 56 % der Nennleistung anbieten müsste, damit die Wurzel des mittleren quadratischen Fehlers auf den Grenzen des Toleranzbereiches liegt. Dies zeigt, dass auch an der Genauigkeit der Bestimmung der möglichen Einspeisung noch gearbeitet werden muss. Positiv könnte sich hier jedoch das Pooling von auf die Genauigkeit auswirken. Folgerung Aufbauend auf diesem Kriterium kann bisher nur das Verfahren Fahrplan genutzt werden. Der Nachweis der technischen Umsetzbarkeit des Verfahrens mögliche Einspeisung steht zwar noch aus. Aufgrund von den u.a. in diesem Bericht diskutierten Verbesserungsvorschlägen, ist von einer technischen Umsetzbarkeit des Verfahrens in naher Zukunft auszugehen Marktintegration Wert Die Beibehaltung der Marktregeln ist gut, da dadurch kein Aufwand und damit keine Kosten für die Anpassung der Regularien und Systeme entstehen. Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

108 Argumentation Derzeit halten Kraftwerke zum Nachweis der Regelleistungsbereitstellung einen Fahrplan ein, genau wie dies beim Verfahren Fahrplan der Fall ist. Dadurch würde das Verfahren Fahrplan keine Änderung der Regelungen erforderlich machen. Bei diesem Kriterium muss jedoch beachtet werden, dass, wenn die Veränderung des Kraftwerkparks im Zuge der Energiewende eine Anpassung der Marktregeln als sinnvoll erscheinen lässt, die Marktregeln auch angepasst werden sollten. Sinnvoll ist die Anpassung dann, wenn der Aufwand und die Risiken der Umstellung des Systems geringer sind als die positiven Effekte, die in Hinblick auf das energiepolitische Dreieck durch die Umstellung erreicht werden können. Vergleich von Möglichkeiten zum Nachweis der Regelleistungsbereitstellung durch Folgerung/Wertung Aufgrund dieses Kriteriums sollte das Verfahren Fahrplan genutzt werden Missbrauchsgefahr Wert Die Reduzierung der Missbrauchsgefahr ist gut, damit keine aufwendigen Kontrollsysteme installiert werden müssen und sich einzelne Marktteilnehmer nicht auf Kosten des Gesamtsystems bereichern können. Argumentation Im Folgenden wird anhand qualitativer Betrachtungen hergeleitet, dass beide Verfahren eine gleich geringe Missbrauchsgefahr haben. Es gibt drei Möglichkeiten des Missbrauchs: Angebot: Besteht die Möglichkeit, dass der Anbieter ein höheres Angebot einstellt, als die bereitstellen können? Beeinflussung des Abrufs: Besteht die Möglichkeit, dass der Anbieter durch bewusst falsche im Sinne einer Über-/Unterschätzung der Prognose - Spotgeschäfte, den Abruf an Regelleistung für sich wirtschaftlich positiv beeinflusst? Manipulation der möglichen Einspeisung beim Nachweis: Kann der Anbieter das Signal der möglichen Einspeisung derart manipulieren, dass er sich einen wirtschaftlichen Vorteil verschaffen kann? Angebot Anfangs wird die Missbrauchsgefahr bzgl. des Angebots für die Verfahren untersucht. Ob ein zu hohes Angebot erstellt wurde, zeigt sich in den Phasen der Vorhaltung von Regelleistung und des Abrufs von Regelleistung. Daher werden im Folgenden diese beiden Phasen untersucht. Des Weiteren besteht ein Unterschied zwischen der Bereitstellung positiver und negativer Regelleistung, weshalb dies ebenfalls getrennt betrachtet wird. Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

109 Negative Regelleistung Bei beiden Verfahren besteht in der Phase der Vorhaltung keine Missbrauchsgefahr. Dies ist darauf zurück zu führen, dass allein durch die Information über die reale und mögliche Einspeisung der Parks der ÜNB sofort überprüfen kann, ob eine Nichterfüllung des Angebots vorliegt oder nicht. Vergleich von Möglichkeiten zum Nachweis der Regelleistungsbereitstellung durch Bei dem Verfahren mögliche Einspeisung besteht in der Phase des Abrufs keine Missbrauchsgefahr, da der ÜNB durch den Vergleich der möglichen Einspeisung mit der realen Einspeisung sofort ersehen kann, ob die negative Regelleistung im vollen Umfang bereitgestellt wird oder nicht. Bei dem Verfahren Fahrplan besteht die Möglichkeit des Missbrauchs. Würde der Anbieter z.b. bewusst einen Fahrplan angegeben haben, der oberhalb der probabilistischen Prognose für die geforderte Zuverlässigkeit liegt, so bräuchte er im Fall eines Abrufs seines Parks nicht so weit abzuregeln, wie es erforderlich wäre, wenn er einen Fahrplan entsprechend seiner Prognose abgegeben hätte. Dadurch könnte er mehr Energie verkaufen und seine Erlöse steigern. Dieser Missbrauch würde bei einer Deaktivierung des Abrufs jedoch sofort auffallen. Der Anbieter müsste somit im Voraus wissen, wann Regelleistung abgerufen wird und wann nicht, um das Missbrauchspotenzial nutzen zu können. Dies ist jedoch nicht möglich. Daher ist ein Missbrauch unwahrscheinlich, der jedoch ganz durch die Übertragung der möglichen Einspeisung, wie in Kapitel gefordert, verhindert werden kann. Positive Regelleistung In der Phase der Vorhaltung besteht bei dem Verfahren mögliche Einspeisung keine Missbrauchsgefahr. Dies ist darauf zurückzuführen, dass durch den Vergleich der möglichen Einspeisung mit der realen Einspeisung sofort ersichtlich ist, ob die positive Regelleistung vorgehalten wird oder nicht. Bei dem Verfahren Fahrplan besteht ein Missbrauchspotenzial. Genau wie beim zuvor unter negative Regelleistung Abruf geschilderten Beispiel, besteht auch hier ein Missbrauchspotenzial durch die bewusste Angabe eines Fahrplans oberhalb der Prognose. Der Vorteil wäre hier ebenfalls, dass der Anbieter mehr Energie verkaufen könnte, als er es tun könnte, wenn er einen Fahrplan entsprechend der Prognose abgegeben hätte. Bei einem Abruf würde dieser Missbrauch jedoch sofort auffallen. Da auch bei der positiven Regelleistung nicht im Voraus bestimmt werden kann, wann ein Abruf erfolgt, ist ein Missbrauch unwahrscheinlich. Auch hier gilt, dass ein Missbrauch gänzlich vermieden werden kann, wenn die mögliche Einspeisung auch bei dem Verfahren Fahrplan übertragen wird. Beim Abruf der positiven Regelleistung besteht bei beiden Verfahren keine Missbrauchsgefahr. Die Missbrauchsgefahr ist bei dem Verfahren mögliche Einspeisung durch den Vergleich der möglichen Einspeisung mit der realen Einspeisung und bei dem Verfahren Fahrplan durch den Vergleich des zuvor geschickten Fahrplans mit der realen Einspeisung zu verhindern. Beeinflussung des Abrufs Bei dem Verfahren Fahrplan hält der Anbieter mit den einen zuvor definierten Fahrplan ein. Hieraus ergibt sich, dass die Parks den Abruf an Regelleistung nicht für sich wirtschaftlich positiv beeinflussen können. Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

110 Bei dem Verfahren mögliche Einspeisung müssen die Parks hingegen keinen zuvor abgegebenen Fahrplan einhalten. Hierdurch ergibt sich ein Potenzial zur Beeinflussung des Abrufs an Regelleistung zum wirtschaftlichen Vorteil des Anbieters. Im Folgenden wird für das Verfahren mögliche Einspeisung das Missbrauchspotenzial in Abhängigkeit der bereitgestellten Regelleistungsart und der Beeinflussung des Abrufs an Regelleistung analysiert. Vergleich von Möglichkeiten zum Nachweis der Regelleistungsbereitstellung durch Prognose > Fahrplan Parks erzeugen Bedarf an negativer Regelleistung Einnahmen EPEX Einnahmen Ausgleichsenergie Prognose < Fahrplan Parks erzeugen Bedarf an positiver Regelleistung Einnahmen EPEX Einnahmen Ausgleichsenergie Tabelle 10: Darstellung der Möglichkeiten zur missbräuchlichen Beeinflussung der Abrufwahrscheinlichkeit entsprechend dem Verfahren mögliche Einspeisung positive Regelleistung negative Regelleistung Abrufwahrscheinlichkeit Abrufwahrscheinlichkeit Abrufwahrscheinlichkeit Abrufwahrscheinlichkeit Wird der Fahrplan bewusst kleiner angesetzt als die Prognose, indem entsprechende Stromgeschäfte getätigt werden, so erzeugen die Parks durchschnittlich einen Bedarf an negativer Regelleistung. Des Weiteren sinken die Einnahmen am EPEX-Spotmarkt, da mit den Parks weniger Energie gehandelt wird, als eigentlich gehandelt werden könnte. Dafür stellen die Parks mehr Ausgleichsenergie bereit und erhalten dort entsprechend höhere Einnahmen. Ob die Energie am Spotmarkt gehandelt werden soll oder besser Ausgleichsenergie bereitgestellt werden soll, ist nicht durch das Nachweisverfahren beeinflussbar, sondern vom Verfahren zur Bepreisung der Ausgleichsenergie. Ein Missbrauchspotenzial liegt jedoch in der bewussten Erzeugung eines Bedarfs an negativer Regelleistung. Dadurch könnte bei der Bereitstellung negativer Regelleistung die Wahrscheinlichkeit eines Abrufs und die Einnahmen aus dem Arbeitspreis gesteigert werden. Hierbei muss jedoch folgendes berücksichtigt werden: Wenn der Anbieter über so große Parks verfügt, dass er dadurch tatsächlich den Saldo des Netzregelverbunds beeinflussen kann, dann erhöht er zwar den Bedarf an negativer Regelleistung und damit die Arbeitspreiseinnahmen. Gleichzeitig liefern die Parks aber viel positive Ausgleichsenergie, die sehr wahrscheinlich aufgrund des negativen Saldos des Netzregelverbundes einen geringeren Preis haben wird, als die Energie am Spotmarkt. Daher ist dieser Missbrauch sehr unwahrscheinlich. Bei der Bereitstellung positiver Regelleistung wird die Wahrscheinlichkeit eines Abrufs gesenkt, dadurch sinken die Arbeitspreiseinnahmen, sodass keine Missbrauchsgefahr besteht. Wird der Fahrplan bewusst höher angesetzt als die Prognose, indem entsprechende Stromgeschäfte getätigt werden, so erzeugen die Parks durchschnittlich einen Bedarf an positiver Regelleistung. Des Weiteren steigen die Einnahmen am EPEX-Spotmarkt, da von den Parks mehr Energie gehandelt wird als entsprechend der Prognose gehandelt werden dürfte. Dafür müssen die Parks mehr Ausgleichsenergie beziehen, wodurch die Einnahmen durch Ausgleichsenergie sinken bzw. die Kosten steigen. Dieses Missbrauchspotenzial ist aber, wie bereits im obigen Absatz erwähnt, auf das Verfahren zur Bepreisung von Ausgleichsenergie zurück zu führen und nicht auf das Nachweisverfahren. Ein Missbrauchspotenzial besteht jedoch bei der Bereitstellung Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

