Regionales Speicherpotenzial im Übertragungsnetz

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1 Regionales Speicherpotenzial im Übertragungsnetz 1 Christoph Pellinger, Manuel Sutter, Michael Hinterstocker Forschungsstelle für Energiewirtschaft e.v., Am Blütenanger 71, München, Tel.: , cpellinger@ffe.de, Kurzfassung: Im Zuge des Ausbaus erneuerbarer Energien (EE) haben sich die Anforderungen an Erzeugungs- und Versorgungsstrukturen stark verändert. In Zukunft wird auch der Energiespeicherung eine wichtigere Rolle zukommen, um Netzengpässe zu vermeiden und das fluktuierende Dargebot aus regenerativen Quellen optimal nutzen zu können. An welchen Orten die Speicher aus technischer Sicht sinnvoll in das Übertragungsnetz zu integrieren sind und welche Technologien für den jeweiligen Fall in Frage kommen, sind zentrale Fragestellungen bei technoökonomischen Betrachtungen. Letztere sind zudem stets vor dem Hintergrund spezieller politischer Rahmenbedingungen, wie z.b. einer EE-Abregelungsquote zu beantworten. Nachfolgend wird eine einfache Methode vorgestellt, mit der die technischen Anforderungen an Speicher auf regionaler Ebene ermittelt werden können - unter dem Aspekt das Abregeln von erneuerbaren Energien zu vermeiden. Keywords: Stromspeicher, Stromnetz, Regionaler Speicherbedarf, Speicherkapazität 1 Verbraucher und Erzeugerstruktur Da Windkraftanlagen größtenteils im Norden von Deutschland installiert werden, ergibt sich bei hoher Windeinspeisung ein Leistungsgefälle zu den Verbraucherschwerpunkten im Süden. Demgegenüber steht die Konzentration von PV-Anlagen ebenfalls im Süden der Republik [1]. Bei weiter fortschreitendem Zubau regenerativer Kraftwerksleistung kann sich das Auftreten von Netzengpass-Situationen in Zukunft häufen. Ausgewählte Maßnahmen tragen dazu bei, Netzengpässe zu verringern oder zu vermeiden: Ausbau der Übertragungsnetze Redispatch Einspeisemanagement-Maßnahmen (Abregelung von EE) Errichtung von Speichern Durch Analysen auf regionaler Ebene werden die bestehenden Disparitäten der Erzeugungsund Verbraucherstruktur berücksichtigt. Ebenso gilt dies für die technischen Beschränkungen bezüglich des Stromtransports im Übertragungsnetz, aufgrund der jeweiligen maximalen Leitungskapazitäten. Eine Abgrenzung einzelner Regionen findet diesbezüglich in Anlehnung an [2] statt: So wird das Bundesgebiet in insgesamt 18 Netzregionen eingeteilt. Der Aus- 1 Jungautor Seite 1 von 20

2 tausch elektrischer Energie zwischen angrenzenden Regionen erfolgt über das Höchstspannungsnetz. Abbildung 1 zeigt hierzu den Aufbau des deutschen Netzes sowie die zugrunde gelegten Regionen. Abbildung 1: Deutsches Höchstspannungsnetz (nach: VDE Verband der Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik e. V.) mit DENA-Netzregionen Seite 2 von 20

3 2 Speicher für elektrische Energieübertragungssysteme Der Einsatz von Energiespeichern kann einerseits dazu beitragen den sicheren Betrieb eines Stromnetzes zu gewährleisten, weil diese unterschiedliche Systemdienstleistungen abdecken. Andererseits bieten sie die Möglichkeit den regenerativen Erzeugungsanteil in der Stromversorgung zu erhöhen, indem temporäre Energieüberschüsse aus EE-Anlagen aufgenommen und zu einem späteren Zeitpunkt nutzbar gemacht werden können. Beim gegenwärtigen Umbau der Energieversorgung zeichnen sich diesbezüglich einige Kerntechnologien ab, denen ein hohes Einsatzpotenzial zugeschrieben wird und deren wesentliche Eigenschaften im Folgenden beschrieben werden. Auch wenn einige dieser Technologien nicht direkt Strom speichern, können sie dennoch im Konzept des Funktionalen Stromspeichers als Speicher interpretiert werden [3]. 