111 positiver Regelleistung, da die Wahrscheinlichkeit eines Abrufs gesteigert wird, wodurch die Einnahmen aus dem Arbeitspreis gesteigert werden können. Hier gilt jedoch das Gleiche wie bei der bewussten Unterschätzung des Fahrplans, um die Wahrscheinlichkeit eines Abrufs negativer Regelleistung zu steigern. Die durch den Missbrauch zu erwartenden Mehreinnahmen aus dem Arbeitspreis müssten die Verluste durch den Bezug von Ausgleichsenergie kompensieren, um den Missbrauch lohnenswert zu machen. Dadurch sinkt auch hier die Wahrscheinlichkeit eines Missbrauchs erheblich. Bei der Bereitstellung negativer Regelleistung wird die Wahrscheinlichkeit eines Abrufs gesenkt, dadurch sinken die Arbeitspreiseinnahmen, sodass keine Missbrauchsgefahr besteht. Die aufgeführten Missbrauchspotenziale für das Verfahren mögliche Einspeisung, die aufgrund des Zusammenspiels der Märkte ohnehin sehr unwahrscheinlich sind, könnten vom ÜNB durch verschiedene Kontrollmaßnahmen ausgeschlossen werden. Würden z.b. Parks, die Regelleistung bereitstellen, große Prognoseabweichungen in der Zeit der Vorhaltung und des Abrufs aufweisen, so könnte der ÜNB von einem Prognoseanbieter Prognosen für die Parks erstellen lassen. Weichen diese stark von den Fahrplänen des Anbieters ab, so könnte ein Missbrauch nachgewiesen werden und den Parks die Präqualifikation entzogen werden. Vergleich von Möglichkeiten zum Nachweis der Regelleistungsbereitstellung durch Manipulation der möglichen Einspeisung beim Nachweis Bezüglich der Manipulation der möglichen Einspeisung bei der Nachweisführung muss zwischen den beiden Nachweisverfahren differenziert werden. Im Fall des Verfahrens Fahrplan gibt es zwei Manipulationsmöglichkeiten. Die erste Möglichkeit ergibt sich bei der Bereitstellung positiver Regelleistung. Hier könnte der Anbieter bewusst eine zu hohe mögliche Einspeisung während der Vorhaltung angeben, um den ÜNB vorzutäuschen, dass er die volle positive Regelleistung erbringen kann, obwohl er es eigentlich gerade nicht könnte. Das Risiko einer Manipulation ist jedoch als gering einzuschätzen, da diese Manipulation im Fall eines Abrufs sofort auffallen würde. Des Weiteren sollte die Verwendung der probabilistischen Prognose zur Fahrplanerstellung ausschließen, dass es überhaupt zu diesem Fall kommt. Die zweite Manipulationsmöglichkeit tritt beim Abruf negativer Regelleistung auf. Hier könnte der Anbieter bewusst eine zu hohe mögliche Einspeisung während des Abrufs negativer Regelleistung angeben, um den ÜNB vorzutäuschen, dass er den Abruf zurück nehmen könnte. Auch hier gilt, dass die Missbrauchsgefahr gering ist, da die Manipulation im Fall einer Zurücknahme des Abrufs sofort auffallen würde und die Verwendung der probabilistischen Prognose zur Fahrplanerstellung diese Manipulation ausschließen sollte. Im Fall des Verfahrens mögliche Einspeisung gibt es ebenfalls zwei Manipulationsmöglichkeiten, die wie beim Verfahren Fahrplan die Vorhaltung positiver und die Erbringung negativer Regelleistung betreffen. Im Fall der Vorhaltung positiver Regelleistung könnte der Anbieter die mögliche Einspeisung bewusst zu hoch angeben, um mehr Energie produzieren zu können. Würde dann ein Abruf erfolgen, könnte der Anbieter vortäuschen, dass sich die mögliche Einspeisung stark absenkt, bis hin zur abgerufenen Regelleistung, wodurch die Leistung gar nicht verändert werden müsste. Dadurch würde seine Manipulation nicht auffallen. Dieses Risiko kann jedoch minimiert werden, indem die Windparkpools gezwungen werden, die Regelleistung so schnell wie möglich zu aktivieren, was ungefähr 10 Sekunden entspricht (s. ENERCON 2011). Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

112 Wie Abbildung 98 zeigt, verändert selbst ein kleiner Windpark mit 40 MW Nennleistung seine Leistung innerhalb von 10 Sekunden lediglich in 1 % der Fälle stärker als 1 % der Nennleistung. Bei einem großen Windparkpool sind wesentlich geringere Schwankungen zu erwarten. Da ein Windparkpool innerhalb von 10 Sekunden die Regelleistung bereitstellen kann, würde eine solche Manipulation sofort auffallen, da sich der Wert der möglichen Einspeisung in der letzten Sekunde der Vorhaltung lediglich um eine Leistung kleiner als 1 % der Nennleistung hätte verändern können. Im Fall der Erbringung negativer Regelleistung besteht das gleiche Manipulationspotenzial, wobei hier im Fall der Zurücknahme des Abrufs vorgetäuscht werden kann, dass sich die mögliche Einspeisung im Extremfall um den Abruf reduziert, wodurch die Leistung nicht verändert werden muss. Auch hier gilt, dass durch den Zwang zu einer schnellen Zurücknahme dieses Missbrauchspotenzial ausgeschlossen werden kann. Sollte der Anbieter hingegen die volle Aktivierungszeit ausnutzen, also z.b. 15 oder 30 Minuten im Fall der Minutenreserve, wäre ein Missbrauch über den zuvor beschriebenen einfachen Kontrollmechanismus nicht mehr möglich und es müssten kompliziertere Kontrollmechanismen geschaffen werden. Eine mögliche Lösung wäre es, zur Bestimmung der möglichen Einspeisung nur bestimmte Verfahren zuzulassen, die eine Überprüfung des Signals der möglichen Einspeisung ermöglichen. Vergleich von Möglichkeiten zum Nachweis der Regelleistungsbereitstellung durch Die Betrachtungen zeigen, dass eine Missbrauchsgefahr bei beiden Verfahren äußerst gering ist, sowohl in Bezug auf eine bewusste Überschätzung des Angebots, in Bezug auf eine Manipulierung des Abrufs in Hoffnung auf höhere Arbeitspreiserlöse als auch in Bezug auf die Manipulation des Nachweises. Folgerung Aufbauend auf diesem Kriterium können beide Verfahren genutzt werden. 5.4 Untersuchungen anhand eines 100 % erneuerbaren Energien Szenarios Im Folgenden werden zwei in Bezug auf die Regelleistungsbereitstellung durch relevante Fragestellungen anhand eines 100 % erneuerbaren Energien Szenarios untersucht. Das 100 % Szenario wurde deshalb gewählt, weil die Fragen anhand dieses Szenarios, aufgrund der hohen installierten Windleistung, am deutlichsten beantwortet werden. Die Fragen sind: Sollte der 1 h-prognosefehler durch oder auf Gesamtsystemebene ausgeglichen werden? Welchen aus Gesamtsystemsicht sinnvollen Beitrag zur Regelleistungsbereitstellung sollten leisten? Im Folgenden wird zunächst das Szenario beschrieben. Anschließend werden die beiden Fragestellungen untersucht. Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

113 5.4.1 Szenario Das 100 % erneuerbare Energien Szenario wird dem BMU-Projekt Kombikraftwerk 2 (Kombikraftwerk ) entnommen, das ebenfalls vom Fraunhofer IWES geleitet wird. Tabelle 11 gibt einen Überblick über die erzeugte und verbrauchte elektrische Energie über ein Jahr in diesem Szenario. Die Herleitung der erzeugten und verbrauchten Energie kann in (Kombikraftwerk ) nachvollzogen werden. Vergleich von Möglichkeiten zum Nachweis der Regelleistungsbereitstellung durch Erzeuger Energie Verbraucher Energie Wind 356,4 TWh Last 523,6 TWh Photovoltaik 117,6 TWh Batterien 6,7 TWh Tabelle 11: Übersicht über die erzeugte und verbrauchte elektrische Energie im 100 %-Erneuerbare-Energien- Szenario Bioenergie 34,2 TWh Elektrolyse 105,7 TWh Wasser 25,0 TWh Pumpspeicher 9,3 TWh Geothermie 39,0 TWh Export 0 TWh Batterien 5,7 TWh Netzverluste 12,1 TWh EE-Methan Pumpspeicher Import 58,5 TWh 7,0 TWh 13,5 TWh Gesamt 656,9 TWh Gesamt 657,4 TWh Im Rahmen des Projekts wurden netzknotenscharfe Leistungszeitreihen für alle Erzeuger und Verbraucher erstellt. Das Ziel der Kraftwerkseinsatzplanung, die zur Erzeugung der Leistungszeitreihen genutzt wurde, war dabei die Minimierung des Methanverbrauchs. Abbildung 65 zeigt einen Ausschnitt der Leistungszeitreihen für den Zeitraum 12.2 bis Es ist zu erkennen, dass es häufiger zu einer Abregelung der Wind- und Solarenergie kommt, da keine Speicherkapazitäten mehr vorhanden waren, um die überschüssige Energie aufzunehmen. Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

114 Vergleich von Möglichkeiten zum Nachweis der Regelleistungsbereitstellung durch Abbildung 65: Darstellung einer Erzeugungs- und Verbrauchszeitreihe für das 100 %-Erneuerbare-Energien- Szenario (Kombikraftwerk ) Diskussion zum Ausgleich des 1 h-prognosefehlers der Windenergie Es stellt sich die Frage, ob der 1 h-prognosefehler der Windenergie auf Bilanzkreisebene oder auf Gesamtsystemebene durch Regelleistung ausgeglichen werden soll. Diese Fragestellung ist insbesondere in Bezug auf die Nachweisführung von Interesse. Sollte es aus Gesamtsystemsicht sinnvoll sein, den 1 h-prognosefehler auf Gesamtsystemebene durch Regelleistung auszugleichen, so wäre die zu erwartende Einspeisung eines nicht der Fahrplan sondern seine mögliche Einspeisung. Dies wäre ein gutes Argument für das Verfahren mögliche Einspeisung. Denn wenn erwartet wird, dass ihre mögliche Einspeisung produzieren, dann sollten sie auch relativ dazu Regelleistung erbringen. Zur Untersuchung der Fragestellung wird der Regelleistungsbedarf auf zwei Arten dimensioniert: Der 1 h-prognosefehler der Windenergie und Photovoltaik wird auf Gesamtsystemebene durch Regelleistung ausgeglichen. Der 1 h-prognosefehler der Windenergie und Photovoltaik wird zu verschiedenen Graden (95 %, 99 % und 99,95 %) auf Bilanzkreiseben ausgeglichen. Dabei wurde folgendermaßen vorgegangen. Der Bedarf wurde entsprechend dem in (Consentec 2010) beschriebenen Graf- Haubrich-Verfahren dimensioniert. Dabei wurde der Prognosefehler in einen Wind-, Photovoltaik und Lastprognosefehler aufgeteilt. Des Weiteren wurde der Fehler Stundensprünge nicht berücksichtigt, was jedoch keinen Einfluss auf Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