2.1 Hydroelektrische Speicher Pumpspeicherkraftwerke (PSW) können elektrische Energie in potenzielle Energie umwandeln und diese somit speichern. Dabei wird Wasser meist aus einem Unterbecken in ein höher gelegenes Oberbecken gepumpt und bei Bedarf über Turbinen rückverstromt. Es handelt sich um eine technisch ausgereifte und etablierte Speichertechnologie mit Nutzungsgraden von % [4]. Bisher waren primär die Strompreisunterschiede im Tag-Nacht-Verlauf die Grundlage für den Einsatz von PSW im sogenannten Wälzbetrieb. Der steigende Anteil an fluktuierenden Erneuerbaren Energien in Deutschland wird einen flexibleren Einsatz von PSW erfordern. Aufgrund der vergleichsweise kurzen Inbetriebnahme-Zeiten - die volle Leistung kann je nach Anlagentyp bereits in einem Zeitraum von bis zu 3 Minuten genutzt werden [5] - sind PSW besonders für die Bereitstellung von Regelleistung geeignet und können einen wesentlichen Beitrag zur Stabilisierung der Netzfrequenz und Netzspannung leisten. Zusätzlich zeichnen sich PSW durch ihre Schwarzstartfähigkeit aus, die in Bezug auf die zukünftige Versorgungssicherheit an Bedeutung gewinnen könnte. [6] Geeignete geographische Standorte für PSW sollten ein entsprechendes Gefälle aufweisen, weshalb sich in Deutschland die größten technischen Potenziale überwiegend im Mittelgebirgsraum und in den Alpen befinden. Oftmals treten hier jedoch Konflikte in Bezug auf den Landschafts- und Naturschutz sowie die öffentlichen Akzeptanz auf, weshalb die wirtschaftlichen und realisierbaren Potenziale kleiner ausfallen [7]. Derzeit sind in Deutschland 31 PSW mit einer Gesamtleistung von 6,4 GW und einer Speicherkapazität von 37,7 GWh installiert. Werden alle geplanten Neubauprojekte trotz hoher Investitionsrisiken realisiert, so würde sich die installierte Leistung in Deutschland auf insgesamt 10,8 GW und die Kapazität auf etwa 78 GWh erhöhen. [7] Neben den Pumpspeicherkraftwerken bieten auch Laufwasserkraftwerke die Möglichkeit Strom flexibilisiert im sogenannten Schwellbetrieb zu erzeugen. Hier ist der Einsatz jedoch stark durch die bestehenden rechtlichen Auflagen, den natürlichen Zufluss und die ökologischen Auswirkungen auf Fließgewässer eingeschränkt. [8] Seite 3 von 20

4 2.2 Elektrochemische Speicher Eine Kategorisierung elektrochemischer Speicher kann anhand ihrer Speicherdauer vorgenommen werden. Als Kurzzeitspeicher eignen sich Doppelschichtkondensatoren (DSK), die allgemein eine hohe Leistungsdichte aufweisen. Sie werden in zahlreichen Anwendungen eingesetzt, bei denen kurzfristig hohe Leistungen abgerufen werden müssen, z.b. zu Zwecken der Spannungshaltung in Zwischenkreisumrichtern oder als Notfallspeicher für Pitch- Motoren in Windenergieanlagen. In Energieübertragungsnetzen können DSK zur Kompensation von Flicker und zur Spannungs- und Frequenzhaltung zum Einsatz kommen. Im Gegensatz zu den DSK können Batterien für Speicherdauern von wenigen Minuten bis mehreren Stunden eingesetzt werden. Ihr breites Anwendungsspektrum erstreckt sich beispielsweise von unterbrechungsfreien Stromversorgungen über stationäre Speicher bis hin zu