115 den Gesamtreservebedarf hat, da der Fehler Stundensprünge nur in die Fehlerverteilung des Sekundärregelleistungsbedarfs eingeht. Die Sicherheit der Bedarfsdimensionierung beträgt 99,95 % (Consentec 2010). Würde ein Ausgleich des 1 h-prognosefehlers der Windenergie und Photovoltaik auf Bilanzkreisebene erfolgen, würde sich der Regelleistungsbedarf für den ÜNB reduzieren. Dafür würde sich der Regelleistungsbedarf in den Bilanzkreisen erhöhen. Es wird angenommen, dass alle in Deutschland in einem Bilanzkreis sind und dass alle Photovoltaikparks in Deutschland in einem anderen Bilanzkreis sind. Die Fehlerverteilung des 1 h-prognosefehlers der Windenergie und Photovoltaik wird genutzt, um den Regelleistungsbedarf der Bilanzkreise zu ermitteln. Hierzu wird angenommen, dass der Regelleistungsbedarf zu 95 %, 99 % und 99,95 % in den Bilanzkreisen gedeckt wird. Deckung bedeutet hierbei, dass die Leistung ausreicht, um 95 %, 99 % oder 99,95 % der anfallenden Fahrplanabweichungen vollständig zu decken. Der restliche Bedarf wird über die Regelleistung ausgeglichen. Abbildung 66 zeigt, wie vorgegangen wird, um den Bedarf der Bilanzkreise zu ermitteln und den Bedarf zu ermitteln, der noch auf Gesamtsystemebene durch den ÜNB ausgeglichen werden muss. Vergleich von Möglichkeiten zum Nachweis der Regelleistungsbereitstellung durch Häufigkeit Leistung zum Ausgleich des Bilnanzkreises Wind Häufigkeit Abbildung 66: Vorgehen zur Bestimmung des Regelleistungsbedarfs des Bilanzkreises (links) und zur Ermittlung der Fehlerverteilung, die in die Faltung zur Bestimmung des Regelleistungsbedarfs des ÜNBs eingeht (rechts) Leistung Leistung In Abbildung 67 ist der gesamte Regelleistungsbedarf bei einem Ausgleich des Bedarfs auf Gesamtsystemebene und bei einem Ausgleich auf Bilanzkreisebene zu 95 %, 99 % und 99,95 % dargestellt. Der Gesamtreservebedarf bei einem Ausgleich auf Gesamtsystemebene ergibt sich hierbei zu 8257 MW (negativ) und zu MW (positiv). Es ist zu erkennen, dass der gesamte Regelleistungsbedarf deutlich ansteigt, wenn der 1 h-prognosefehler auf Bilanzkreisebene ausgeglichen wird. Dabei steigt der Bedarf umso stärker an, je mehr der Fehler auf Bilanzkreisebene ausgeglichen wird. Würde der Fehler zu 99,95 % auf Bilanzkreisebene ausgeglichen werden, so würde der Bedarf von 8610 MW auf MW (negativ) und von 9776 MW auf MW (positiv) ansteigen. Das Ergebnis dieser Untersuchung spricht für den Ausgleich des 1 h- Prognosefehlers durch Regelleistung und somit für das Verfahren mögliche Einspeisung. Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

116 Regelleisstung [MW] GS 95% 99% 99,95% ÜNB Rest ÜNB Rest Wind BK Wind BK PV BK PV BK gesamt gesamt Vergleich von Möglichkeiten zum Nachweis der Regelleistungsbereitstellung durch Abbildung 67: Darstellung des gesamten Regelleistungsbedarfs bei keinem Ausglich des 1 h-prognosefehlers der Windenergie und Photovoltaik auf Gesamtsystemebene (GS) oder auf Bilanzkreiseben zu 95 %, 99 % oder 99,95 % Die Ergebnisse der Bedarfsdimensionierung zeigen, dass ein Ausgleich des Prognosefehlers auf Gesamtsystemebene durch Regelleistung den Bedarf an Flexibilität im System minimiert. Hierbei muss jedoch eine Einschränkung gemacht werden. Nicht jede flexible Anlage ist dazu geeignet Regelleistung bereitzustellen, da diesbezüglich hohe Anforderungen an die Anlagen gestellt werden. Für einen Ausgleich des Prognosefehlers auf Bilanzkreisebene könnten daher mehr Flexibilitäten erschlossen werden als für die Bereitstellung von Regelleistung, da hier geringere Anforderungen an u.a. Zuverlässigkeit, Dauer und Genauigkeit gestellt werden. Daher kann auch ein Ausgleich auf Bilanzkreisebene sinnvoll sein, wenn dadurch Flexibilitäten erschlossen werden können, die für die Regelleistung nicht erschlossen werden könnten. Der Grund, warum dies sinnvoll sein kann, ist, dass ein Ausgleich auf Bilanzkreisebene höchstwahrscheinlich zu einer durchschnittlichen Reduzierung des NRV-Saldos führen wird Regelleistungsbereitstellung durch Windkraftanlagen in einem Szenario mit 100 % erneuerbare Energien Durch die Untersuchung der Regelleistungsbereitstellung in einem Szenario mit 100 % erneuerbaren Energien wird gezeigt, welchen aus Gesamtsystemsicht sinnvollen Beitrag maximal zur Regelleistungsbereitstellung leisten sollten. Durch die Kraftwerkseinsatzplanung wurde im Projekt Kombikraftwerk 2 ermittelt, welche Anlagentechnologien Regelleistung vorhalten sollen. Dabei wurde in zwei Schritten vorgegangen. Im ersten Schritt wurden die Leistungszeitreihen ohne Regelleistungsvorhaltung für die Anlagentechnologien bestimmt. Im zweiten Schritt wurde aufbauend auf den Leistungszeitreihen für jede Stunde ermittelt, welche Anlagentechnologie Regelleistung vorhalten sollten. In beiden Schritten ist die Minimierung des Methanverbrauchs das Optimierungsziel. Es kommen die folgenden Anlagentechnologien für die Vorhaltung von Regelleistung in Frage: GuD-Kraftwerke, BHKW, Elektrolyseure, Batterien, Pumpspeicher und Windund Photovoltaikparks. Dabei wird angenommen, dass Wind- und Photovoltaikparks entsprechend dem Verfahren mögliche Einspeisung Regelleistung bereitstellen. Jede Anlagetechnologie kann nur einen gewissen Teil ihrer Leistung als Regelleistung vorhalten. Bei Wind- und Photovoltaikparks beschränkt sich die Vorhaltung positiver Regelleistung auf die Zeiten, in denen die Wind- und Photovoltaikparks aufgrund fehlender Speicherkapazitäten oder fehlender Exportmöglichkeiten sowieso abgeregelt Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

117 wurden. Das negative Regelleistungspotenzial beschränkt sich auf die mögliche Einspeisung in der jeweiligen Stunde. Bei Pumpspeichern und Batterien ist die positive Regelleistung durch die maximale Erzeugungsleistung abzüglich der aktuellen Leistung beschränkt und durch die aktuelle Speicherkapazität. Es kann nur die Leistung vorgehalten werden, die auch über eine volle Stunde bereitgestellt werden kann. Bei der negativen Regelleistung kann höchstens die maximale Verbrauchsleistung abzüglich der aktuellen Leistung bereitgestellt werden. Das positive Regelleistungspotenzial der Elektrolyseure entspricht der Verbrauchsleistung in der jeweiligen Stunde. Das negative Regelleistungspotenzial entspricht der maximalen Verbrauchsleistung abzüglich der aktuellen Leistung. Bei BHKW und GuD-Kraftwerken ist die positive Regelleistung auf die maximale Leistung aller laufenden Anlagen abzüglich der Einspeiseleistung aller laufenden Anlagen beschränkt, da nur laufende Anlagen Regelleistung bereitstellen können. Aufgrund der maximalen Leistungsgradienten ist das maximale Primärregelleistungspotenzial auf 5 % der Nennleistung beschränkt. Bei der negativen Regelleistung ist das Potenzial auf die Einspeiseleistung der Anlagen abzüglich der Mindestleistung aller laufenden Anlagen beschränkt. Die Mindestleistung wird zu 50 % angenommen. Genau wie bei der positiven Primärregelleistung ist auch bei der negativen Primärregelleistung das Potenzial auf 5 % der Nennleistung beschränkt. Da das Ziel der Kraftwerkseinsatzplanung die Minimierung des Methanverbrauchs ist, wird die Regelleistungsvorhaltung in zwei Schritten bestimmt. Im ersten Schritt wird bestimmt, welche Anlagen bei der Vorhaltung von Regelleistung den Methanverbrauch minimieren. Sollte hierdurch keine Entscheidung getroffen werden können, weil verschiedene Anlagen den gleichen Methanverbrauch bei der Vorhaltung von Regelleistung haben, wird in einem zweiten Schritt bestimmt, welche Anlagen bei einem Abruf von Regelleistung den Methanverbrauch minimieren. Es ergibt sich die folgende Reihenfolge der Methanverbrauchminimierung beim Abruf von Regelleistung: Vergleich von Möglichkeiten zum Nachweis der Regelleistungsbereitstellung durch Positive Regelleistung: abgeregelte Wind- und Photovoltaikparks, Elektrolyseure, Batterien, Pumpspeicher, BHKW und GuD-Kraftwerke Negative Regelleistung: GuD-Kraftwerke, BHKW, Pumpspeicher, Batterien, Elektrolyseure, Wind- und Photovoltaikparks Weiterhin wird beim Einsatz der Anlagen der Kernanteil berücksichtigt. Hierzu wird der Regelleistungsbedarf auf die vier Regelzonen aufgeteilt, wobei 2/3 des Bedarfs einer Regelzone durch Anlagen in dieser Regelzone gedeckt werden muss. Anhand von Abbildung 68 ist zu erkennen, dass ausschließlich positive Regelleistung bereitstellen. Batterien, von denen es im Szenario insgesamt 60 GW gibt, stellen den Großteil der Regelleistung bereit. Die Bereitstellung positiver Regelleistung beschränkt sich auf die Zeiten, in denen aufgrund mangelnder Speicherkapazitäten und fehlender Exportmöglichkeiten sowieso abgeregelt werden mussten. Es stellt sich die Frage, warum nicht auch negative Regelleistung bereitstellen, wenn es Zeiten gibt, in denen Speicher keine Windleistung und damit auch keine Regelleistung mehr aufnehmen können. Dies kann vor allem damit begründet werden, dass die Batterien zur Eigenverbrauchsoptimierung eingesetzt werden und sich ihr Betrieb nicht am Gesamtsystem orientiert. Des Weiteren gibt es wärmegeführte BHKW, deren Betrieb sich an der Wärmelast orientiert und die daher teilweise auch für die Bereitstellung negativer Regelleistung genutzt werden können, wenn alle anderen Speicher schon voll sind. Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

118 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% GuD BHKW Pumpspeicher Batterien Elektrolyseure Photovoltaik Wind Vergleich Abbildung von 68: Möglichkeiten Darstellung zum des Nachweis Anteils der der verschiedenen Regelleistungsbereitstellung Anlagentechnologien an der durch Regelleistungsvorhaltung im 100 % erneuerbaren Energien Szenario bei einer Teilnahme von Batterien am Regelleistungsmarkt für die sechs verschiedenen Arten der Regelleistung (Kombikraftwerk ) Es ist fraglich, ob Batterien wirklich einen solch großen Anteil an der Regelleistungsvorhaltung haben werden. Dies kann zum einen damit begründet werden, dass es fraglich ist, ob es überhaupt so viele Batterien geben wird. Zum anderen ist es fraglich, ob diese für den Regelleistungsmarkt erschlossen werden können, da Batterien über geringe Leistungen verfügen und somit die Kosten der Regelleistungsbereitstellung (u.a. Kommunikation) relativ zu den Erlösmöglichkeiten sehr hoch sind. Daher wurden die Auswertungen erneut für den Fall durchgeführt, dass Batterien keine Regelleistung bereitstellen. 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% pos. PLR neg. PLR pos. SRL neg. SRL pos. MRL neg. MRL GuD BHKW Pumpspeicher Elektrolyseure Photovoltaik Wind Abbildung 69: Darstellung des Anteils der verschiedenen Anlagentechnologien an der Regelleistungsvorhaltung im 100 % erneuerbaren Energien Szenario bei keiner Teilnahme von Batterien am Regelleistungsmarkt für die sechs verschiedenen Arten der Regelleistung (Kombikraftwerk ) Es ist zu erkennen, dass der Anteil der Windkraft- und Photovoltaikanlagen an der Regelleistungsvorhaltung deutlich ansteigt, wenn Batterien keine Regelleistung mehr vorhalten können. Windkraft- und Photovoltaikanlagen halten zusammen etwa 20 % der positiven und 40 % der negativen Regelleistung vor. Schlussfolgerungen Die Auswertungen der Regelleistungsvorhaltung im 100 % erneuerbaren Energien Szenarios haben folgendes gezeigt: Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

119 Die Regelleistungsvorhaltung durch ist für einen möglichst umweltverträglichen und wirtschaftlichen Betrieb des Gesamtsystems notwendig, gleiches gilt für die Photovoltaik. Der Anteil der aus Gesamtsystemsicht sinnvollen Regelleistungsvorhaltung aus ist von der Menge der sonstigen Flexibilitäten und deren Erschließung für den Regelleistungsmarkt abhängig. Die Vorhaltung positiver Regelleistung ist genauso oder sogar wichtiger als die Bereitstellung negativer Regelleistung. Vergleich von Möglichkeiten zum Nachweis der Regelleistungsbereitstellung durch 5.5 Empfehlung Da die Partner die Kriterien unterschiedlich gewichten, gibt jeder Partner eine eigene Empfehlung bzgl. eines Nachweisverfahrens ab. Fraunhofer IWES Die Untersuchungen haben gezeigt, dass beide Nachweisverfahren gleich sicher sind und somit die Versorgungssicherheit in beiden Fällen gewährleistet ist. Dennoch spricht sich das Fraunhofer IWES für das Verfahren mögliche Einspeisung aus, da nur bei diesem Verfahren die möglichen Ausgleichseffekte zwischen den Abweichungen der einzelnen Bilanzkreise von ihren Fahrplänen maximal genutzt werden können und so der insgesamt benötigte Ausgleichsleistungsbedarf minimiert wird. Ein weiteres Argument für das Verfahren mögliche Einspeisung ist die Reduzierung der Energieverluste, die beim Verfahren Fahrplan systembedingt durch das Einhalten des Fahrplans auftreten und im ungünstigen Fall durch CO 2-intensive Stromerzeugung substituiert werden müssen. Dem IWES ist dabei bewusst, dass das Verfahren mögliche Einspeisung eine Ausnahmeregelung für die Windenergie darstellt, die die die besondere Charakteristik fluktuierender Erzeuger widerspiegelt. Das IWES ist jedoch der Meinung, dass die Vorteile des Verfahrens mögliche Einspeisung für das Gesamtsystem so groß sind, dass diese Ausnahme in Kauf genommen werden sollte. Das IWES weist darauf hin, dass einer kurzfristigen Umsetzung des Verfahrens mögliche Einspeisung die technische Umsetzbarkeit im Wege steht. Erst wenn diese nachgewiesen ist, kann das Verfahren umgesetzt werden. Enercon Im Hinblick auf die von der Bundesregierung und den Bundesländern festgelegten Ziele für den Ausbau der erneuerbaren Energien, steht für ENERCON die Gewährleistung des sicheren Betriebs des Stromnetzes unter diesen veränderten Rahmenbedingungen im Fokus. Ein weiteres Ziel besteht darin, den Anteil der sog. Must-Run-Units zu reduzieren, um die Abregelung von EEG-Anlagen zu Gunsten von konventionellen thermischen Kraftwerken mit hohem CO 2-Ausstoß abwenden zu können. Hierzu müssen die Erneuerbaren die netzstützenden Funktionen der Must-Run-Units übernehmen, wie z.b. die Erbringung von Regelleistung. Durch Nutzung des Verfahrens mögliche Einspeisung kann Regelleistung bei gleich hoher Zuverlässigkeit zu Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

120 geringeren Kosten verbunden mit geringeren Beeinträchtigungen der Umwelt erbracht werden. ENERCON empfiehlt daher das aus Gesamtsystemsicht sowohl ökonomisch als auch ökologisch sinnvollere Verfahren mögliche Einspeisung. Um den Weg für die Umsetzung des Verfahrens frei zu machen, muss einerseits die technische Umsetzung des Verfahrens optimiert werden. Andererseits müssen die regulatorischen Rahmenbedingungen angepasst werden, u.a. durch Verkürzung der Ausschreibungsfristen und Produktlängen sowie Implementierung unsymmetrischer Produkte für alle Regelleistungsarten. Vergleich von Möglichkeiten zum Nachweis der Regelleistungsbereitstellung durch Energiequelle Es geht für die erneuerbaren Energien zukünftig nicht nur darum Energie zu erzeugen, sondern auch darum, zur Systemstabilität beizutragen. Dennoch sollte so viel wie möglich der aus erneuerbaren Quellen erzeugten Energie genutzt werden. Insbesondere könnte über das Verfahren mögliche Einspeisung schon kurzfristig negative Regelleistung durch Windenergieanlagen erbracht werden. Aus diesem Grund empfiehlt Energiequelle das Verfahren mögliche Einspeisung. Amprion und TenneT In der Studie wurde ein Gesamtverfahren zur Beteiligung von Windparkpools an der Regelenergie mit Schwerpunkt auf der Ausschreibung der negativen Minutenreserve untersucht. Es besteht aus den drei Teilen Angebotserstellung, Nachweisführung und IKT-Lösungen. Aus Sicht von Amprion und TenneT ist die Hauptmotivation der Studie, der Wunsch die grundsätzlich sehr schnelle Regelfähigkeit von als Flexibilität für die Systemsicherheit zu nutzen. Dies muss mit Blick auf einen bereits bestehenden, wettbewerblich organisierten Regelenergiemarkt marktkonform erfolgen. Da Windparkpools derzeit und auch langfristig keine ganzjährige Bereitstellung von Regelenergie sicherstellen können, muss auch bei Integration von Windparkpools ein weiterhin ganzjährig funktionierender Regelenergiemarkt zur Sicherstellung der Systemsicherheit gewährleistet werden. Des Weiteren können Windparkpools lediglich negative Regelleistung wettbewerbsfähig bereitstellen, da für positive Regelleistung eine umfangreiche dauerhafte Abregelung erforderlich ist, die dem eigentlichen Zweck der regenerativen Energieerzeugung entgegensteht. Der Teil Angebotserstellung, unter Berücksichtigung eines angemessenen Zuverlässigkeitsniveaus, wurde für einen fiktiven 30 GW Windparkpool (Deutschlandpool), für einen fiktiven 1 GW Windparkpool und für zwei einzelne (Feldheim und Altes Lager) simuliert. Hierbei zeigte sich, dass einzelne alleine praktisch keine Regelleistung zuverlässig anbieten können. Durch Pooling kann in der Untertagesauktion mit 1 Stunde Vorlauf ein 1 GW Windparkpool Regelleistung in nennenswerter Höhe anbieten. Das durchschnittliche Angebotspotenzial lässt sich durch verstärktes Pooling vom 1 GW Pool zum 30 GW Pool kaum noch steigern. Bei der Vortagesauktion hingegen bringt das stärkere Pooling vom 1 GW Pool zum 30 GW Pool ein deutlich erhöhtes durchschnittliches Angebotspotenzial. Dies spricht dafür, dass eine wettbewerblich organisierte Teilnahme verschiedener Betreiber von Windparkpools an einer Untertagesauktion ab einer Größe von ca. Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