PV-Eigenverbrauchssystemen und Elektroautos. Da die beiden letztgenannten tendenziell dem Bilanzkreis eines Haushaltes zuzuordnen sind, wird auf diese im Kapitel Lastflexibilisierung genauer eingegangen. Größere, stationäre Batteriespeicher können unter anderem eingesetzt werden, um den durch hohe PV-Einspeisung induzierten Netzausbau in Niederspannungssträngen zu minimieren oder generell zu vermeiden [9]. Im Forschungsprojekt IRENE wird dies genauer untersucht. Dazu wurde ein Speicher gebaut, der über eine Kapazität von 138 kwh und eine maximale Ladeleistung von 300 kw verfügt. Ein weiteres Geschäftsmodell ist die Bereitstellung von Primärregelleistung [10]. Die großtechnische Nutzung dieser Technologie befindet sich noch im Entwicklungsstadium. In Abhängigkeit der Preisentwicklung könnten allerdings weitere Geschäftsfelder erschlossen werden, wie beispielsweise die Auslegung von Batteriespeichersysteme für Ladedauern von mehreren Stunden. Derartige Systeme werden schon heute in Form von Speichercontainern realisiert, und können somit prinzipiell überall aufgestellt werden - praktische Anwendungsfälle sind jedoch nur dort zu erwarten, wo der Einsatz wirtschaftlich darstellbar ist. Werden Lithiumbatterien als Speichermedium verwendet liegt der Nutzungsgrad in Abhängigkeit der Ladeleistung zwischen 90 und 98 %. Bleibatterien, die aufgrund ihres Gewichtes nur für den stationären Betrieb verwendet werden können, weisen um etwa 10 % geringere Nutzungsgrade auf [11]. 2.3 Lastflexibilisierung Sowohl in Industrie als auch in Haushalten und Gewerbe existieren elektrische Verbraucher, deren Einsatz zeitlich verschoben werden kann, ohne einen nachgelagerten Prozess zu beeinträchtigen. Das Ziel der Lastflexibilisierung ist Lastspitzen zu reduzieren, indem der Bedarf bestimmter Abnehmer in Schwachlastzeiten verlegt wird. Im Bereich der Haushalte werden PV-Eigenverbrauchssysteme in erster Linie zur Optimierung des Eigenverbrauchs genutzt. Das Verhältnis von Ladeleistung zu Batteriekapazität ergibt typische Lade- bzw. Entladedauern von etwa vier Stunden. Reine Elektroautos verfügen zurzeit über eine Batteriekapazität von 16 bis 20 kwh. Der mittlere Tagesenergiebedarf liegt zwischen 8 und 10 kwh. Mit einer Ladeleistung von 3 kw liegt die tägliche Ladedauer somit zwischen 3 und 7 Stunden. Wird das Auto nur zuhause geladen steht das Auto mit einer Wahrscheinlichkeit von mehr als 80 % zwischen 8 Uhr abends Seite 4 von 20

5 und 6 Uhr morgens. Es bestünde hier also die Möglichkeit die Ladedauer von 5 Stunden über die Koppelzeit von 12 Stunden zu verschieben [12]. Zum gegenwärtigen Zeitpunkt scheinen sich jedoch noch keine Anreize für die Besitzer von Elektroautos oder PV- Eigenverbrauchssystemen abzuzeichnen, ihre Kleinspeicher auf eine solche Art und Weise zu betreiben, dass eine Entlastung der Energieversorgungsnetze eintritt. Insbesondere im Wärmesektor können die Potenziale durch Wärmepumpen oder Nachtspeicherheizungen erschlossen werden [13] [14]. So weisen beispielsweise Wärmepumpenverträge bereits heute Sperrzeiten von bis zu vier Stunden aus, was mit einem Lastverschiebepotenzial gleichzusetzen ist. Die Dauer der Lastverschiebung im industriellen Bereich kann in Abhängigkeit der Leistung bis zu vier Stunden betragen. Die verschiebbare Leistung liegt in ganz Deutschland dann bei etwa 1 GW. [15] Wird der Einsatz von Verbrauchern zeitlich verschoben, so werden im besten Fall keine zusätzlichen Verluste hervorgerufen. Tritt aber durch die Verschiebung eine Entkopplung von Erzeugung und Verbrauch auf (z.b. in Wärme-/Kälteanwendungen) ergeben sich zusätzliche Verluste dieser Maßnahme, welche den Gesamtwirkungsgrad herabsetzen. 