121 1 GW sinnvoll erscheint. Die Berechnung der Angebotsleistung auf einem definierten Zuverlässigkeitsniveau hat eine sehr hohe Komplexität zur Folge und erfordert umfangreiche statistische Daten und Berechnungen für jeden Windparkpool. Die Korrektheit und Robustheit der notwendigen Eingangsdaten kann von den ÜNB nicht überprüft werden. Darüber hinaus wird eine Korrelation aller Windparkpools in den kommerziell verfügbaren Wettermodellen vermutet, so dass in einigen Wettersituationen die Regelleistungsangebote aller Windparkpools gleichzeitig von gleichgerichteten Wetterprognosefehlern in ihrer Verfügbarkeit betroffen sein können. Auch dies spricht dafür, eine Teilnahme am Regelleistungsmarkt nur schrittweise und mit möglichst kurzer Vorlaufzeit (Untertagsauktionen) zuzulassen. Derzeit gibt es im deutschen Regelleistungsmarkt allerdings keine Untertagesauktion. Aus Sicht von Amprion und TenneT ist ein transparentes, einfaches, robustes und sicheres Nachweisverfahren für Windparkpools nötig. Daher sind die Kriterien Sicherheit der Regelleistung, Gleiche Marktbedingungen für alle, Marktintegration und Missbrauchsgefahr von hoher Bedeutung, so dass eine verlässliche Weiterentwicklung des Regelenergiemarktes ohne Verwerfungen erfolgt. Hier ist das Verfahren Fahrplan deutlich im Vorteil. Die Regelungen in den Bilanzkreisverträgen sehen eine Ausgeglichenheit des Bilanzkreises vor. Das Verfahren mögliche Einspeisung ermöglicht eine Fahrplanabweichung der Windparkpools, so dass es zu einem Mehrbedarf an vorgehaltener und eingesetzter Regelleistung kommt und ist nicht konform mit den Bilanzkreisverträgen. Hinzu kommt ein Kostenvorteil für die Stromerzeugung, so dass Amprion und TenneT insgesamt das Verfahren Fahrplan bevorzugen. Die schnelle Regelfähigkeit von für die Erhöhung der Systemsicherheit und das Ziel der maximalen Energiegewinnung aus lässt sich am besten durch eine schnelle und kurzzeitige Abregelung von z.b. im Sinne einer modifizierten schnellen negativen Primärregelung vereinbaren, die durch die langsamer wirkenden Regelenergiearten (SRL, MRL) abgelöst wird. Dadurch könnten Leistungsungleichgewichte in Deutschland schnell beseitigt werden, ohne großen Verlust an regenerativer Energieerzeugung von. Daher sollte dieser Ansatz in weiteren Studien untersucht werden. Wie in anderen europäischen Ländern streben auch die deutschen ÜNB einen sog. Balancing-Markt an. Dieser hat gegenüber dem heutigen Regelleistungsmarkt entscheidende Vorteile: Angebote könnten kurzfristig abgegeben werden und die Angebotsdauer kann vom Anbieter selbst bestimmt werden. Somit lägen ideale Bedingungen vor, die auch Windparkpools auf Basis des Verfahrens Fahrplan ein neues Marktsegment eröffnen würden, wobei deren Flexibilität genutzt werden kann. Aus Sicht der ÜNB sollte zunächst eine Teilnahme an dem Balancing-Markt angestrebt werden. Vergleich von Möglichkeiten zum Nachweis der Regelleistungsbereitstellung durch Gemeinsame Empfehlungen Die Partner empfehlen in Bezug auf die Regelleistungsbereitstellung durch Windkraftanlagen ein schrittweises Vorgehen. Dies könnte darin bestehen, dass die Regelleistungsbereitstellung anfangs auf die Minutenreserve beschränkt ist oder nur ein bestimmter Anteil der Primärregelleistung, Sekundärregelleistung und Minutenreserve durch Windkraftanlagen bereitgestellt werden darf. Wenn sich in dieser Probephase Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

122 gezeigt hat, dass die Regelleistungsbereitstellung durch Windkraftanlagen sicher ist, können die Beschränkungen aufgehoben werden. Des Weiteren empfehlen die Partner, dass falls das Verfahren Fahrplan genutzt werden soll, im Fall der Einführung eines Arbeitspreismarktes, die Einführung des Verfahrens mögliche Einspeisung am Arbeitspreismarkt bedacht werden sollte. Der Arbeitspreismarkt wird ungefähr Mitte 2015 eingeführt. Bei diesem Arbeitspreismarkt erhalten die Anbieter ausschließlich einen Arbeitspreis für die bereitgestellte Regelenergie und keinen Leistungspreis für die Vorhaltung von Regelleistung. Die Begründung, warum hier das Verfahren mögliche Einspeisung genutzt werden kann, ist, dass kein Leistungspreis gezahlt wird. Dieser würde nach wie vor nur an Anbieter gezahlt werden, die selber keinen oder nur einen geringen Bedarf an vorzuhaltender Regelleistung verursachen, da sie einen Fahrplan einhalten. Vergleich von Möglichkeiten zum Nachweis der Regelleistungsbereitstellung durch 5.6 Kernaussagen und Ausblick Kernaussagen Im Projekt wurden zwei Möglichkeiten zur Nachweisführung identifiziert. Das erste Nachweisverfahren ist das Verfahren Fahrplan, bei dem die relativ zu einem vorab abgegebenen Fahrplan Regelleistung bereitstellen. Das zweite Nachweisverfahren ist das Verfahren mögliche Einspeisung, bei dem die relativ zur möglichen Einspeisung Regelleistung bereitstellen. Die Verfahren wurden aufbauend auf acht Kriterien miteinander verglichen, um das aus Gesamtsystemsicht beste Verfahren zu identifizieren. Da die Partner die Kriterien unterschiedlich gewichten, hat jeder Partner eine eigene Empfehlung abgegeben. Dabei geben IWES, ENERCON und Energiequelle eine Empfehlung für das Verfahren mögliche Einspeisung ab. Amprion und TenneT geben eine Empfehlung für das Verfahren Fahrplan ab. Die Empfehlung des IWES, ENERCON und Energiequelle setzt jedoch voraus, dass die technische Umsetzung des Verfahrens mögliche Einspeisung noch verbessert wird, sodass keine Gefährdung der Systemsicherheit daraus resultieren kann. Durch eine Verkürzung der Vorlaufzeit und Produktlänge, würden sich die Energieverluste beim Verfahren Fahrplan reduzieren, was die Wirtschaftlichkeit deutlich verbessern würde. Gleiches könnte durch eine Prognoseverbesserung erreicht werden. Ausblick Das Verfahren Fahrplan ist heute bereits umsetzbar und kann prinzipiell zur Vermarktung von Windenergie am Regelenergiemarkt genutzt werden. Ein eigens für Windparkpools definiertes Präqualifikationsverfahren existiert allerdings zurzeit noch nicht. Für das Verfahren mögliche Einspeisung muss die technische Umsetzbarkeit noch nachgewiesen werden. Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

123 Damit Windkraftanlagen Regelleistung anbieten können, muss durch die ÜNB und die Bundesnetzagentur ein Verfahren zur Teilnahme am Regelleistungsmarkt festgelegt werden. Falls das Verfahren Fahrplan für die Nachweisführung genutzt werden soll, sollte überlegt werden, das Verfahren mögliche Einspeisung auf den voraussichtlich ab Mitte 2015 existierenden Arbeitspreismarkt zu nutzen, wenn vorher die technische Machbarkeit in umfangreichen Tests mit großen Windparkpools nachgewiesen wurde. Ein Nachteil des Verfahrens Fahrplan sind die Energieverluste, die durch die Abregelung auf den Fahrplanwert entstehen. Um diese teilweise zu kompensieren, sollte im Fall der Bereitstellung negativer Regelleistung zukünftig Folgendes erforscht werden: Wenn negative Regelleistung entsprechend dem Verfahren Fahrplan bereitstellen, gibt es auch ein positives Regelleistungspotenzial, das sich aus der Differenz der möglichen Einspeisung zum Fahrplanwert ergibt, das jedoch jede Sekunde variiert und auch null werden kann. Es könnte überlegt werden, dieses Potenzial bei einem positiven Regelleistungsbedarf der ÜNB zu nutzen. Aufgrund nicht vorhandener Brennstoffkosten, bietet es sich an, die immer als erste für die Bereitstellung positiver Regelleistung zu nutzen. Des Weiteren kann dieser Mechanismus auch auf die positive Regelleistung angewandt werden. Vergleich von Möglichkeiten zum Nachweis der Regelleistungsbereitstellung durch Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

124 6 Bestimmung der möglichen Einspeisung von Bestimmung der möglichen Einspeisung von 6.1 Ziel und Vorgehen 6.2 Definition der möglichen Einspeisung Abbildung 70: Aufbau Kapitel Literatur 6.4 Anforderungen an die Bestimmung der möglichen Einspeisung 6.5 Beschreibung der Verfahren 6.6 Test der Verfahren Anfangs wird in Kapitel 6.2 definiert, was die mögliche Einspeisung ist. Darauf wird in Kapitel 6.3 die bisherige Literatur zu diesem Thema beschrieben, wobei diese auch bei den Verfahren in dieser Arbeit berücksichtigt wird. Anschließend werden in Kapitel 6.4 die Anforderungen an die Bestimmung der möglichen Einspeisung gesammelt. In Kapitel 6.5 werden dann die vier Verfahren beschrieben, die in dieser Arbeit in Kapitel 6.6 anhand von einem Windpark getestet werden. 6.2 Definition der möglichen Einspeisung Die mögliche Einspeisung (me) eines kann auf zwei unterschiedliche Weisen definiert werden: Definition 1: Die mögliche Einspeisung eines entspricht der Leistung, die der Windpark eingespeist hätte, wenn er nicht abgeregelt worden wäre. Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

125 Definition 2: Die mögliche Einspeisung eines entspricht der Leistung, die der Windpark nach sofortiger Aufhebung der Abregelung einspeisen könnte. Bestimmung der möglichen Einspeisung von Die Wahl der Definition hat auf beide Nachweisverfahren und auf deren Sicherheit einen Einfluss, worauf im Folgenden eingegangen wird. Nachweisverfahren mögliche Einspeisung Abbildung 71 verdeutlicht den Unterschied zwischen den beiden Definitionen für das Nachweisverfahren mögliche Einspeisung. P me Def1 =P ist me Def1 P RL,Vor. P ist,def1 Vorhaltung pos. Regelleistung me Def1 =P ist P RL,Abruf Abruf t P me Def2 =P ist me Def2 P RL,Vor. P ist,def2 Vorhaltung pos. Regelleistung me Def2 =P ist P RL,Abruf Abruf t Abbildung 71: Vergleich der Auswirkungen beider Definitionen der möglichen Einspeisung für die Vorhaltung und den Abruf von positiver Regelleistung bei gleichbleibenden Windverhältnissen für Definition 1 (links) und Definition 2 (rechts) entsprechend dem Verfahren mögliche Einspeisung Es wird eine konstante Windgeschwindigkeit angenommen. Entsprechend Definition 1 bleibt die mögliche Einspeisung die ganze Zeit über konstant und die Abregelung bei der Vorhaltung erfolgt relativ zu diesem konstanten Wert der möglichen Einspeisung. Entsprechend Definition 2 ist die mögliche Einspeisung nicht konstant. Dies kann darauf zurückgeführt werden, dass die Abschattungseffekte im Windpark abnehmen, wenn der Windpark abgeregelt wird. Dadurch erhöht sich die mögliche Einspeisung unmittelbar nach der Abregelung, bis ein Maximalwert erreicht wird. Wird die Abregelung zurückgenommen senkt sich die mögliche Einspeisung ab, bis der Wert der möglichen Einspeisung unmittelbar vor der Abregelung erreicht wird. Der Unterschied zwischen beiden Definitionen wird bei der Betrachtung eines einzelnen kaum auffallen, da sich die Reduktion der möglichen Einspeisung bei einer Zurücknahme der Abregelung mit den ganz natürlich auftretenden Windschwankungen überlagert. Dies lässt vermuten, dass es nicht wichtig ist, welche Definition man nimmt. Dagegen ist jedoch einzuwenden, dass die natürlichen Schwankungen des bei der Dimensionierung der Regelleistung berücksichtigt werden. Hierbei handelt es sich somit um ein vom Windpark erwartetes Einspeiseverhalten. Bei der Regelleistungsbereitstellung kommt es darauf an, dass der Windpark seine Leistung relativ zu seiner erwarteten Leistung verändern kann. Die erwartete Leistung ist die mögliche Einspeisung entsprechend Definition 1. Die Verwendung einer möglichen Einspeisung entsprechend Definition 2 würde somit zu einer Untererfüllung des Angebots führen. Weiterhin werden voraussichtlich immer in einem größeren Windparkpool Regelleistung bereitstellen. Dadurch wird das Einspeiseverhalten nicht mehr so stark fluktuieren und die Abgrenzung der natürlichen Leistungsschwankungen von der Abnahme der möglichen Einspeisung in Folge sich reduzierender oder zunehmender Abschattungseffekte entsprechend Definition 2 wird deutlicher. Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

126 Um den Unterschied zwischen den beiden Definitionen zu verdeutlichen, kann man sich den Windpark als ein gekoppeltes System aus Windpark und Kurzfristspeicher vorstellen. Der Kurzfristspeicher wird gefüllt, sobald der Windpark abgeregelt wird. Der Speicher wird durch die abnehmenden Abschattungseffekte gefüllt. Der Speicher wird geleert, sobald die Abregelung zurückgenommen wird. Die Betrachtung eines als ein System aus Windpark und Kurzfristspeicher verdeutlicht klar den Nachteil von Definition 2 in Bezug auf die Versorgungssicherheit. Der Kurzfristspeicher, der durch die Reduzierung der Abschattungseffekte im Zuge der Abregelung entsteht, würde bereits nach einigen Sekunden leer sein. Dadurch würde dem ÜNB die volle Regelleistung nur wenige Sekunden zur Verfügung stehen. Kurzfristig würde zwar auch eine mögliche Einspeisung entsprechend Definition 2 zu einer vollständigen Erfüllung des Regelleistungsabrufs führen. Dies gilt jedoch nur für eine sehr kurze Zeit, die nicht an die durchschnittliche Dauer eines Abrufs von mehreren Minuten heranreicht. Hinsichtlich des Nachweisverfahrens mögliche Einspeisung gilt somit, dass im Gegensatz zu Definition 1 Definition 2 eine Gefährdung der Systemsicherheit darstellt, da die vorgehaltene Regelleistung im vollen Umfang nur wenige Sekunden bereitgestellt werden kann. Dabei ist die Gefährdung umso größer, je größer die Reduzierung der Abschattungseffekte im Zuge der Abregelung für eine Vorhaltung positiver oder für eine Abregelung negativer Regelleistung ist. Bestimmung der möglichen Einspeisung von Nachweisverfahren Fahrplan Auch hier gilt, dass Definition 2 eine Gefährdung der Systemsicherheit darstellt. Im Fall der Vorhaltung von positiver Regelleistung würde sich bei Anwendung von Definition 2 eine höhere mögliche Einspeisung ergeben, als bei Anwendung von Definition 1. Diese könnte jedoch nur kurzzeitig nach Abruf der Regelleistung erreicht werden, aufgrund der wieder zunehmenden Abschattungseffekte. Dadurch würde bei Anwendung von Definition 1 eine Unterdeckung des Angebots eher erkannt werden können als bei Anwendung von Definition 2. Im Fall des Abrufs negativer Regelleistung gilt, dass bei Anwendung von Definition 1 eher erkannt werden kann, dass die Zurücknahme des Abrufs nicht vollständig erfolgen kann. Bedeutung der Abschattungseffekte Abbildung 72 enthält Auswertungen für einen Beispielwindpark bei einer Windgeschwindigkeit von 6,5 m/s. Diese Windgeschwindigkeit stellt das worst-case Szenario dar. Worst-case bedeutet hierbei maximale Abschattungseffekte. Es ist zu erkennen, dass bis auf wenige Ausnahmen bei Abregelungen kleiner 20 % der Unterschied zwischen beiden Definitionen maximal 5 % beträgt und bei Abregelungen kleiner 40 % maximal 10 %. Unter der Annahme konstanter Windverhältnisse würde dies bei einem Unterschied von 5 % dazu führen, dass ein Windpark mit einer möglichen Einspeisung von 80 MW (Definition 1) bei einer Vorhaltung von 20 MW positiver Regelleistung auf 60 MW (Definition 1) oder 64 MW (Definition 2) abgeregelt werden würde. Die Abschattungseffekte gelten für einen offshore-windpark, bei einem Onshore-Windpark werden diese Werte vermutlich nicht erreicht. Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

127 Bestimmung Abbildung 72: der Überschätzung möglichen Einspeisung der möglichen von Einspeisung eines Beispielwindparks bei einer Windgeschwindigkeit von 6,5 m/s (worst-case) und bei verschiedenen Windrichtungen für einen offshore- Windpark (Quelle: Eisen et al.) Technische Umsetzbarkeit Definition 2 ist leichter umsetzbar, da die Abschattungseffekte nicht berücksichtigt werden müssen. Sonstige Nachteile der Definition 2 außerhalb der Regelleistung Eine Definition der möglichen Einspeisung entsprechend Definition 2 hat zwei weitere Nachteile. Erstens würde sie als Eingangsgröße bei der Kurzfristprognose die Prognosequalität verschlechtern. Zweitens würde sie als Bemessungsgrundlage für die Entschädigungszahlungen von bei Abregelung aufgrund von Einspeisemanagement nicht herangezogen werden können. Beide Nachteile sind darauf zurück zu führen, dass die Leistung aufgrund der verminderten Abschattungseffekte überschätzt wird. Definition der möglichen Einspeisung im Projekt Im weiteren Verlauf wird von einer möglichen Einspeisung entsprechend Definition 1 ausgegangen. Dies wird deshalb getan, weil sie in Bezug auf die Versorgungssicherheit bei beiden Nachweisverfahren zu bevorzugen ist. Weitere Einsatzmöglichkeiten für die mögliche Einspeisung Die mögliche Einspeisung eines kann, neben dem Nachweis der Erbringung von Regelleistung, auch für andere Anwendungen sinnvoll genutzt werden. Mit ihrer Hilfe können beispielsweise Entschädigungszahlungen kalkuliert werden, die im Falle einer netzbedingten Abregelung an den Windparkbetreiber gezahlt werden müssen. Des Weiteren liefert sie wichtige Hinweise für den Netzbetrieb. Hier ist es wichtig, zu wissen, welche Einspeisung zu erwarten ist, wenn die Abregelung des Netzparks aufgehoben wird. Zuletzt kann sie zur Verbesserung von Kurzfristprognosen verwendet werden. Normalerweise wird an dieser Stelle die tatsächliche Einspeisung als zusätzlicher Input benutzt, im Falle einer Abregelung muss hier allerdings die mögliche Einspeisung verwendet werden. Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

128 6.3 Literatur Bestimmung der möglichen Einspeisung von Die bestehenden Verfahren zur Bestimmung der möglichen Einspeisung von lassen sich in drei Kategorien einteilen (Tietz). Entweder sind sie nicht-physikalisch, basieren auf Leistungskurven oder auf der nicht abgeregelten Leistung eines Teils des Nicht-physikalische Verfahren Zur Ermittlung der Leistung, für die ein Windparkbetreiber im Falle von netzbedingten Einspeisemanagement-Maßnahmen entschädigt werden muss, darf laut BNetzA das pauschale Verfahren angewendet werden. Dabei wird davon ausgegangen, dass die letzte vollständig gemessene Viertelstunde vor der Abregelung der Windsituation während der Abregelung entspricht (Bundesnetzagentur für Elektrizität 2011), das heißt, dass die mögliche Einspeisung über den Zeitraum der Abregelung gleich bleibt. In der Realität ist dies natürlich nicht der Fall und führt dazu, dass der Fehler für die Bestimmung der möglichen Einspeisung mit der Dauer der Abregelung stark zunimmt. Der Vorteil liegt jedoch in der Einfachheit des Verfahrens Leistungs-basierte Verfahren Die zweite Gruppe von Verfahren zur Bestimmung der möglichen Einspeisung ermittelt die mögliche Einspeisung eines, indem von nicht abgeregelten Referenz- Windkraftanlagen des auf die mögliche Leistung der abgeregelten Windkraftanlagen bzw. des ganzen Parks geschlossen wird. Abbildung 73: Verschiedene Aufteilungen in Referenz- und abgeregelte Windkraftanlagen für einen Offshore-Windpark (Eisen 2007) Eisen (Eisen 2007) beispielsweise hat verschiedene Aufteilungen in Referenz- und abgeregelte Windkraftanlagen für einen Offshore-Windpark getestet (siehe Abbildung 73). Auch hier besteht die Gefahr, dass Referenzwindkraftanlagen von abgeregelten Windkraftanlagen abgeschattet werden und somit eine Überschätzung der möglichen Einspeisung stattfindet. Der größte Nachteil liegt jedoch darin, dass nur ein Teil des abgeregelt werden kann Leistungskurven-basierte Verfahren Der funktionelle Zusammenhang zwischen durchschnittlicher Windgeschwindigkeit und Leistung einer Windkraftanlage wird durch sogenannte Leistungskurven dargestellt. Abbildung 74 zeigt beispielsweise die Leistungskurve der ENERCON E82 mit 2 MW Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

129 Nennleistung. Alle Methoden, die auf Basis der gemessenen Windgeschwindigkeit die mögliche Einspeisung der Windkraftanlage bestimmen, bedienen sich dieser Kurve, indem die Windgeschwindigkeit gemessen und mit Hilfe der Leistungskurve die entsprechende Leistung bestimmt wird. Bestimmung der möglichen Einspeisung von Abbildung 74: Offizielle Leistungskurve der ENERCON E82 mit einer Nennleistung von 2 MW (ENERCON 2013) Dieser Ansatz findet beispielsweise im Spitzabrechnungsverfahren Anwendung, das ebenfalls zur Berechnung von Entschädigungszahlungen für Windparkbetreiber genutzt wird (Bundesnetzagentur für Elektrizität 2011). Allerdings wird das Verfahren zusätzlich verfeinert, indem ein Faktor, der die lokalen und temporären Einflüsse wie Abschattungen, Luftdruck etc. abbildet, eingeführt wird. Dieser ist gleich dem Quotienten der in den letzten 60 Minuten vor der Abregelung gemessenen Leistung und der für diesen Zeitraum über die Leistungskennlinie ermittelten Leistung. Für die Berechnung der möglichen Einspeisung wird dann der über die Leistungskurve ermittelte Wert mit dem Korrekturfaktor multipliziert. Abbildung 75: Eisens dynamisches Abschattungsmodell (Eisen 2007) Auch dieser Ansatz ist relativ leicht umzusetzen, da jede Windkraftanlage über die notwendigen Anemometer verfügt und sich die Leistungskurve relativ leicht ermitteln lässt. Der Nachteil bei diesem Ansatz ist jedoch, dass die Messung des Gondelanemometers durch die Abschattung des eigenen Rotors der Windkraftanlage als auch durch die Abschattung der anderen Anlagen des beeinflusst wird. Wird der Windpark beispielsweise abgeregelt, entziehen die Anlagen dem Wind weniger Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