2.4 KWK-Wärmespeicher und Power to Heat Bei Anlagen mit Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) wird sowohl die elektrische Energie wie auch die anfallende Wärme genutzt. Sie werden in nahezu allen Leistungsklassen eingesetzt, aber dadurch, dass sie bislang überwiegend wärmegeführt betrieben werden, erfolgt die Stromproduktion in Abhängigkeit des Wärmebedarfs. Mit einem Wärmespeicher lässt sich eine Entkopplung erreichen, womit im Rahmen der Speicherkapazität zeitweise ein stromgeführter Betrieb möglich wird. Typische Speicherkapazitäten liegen im Bereich von 1,5 bis 4 h der thermischen Maximallast [16]. Mit der Integration von Elektroden-Heißwasserkesseln in KWK-Wärmespeicher-Systeme entsteht ein sogenannter hybrider Wärmeerzeuger. Dieses Konzept findet sich ebenfalls in den Sektoren private Haushalte und Gewerbe, Handel, Dienstleistung. Auch dort besteht die Möglichkeit Heizungs-Pufferspeicher mit elektrischen Heizern auszustatten [14]. Durch eine gezielte Verbrauchserhöhung (Power to Heat) können elektrische Zusatzheizer den Anteil von erneuerbaren Energien am Gesamtenergieverbrauch erhöhen. Elektrische Heizer eignen sich aufgrund ihrer einfachen Steuerbarkeit sehr gut zur Bereitstellung und Vermarktung negativer Regelleistung, wodurch sie sich heute in Verbindung mit großen KWK-Anlagen in vielen Fällen wirtschaftlich darstellen lassen. Auf Basis der bestehenden Fernwärmenetze ergibt sich deutschlandweit ein Potenzial von knapp 3 GW, wenn die Heizleistung der entsprechenden Anlagen auf 10 % der maximalen thermischen Last im Fernwärmesystem ausgelegt wird. Ein Wert von 10 % entspricht in etwa der thermischen Minimallast in einem Fernwärmenetz, womit diese Leistung über das gesamte Jahr hinweg abrufbar wäre. Der Speicherwirkungsgrad eines hybriden Heizsystems kann mit dem Rückverstromungswirkungsgrad des substituierten Brennstoffes gleich gesetzt werden. Bei Gas betrüge der Nutzungsgrad eines solchen Systems 60 %, sofern das Gas bilanziell einem GUD-Kraftwerk zugerechnet wird. Seite 5 von 20

6 2.5 Power to Gas Die synthetische Gewinnung von Wasserstoff oder Methan, unter Verwendung elektrischer Energie in einem chemischen Umwandlungsprozess, wird als Power-to-Gas-Konzept bezeichnet. Der Wasserstoff wird dabei durch die Elektrolyse von Wasser erzeugt. In einem anschließenden Methanisierungsschritt kann aus dem Wasserstoff - unter Beteiligung von CO 2 - Methan erzeugt werden, das als synthetisches Erdgas genutzt werden kann. Die erzeugten Gase können in die existierende Erdgasinfrastruktur, bestehend aus dem Gasnetz und Untergrundgasspeichern, eingespeist werden. Dabei unterliegt die Speicherung von Wasserstoff Restriktionen. Im Bereich der Untergrundgasspeicherung von Wasserstoff eignen sich aufgrund der hohen Dichtheit und Flexibilität vor allem Kavernenspeicher. Dieser Speichertyp wird für die Wasserstoffspeicherung bereits seit über 10 Jahren in England und den USA erfolgreich eingesetzt. Daneben ist auch die Speicherung in Porenspeichern (Aquifere oder ggf. ausgeförderten Öl- oder Gaslagerstätten) möglich. Diese Speichertypen