130 Leistung, sodass sich die Windgeschwindigkeit hinter den Rotoren erhöhen. Dies führt zu einer Überschätzung der möglichen Einspeisung (siehe auch Kapitel 6.2.). Eisen begegnet diesem Problem, indem er die Windgeschwindigkeitsmessung mit Hilfe eines Faktors korrigiert, der abhängig vom Pitch-Winkel der Rotorblätter ist (Eisen 2007). Diesen ermittelt er einmal mit Hilfe eines Windmessmasts und alternativ aus den Daten tausender Abschaltvorgänge der Windkraftanlagen. Zusätzlich benutzt er ein dynamisches Abschattungsmodell, um die Abschattungseffekte, die zwischen den einzelnen Windkraftanlagen im Park auftreten, zu berücksichtigen (s. Abbildung 75). Bestimmung der möglichen Einspeisung von 6.4 Anforderungen an die Bestimmung der möglichen Einspeisung Als erster Schritt müssen die Anforderungen an die Bestimmung der möglichen Einspeisung, für eine Bereitstellung von Regelleistung durch Wind, definiert werden. Es gibt elf Anforderungen, die mit den Partnern im Projekt Regelenergie durch Windkraftanlagen abgestimmt wurden. Bei einer Anforderung muss hinsichtlich der drei Regelleistungsarten differenziert werden. Bezeichnung Definition Anforderung Kommentar Messfrequenz Frequenz mit der die mögliche Einspeisung bestimmt und an den ÜNB geschickt wird alle 3 bis 4 Sekunden (je nach ÜNB) (Primär- und Sekundärregelleistung) Tabelle 12: Eine Anforderung an das Verfahren zur Bestimmung der möglichen Einspeisung bei der zwischen den einzelnen Regelleistungsarten differenziert werden muss jede Minute (Minutenreserve) Bezeichnung Definition Anforderung Kommentar Genauigkeit Die Abweichung zwischen der über das Verfahren bestimmten möglichen Einspeisung und der wirklichen möglichen Einspeisung Auf die Genauigkeitsanforderungen an die Bestimmung der möglichen Einspeisung wird genauer in Kapitel eingegangen. Die Genauigkeit darf auch über einen längeren Zeitraum, in dem abgeregelt wird, nicht schlechter werden. Die Genauigkeit kann nur im ungeregelten Betrieb genau bestimmt werden, da nur hier die mögliche Einspeisung gemessen werden kann. Tabelle 13: Anforderungen an das Verfahren zur Bestimmung der möglichen Einspeisung bei denen zwischen den einzelnen Regelleistungsarten nicht differenziert werden muss Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

131 Bezeichnung Definition Anforderung Kommentar Kosten Kosten für die Installation und für den Betrieb des Verfahrens Keine genaue Anforderung bekannt Die Kosten dürfen nicht größer sein, als die zu erwartenden Erlöse am Regelleistungsmarkt, da sich ansonsten die Installation und der Betrieb des Verfahrens nicht lohnen. Bestimmung der möglichen Einspeisung von Änderung der Anlagen im Park Änderung der Parkzusammensetzung aufgrund von Neubau, Wartung oder Ausfall Das Verfahren muss die Änderung der Parkzusammensetzung berücksichtigen. Mindestgröße Ort der Ermittlung der möglichen Einspeisung Bestimmte installierte Leistung, die von dem Park überschritten werden muss, damit das Verfahren angewendet werden kann Nicht bekannt Die mögliche Einspeisung sollte direkt von der Parksoftware berechnet werden. Dadurch werden keine ggf. sensiblen Daten übertragen und es werden Verzögerungszeiten vermieden. Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

132 Bezeichnung Definition Anforderung Kommentar Manipulierbarkeit Beeinflussung des Verfahrens durch den Anbieter zu seiner Besserstellung auf Kosten des ÜNB, bzw. der Stromkunden Manipulierbarkeit muss ausgeschlossen sein Bestimmung der möglichen Einspeisung von Mischpark Ein Park mit Anlagen verschiedener Hersteller Ein Verfahren muss nicht sowohl auf homogene als auch auf Mischparks anwendbar sein. Erfassung Teilpark Ein Teilpark besteht aus einem Teil der Leistung des Parks. Ein Verfahren muss nicht sowohl auf Teilparks als auch auf "vollständige" Parks anwendbar sein. Onshore/Offshore (Wind) Genauigkeit des Verfahrens bei Onshore und offshore Ein Verfahren muss nicht sowohl für Onshore- als auch für Offshore- die geforderte Genauigkeit erreichen. Abschattungseffekte (Wind) Abschattungseffekte zwischen den Windkraftanlagen im Park Müssen vom Verfahren berücksichtigt werden Es ist noch nicht geklärt, ob auch Abschattungseffekte zwischen berücksichtigt werden müssen. Wie bereits in Tabelle 13 ersichtlich, muss ein Verfahren nicht alle Anforderungen erfüllen. Es reicht, wenn das Verfahren die mögliche Einspeisung für die jeweiligen mit einer ausreichenden Genauigkeit bestimmt. Daher können verschiedene Verfahren zur Anwendung kommen, wenn nachgewiesen wird, dass die mögliche Einspeisung genau genug bestimmt werden kann. 6.5 Beschreibung der Verfahren Während des Projekts wurden die vier folgenden Methoden zur Bestimmung der möglichen Einspeisung teilweise entwickelt, implementiert und getestet. Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

133 normierte Leistung [%] Letzter Leistungswert Bestimmung der möglichen Einspeisung von Das Verfahren letzter Leistungswert nimmt an, dass die mögliche Einspeisung für den Zeitraum der Abregelung des konstant bleibt. Somit wird für die mögliche Einspeisung während der Abregelung der Leistungswert des letzten Intervalls vor der Abregelung benutzt. Abbildung 76 verdeutlicht die Vorgehensweise gemessene Leistung berechnete me Abbildung 76: Schematische Darstellung des Verfahrens letzter Leistungswert für eine Abregelung von 4 Stunden Zeit [h] Referenzwindkraftanlagenverfahren Das Referenzwindkraftanlagenverfahren ist in die Gruppe der Leistungs-basierten Verfahren einzuordnen und wurde während des Projekts am IWES entwickelt. Bei diesem Verfahren wird von der Leistung der nicht abgeregelten Referenzwindkraftanlage auf die mögliche Einspeisung aller anderen Anlagen im Park geschlossen. Die Summe ergibt dann die mögliche Einspeisung des. Die Referenzwindkraftanlage wird so ausgewählt, dass sie nicht von anderen Anlagen abgeschattet wird. Somit ist von der Windrichtung abhängig, welche Windkraftanlage als Referenz ausgewählt wird. Der Zusammenhang zwischen der Leistung der Referenzwindkraftanlage und der Leistung der anderen Anlagen wird mit Hilfe von historischen Daten und künstlichen neuronalen Netzen hergestellt. Auch hier gilt, dass je größer der Zeitraum, über den die historischen Daten ermittelt werden, desto besser der Zusammenhang. Um die mögliche Einspeisung zu bestimmen wird während der Abregelung nun die durchschnittliche Windrichtung für die Bestimmung der Referenzwindkraftanlage sowie die Leistung der Referenzwindkraftanlage benötigt Leistungskurvenverfahren Das Leistungskurvenverfahren bedient sich einer anlagenspezifischen Leistungskurve und der gemessenen Anemometerwindgeschwindigkeit, um die mögliche Einspeisung der einzelnen Anlagen zu bestimmen, die summiert dann die mögliche Einspeisung des ergeben. Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

134 Bestimmung der möglichen Einspeisung von Abbildung 77: Gemessene Leistungswerte über der Gondelanemometerwindgeschwindigkeit und die mit LOESS erzeugte Leistungskurve Für die Bestimmung der anlagenspezifischen Leistungskurven werden historische Daten jeder Windkraftanlage bezüglich ihrer Leistung und der Anemometerwindgeschwindigkeit benötigt. Mit Hilfe des LOESS-Verfahrens (LOcal regression) wird eine Leistungskurve erzeugt, die jeder Windgeschwindigkeit eine bestimmte Leistung zuordnet (Abbildung 77). Um möglichst gute Ergebnisse zu erhalten, sollte der Zeitraum, in dem die historischen Daten ermittelt werden, so lang wie möglich sein, damit alle möglichen Windbedingungen abzubilden Physikalisches Modell Das Verfahren physikalisches Modell basiert auf den Überlegungen von Eisen (s. Kapitel 6.3.3). Es versucht, die Abschattungseffekte des eigenen Rotors der Windkraftanlage als auch die Abschattungseffekte der anderen Windkraftanlagen im Windpark nachzubilden und bei der Bestimmung der möglichen Einspeisung zu berücksichtigen. Inverses Abschattungsmodell (aktuelle C T -Werte) Freie Windgeschwindigkeit Anemometerkorrektur Abschattungsmodel (C T -Werte für ungeregelten Betrieb) Abbildung 78: Vorgehensweise beim Verfahren physikalisches Modell (nach Eisen 2007) Korrigierte Windgeschwindigkeit Gemessene Windgeschwindigkeit (während Abregelung) Berechnete Windgeschwindigkeit (für ungeregelten Betrieb) Abbildung 78 verdeutlicht die Vorgehensweise. Zunächst wird die gemessene Anemometerwindgeschwindigkeit jeder Windkraftanlage unter Beachtung der aktuellen Abregelung so korrigiert, dass man die Windgeschwindigkeit vor dem Rotor erhält. Mit Hilfe des inversen Abschattungsmodells nach Jensen (Katic et al. 1986) wird nun von der Windgeschwindigkeit vor der Windkraftanlage unter Berücksichtigung der Abschattungseffekte der anderen Anlage auf die theoretisch vor dem Windpark Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

135 herrschende freie Windgeschwindigkeit geschlossen. Dies geschieht für alle Windkraftanlagen. Der Mittelwert der freien Windgeschwindigkeiten wird dann wiederum als Input für das Abschattungsmodell verwendet, dieses Mal jedoch mit den ct-werten für den unabgeregelten Betrieb. Mit der neu berechneten Windgeschwindigkeit vor den Rotoren und den entsprechenden Leistungskurven werden nun die mögliche Einspeisung der einzelnen Windkraftanlagen und anschließend die mögliche Einspeisung des gesamten berechnet. Für dieses Verfahren werden die Position, die Nabenhöhe, Rotordurchmesser und die Leistungskurven der einzelnen Anlagen benötigt. Für die Korrektur der Anemometerwindgeschwindigkeit werden zudem historische Zeitreihen der Leistungen und der gemessenen Windgeschwindigkeiten benötigt. Bestimmung der möglichen Einspeisung von 6.6 Test der Verfahren Zunächst werden in Kapitel die zum Test der Verfahrenen verwendeten Daten vorgestellt. Anschließend werden die Ergebnisse zunächst für die einzelnen Verfahren präsentiert und anschließend miteinander verglichen, um eine Empfehlung für die Bestimmung der möglichen Einspeisung abgeben zu können. Der Test der Verfahren erfolgt jeweils für Daten über einen Zeitraum von drei Sekunden, einer Minute und zehn Minuten. Dies geschieht jeweils für den nicht abgeregelten Zustand, um den Fehler der Verfahren exakt bestimmen zu können. Zudem wird das Verhalten der Verfahren unter Abregelung abgeschätzt. Dazu wird mit Hilfe des physikalischen Modells die gemessene Anemometerwindgeschwindigkeit unter Abregelung simuliert und als Input für die einzelnen Verfahren verwendet. Allerdings sind die Zahlen für die beiden Untersuchungen nicht direkt miteinander vergleichbar, da andere Untersuchungszeiträume betrachtet wurden. Zur Berechnung des Fehlers der bestimmten möglichen Einspeisung gegenüber der realen mögliche Einspeisung, die der Leistung entspricht, wird die auf die Nennleistung des normierte Wurzel aus dem gemittelten quadratischen Fehler (nrmse) verwendet: ( ) (25) Für den Fehler während einer Abregelung wird die reale Leistung P durch die, mit Hilfe eines physikalischen Modells berechnete, mögliche Einspeisung ersetzt Beschreibung der Windparkdaten Die hier verwendeten historischen Daten stammen von einem Windpark in Brandenburg. Er besteht aus 18 Windkraftanlagen des Typs ENERCON E82 bzw. E82-E2 mit einer Nennleistung von jeweils 2065 kw. Der Windpark ist weit entfernt von anderen Windkraftanlagen, sodass deren Abschattung keinen Einfluss auf die Messungen bzw. den Betrieb des hat. Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

136 Leistung [kw] Windgeschwindigkeit [m/s] Leistung [kw] Zusätzlich zu den statischen Daten wie Nennleistung, Rotordurchmesser, Nabenhöhe und Position wurden die Anemometerwindgeschwindigkeit, Gondelposition, Windrichtung relativ zur Gondelposition und die Leistung jeder Windkraftanlage gemessen. Für den Vergleich zwischen drei-sekündlicher, ein-minütiger und zehn-minütiger Bestimmung der möglichen Einspeisung wurden Zeitreihen mit einer Auflösung von drei Sekunden während dem 8. April 2013 und dem 30. Juni 2013 ermittelt. Da die Daten aufgrund von kommunikationstechnischen Gründen nicht exakt alle drei Sekunden gemessen werden können, wurden die Werte auf jeweils 3-Sekunden- Intervalle interpoliert. Anschließend wurden die Zeitreihen in 1- und 10-Minuten- Intervalle unterteilt und jeweils über diesen Zeitraum gemittelt. Da die Daten stark fragmentiert vorliegen, wurden nur diejenigen zehn Minuten Intervalle ausgewählt, in denen alle Daten für mehr als 75 % der Zeit vorhanden sind. Der Vergleich der Verfahren unter Abregelung basiert auf über zehn Minuten gemittelten Daten, die während dem 1. Januar 2011 und dem 25. September 2012 aufgezeichnet wurden. Bestimmung der möglichen Einspeisung von Abbildung 79: Windgeschwindigkeit und Leistung einer Windkraftanlage über der Zeit in einer Auflösung von drei Sekunden (Schneider et al. 2013b) Zeit [Min.] Bei der Betrachtung der 3-Sekunden-Daten (Abbildung 79) fällt auf, dass es einen gewissen Zusammenhang zwischen Windgeschwindigkeit und Leistung einer Windkraftanlage gibt, die Windgeschwindigkeit einer Windkraftanlage jedoch wesentlich stärker fluktuiert als die Leistung der Anlage. Dies ist wohl zum einen darauf zurückzuführen, dass das Trägheitsmoment des Rotors und des Generators als Tiefpassfilter und somit dämpfend auf die Fluktuationen der Windgeschwindigkeit wirkt. Zum anderen handelt es sich bei der der Windgeschwindigkeit um eine Punktmessung, wohingegen sich die Leistung der Anlage aus der Windgeschwindigkeit über die gesamte Rotorfläche ergibt Abbildung 80: Leistung aller 18 Windkraftanlagen des über die Zeit in einer Auflösung von drei Sekunden (Schneider et al. 2013b) Zeit [Min.] Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

137 nrmse [%] Leistung [kw] Neben den Fluktuationen der Leistung einer einzelnen Windkraftanlage über die Zeit gibt es erhebliche Unterschiede bezogen auf die Anlagen des zu einem Zeitpunkt. In Abbildung 80 ist zu erkennen, dass während sich eine Anlage fast bei ihrer Nennleistung von 2065 kw befindet, andere Anlagen eine Leistung von lediglich etwa 300 kw erbringen oder sich zwischen diesen beiden Werten bewegen. Bestimmung der möglichen Einspeisung von Sek.-Intervalle 1-Min.-Intervalle 10-Min.-Intervalle Abbildung 81: Leistung einer Anlage gemittelt über drei Sekunden, eine Minute und zehn Minuten (Schneider et al. 2013b) Zeit [Min.] Mittelt man die 3-Sekunden-Daten nun über eine oder zehn Minuten, sieht man, dass sich die Ausreißer gegenseitig kompensieren und die Fluktuationen deutlich abnehmen (Abbildung 81) Letzter Leistungswert Abbildung 82 zeigt, dass der Fehler des Verfahrens Letzter Leistungswert sehr stark von der Dauer der Abregelung des abhängig ist. Je länger die Abregelung andauert, desto größer fällt der Fehler aus. Dieses Ergebnis ist zu erwarten, da sich die Windverhältnisse in der Regel über einen längeren Zeitraum stärker verändern als über einen kürzeren Zeitraum. Dieser Effekt ist am stärksten in den ersten Minuten der Abregelung zu beobachten und schwächt sich bei längeren Abregelungsdauern ab. Ab mehreren Stunden ist keine Verschlechterung der Genauigkeit des Verfahrens mehr zu erwarten. Allerdings weist das Verfahren bereits bei einer Abregelungsdauer von zwei Stunden einen nrmse von etwa 13 % bis 14 % bezogen auf die Nennleistung des Parks. Dies ist ein sehr hoher Wert, gerade unter dem Aspekt, dass der Windpark nur in wenigen Stunden im Jahr bei Nennleistung läuft Min.-Intervalle 1-Min.-Intervalle 3-Sek.-Intervalle Abbildung 82: nrmse des Verfahrens Letzter Leistungswert für 10-Minuten-, 1- Minute- und 3-Sekunden- Intervalle in Abhängigkeit von der Dauer der Abregelung Zeit [h] Weiterhin fällt auf, dass die Abregelungsdauer einen deutlich größeren Einfluss auf den Fehler des Verfahrens hat als die Berechnung der möglichen Einspeisung mit über Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

138 unterschiedliche Intervalle gemittelten Daten. Die Ergebnisse für 10-Minuten-Intervalle sind zwar durchgehend besser als die für 1-Minute- und 3-Sekunden-Intervalle (Tabelle 14), die Unterschiede sind im Vergleich zu dem Einfluss der Abregelungsdauer allerdings fast zu vernachlässigen. Bestimmung der möglichen Einspeisung von 10-Min.-Intervalle 1-Min.-Intervalle 3-Sek.-Intervalle nrmse 13,26 % 13,71 % 13,85 % Das Verhalten des Verfahrens Letzter Leistungswert wird von der Abregelung des nicht beeinflusst, da die Messung der Leistung vor der Abregelung geschieht und somit unabhängig von der Abregelung des ist. Tabelle 14: nrmse für das Verfahren Letzter Leistungswert und unterschiedliche Mittelungsintervalle für eine Abregelungsdauer von zwei Stunden Referenzwindkraftanlagenverfahren Tabelle 15 stellt die Ergebnisse für das Referenzwindkraftanlagenverfahren dar. Es fällt auf, dass der Fehler der Bestimmung der möglichen Einspeisung stark mit kürzeren Intervallen, über die die Daten gemittelt werden, zunimmt. Für 10-Minuten-Intervalle liegt der nrmse bei 3,15 %, für 3-Sekekunden-Intervalle hingegen bei 5,23 %, was einer Steigerung des Fehlers um knapp 70 % entspricht. 10-Min.-Intervalle 1-Min.-Intervalle 3-Sek.-Intervalle nrmse 3,15 % 4,28 % 5,32 % Tabelle 15: nrmse für das Referenzwindkraftanlagenverfahren und unterschiedliche Mittelungsintervalle Die Ursache dafür sind leicht zu erkennen, wenn man Abbildung 83 betrachtet. Bei einer Auflösung der Leistung der einzelnen Anlagen von drei Sekunden ist nahezu kein Zusammenhang zwischen den erzeugten Leistungen der einzelnen Windkraftanlagen zu erkennen. Während eine Windkraftanlage nahezu bei ihrer Nennleistung von 2065 kw läuft, erzeugt eine andere Windkraftanlage lediglich etwa 300 kw. Werden die Daten über 10 Minuten gemittelt, ist der Zusammenhang zwischen den Leistungen der einzelnen Anlagen deutlich größer. Somit ist auch die Genauigkeit des Referenzwindkraftanlagenverfahrens bei 10-Minuten-Intervall deutlich höher. Bei diesem Verfahren ist der Fehler, der bei der Bestimmung der möglichen Einspeisung auftritt, ebenfalls unabhängig von der Abregelung des, da die Referenzwindkraftanlage so ausgewählt wird, dass diese nicht von anderen Windkraftanlagen abgeschattet wird. Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen

139 Leistung [kw] Leistung [kw] Sekunden-Intervalle Bestimmung der möglichen Einspeisung von Abbildung 83: Leistung aller Anlagen des für unterschiedliche Mittelungsintervalle Zeit [Min.] 10-Minuten-Intervalle Zeit [Min.] Leistungskurvenverfahren Das Leistungskurvenverfahren liefert für den nicht abgeregelten Fall für 10- und 1- Minuten-Intervalle das beste Ergebnis der vier Verfahren. Allerdings vergrößert sich der nrmse um mehr als das doppelte für 3-Sekunden-Intervalle (Tabelle 16). 10-Min.-Intervalle 1-Min.-Intervalle 3-Sek.-Intervalle nrmse 1,54 % 2,20 % 3,38 % Tabelle 16: nrmse für das Leistungskurvenverfahren und unterschiedliche Mittelungsintervalle Der Grund dafür lässt sich gut in Abbildung 84 erkennen. Für 10-Minuten-Intervalle besteht ein relativ klarer Zusammenhang zwischen der Windgeschwindigkeit und der erzeugten Leistung der Anlagen. Dieser Zusammenhang wird schwächer, je kleiner die Mittelungsintervalle ausfallen. So kann bei 3-Sekunden-Intervallen und einer Windgeschwindigkeit von 8 m/s eine Leistung zwischen etwa 200 kw und 2000 kw auftreten, bei 1-Minute-Intervallen liegt diese Spanne etwa zwischen 300 kw und 1300 kw und bei 10-Minuten-Intervallen lediglich zwischen 700 kw und 1100 kw. Abbildung 84: Streudiagramm der Leistung für unterschiedliche Mittelungsintervalle über die Windgeschwindigkeit Fraunhofer IWES Regelenergie durch Windkraftanlagen