haben eine geringere Ein- und Ausspeiserate und einen höheren Kissengasanteil als Kavernenspeicher. Aufgrund möglicher Reaktionen zwischen Wasserstoff, dem Wirtsgestein und Mikroorganismen muss deren Eignung für die Wasserstoffspeicherung noch nachgewiesen werden [17]. Heute werden Kavernen- und Porenspeicher in Deutschland nur für die Erdgasspeicherung genutzt. Kavernenspeicher verfügen über ein gesamtes Speichervolumen von 10 Milliarden m³ (V n ) 2 ([18], Werte für das Jahr 2011). Geplante oder in Bau befindliche Kavernenspeicher werden voraussichtlich die Speicherkapazität auf 21,5 Milliarden m³ (V n ) erhöhen. Bei der Speicherung von Wasserstoff anstelle von Erdgas könnten heute 30 TWh 3 und in Zukunft 64,5 TWh thermische Energie in Form von Wasserstoff gespeichert werden [18]. Neben den Untergrundgasspeichern kann auch das Erdgasnetz Wasserstoff in festgelegten Grenzen aufnehmen. Derzeit ist nach DVGW Arbeitsblatt G262 eine Wasserstoffkonzentration von maximal 5 Vol-% an jeder Stelle des Gasnetzes zugelassen [19]. Eine gleichmäßige Verteilung vorausgesetzt, könnten bei einem derzeitigen jährlichen Erdgasverbrauch von 81,3 Milliarden m³ (V n ) theoretisch rund 4,3 Milliarden m³ (V n ) Wasserstoff über das Erdgasnetz verteilt werden [20]. Dies entspricht einer Energiemenge von 12,9 TWh. Abhängig von alternativen Nutzungsmöglichkeiten des Wasserstoffs können weitere Beschränkungen bestehen. Für Erdgasfahrzeuge ist in DIN ein maximaler Wasserstoffanteil von 2 Vol.-% festgelegt [20]. Die Infrastruktur zur Speicherung von synthetischem Erdgas ist bereits vorhanden. In diesem Fall kann das synthetische Erdgas komplett als Austauschgas eingespeist werden. Im Bereich der Untergrundgasspeicher ist derzeit eine Speicherkapazität von 20,4 Milliarden m³ (V n ) und somit maximal rund 212 TWh 4 an Erdgas vorhanden. Zukünftig wird die Speicherkapazität auf 33,2 Milliarden m³ (V n ) und maximal rund 345 TWh ansteigen. [18] 2 Normkubikmeter in Untergrundgasspeichern immer auf Erdgas bezogen; Annahme für die Umrechnung auf Normkubikmeter Wasserstoff: V n,h2 =V n,eg (Näherung) 3 Unterer Heizwert Wasserstoff: 3,0 kwh/m³ (V n ) [21] 4 Unterer Heizwert Erdgas: 8,8-10,4 kwh/m³ (V n ) [21] Seite 6 von 20

7 Elektrolysesysteme erreichen derzeit Wirkungsgrade bis zu knapp 70 % [22]. Bei einem Wirkungsgrad von 60 % für die Rückverstromung (Brennstoffzelle, GuD) liegt der Gesamtwirkungsgrad der Prozesskette Strom-Wasserstoff-Strom bei 42 %. Bei einem zusätzlichen Methanisierungsschritt reduziert sich der Gesamtwirkungsgrad auf 36 % [19]. Diesem im Vergleich zu anderen Speichertechnologien geringen Gesamtwirkungsgrad der Stromspeicherung stehen die größten Speicherkapazitäten (TWh-Bereich) gegenüber. Seite 7 von 20

8 3 Methodik Die Berechnungen basieren auf den residualen Saldolastgängen der jeweiligen Regionen: Unter einem residualen Saldolastgang ist dabei die verbleibende Last in einer Region nach dem Ausgleich der Residuallast zwischen allen Regionen im Rahmen der Transportkapazitäten zu verstehen. Als Residuallast ist die nach Abzug der Einspeisung aus Erneuerbaren Energien verbleibende Verbraucherlast am Netz definiert. Nimmt die RSL negative Werte an, so tritt eine Lastüberdeckung auf. Um die Systemstabilität auch bei einem hohen Anteil regenerativer Erzeugungsleistung zu gewährleisten, bedarf es jedoch einer Mindesterzeugung aus konventionellen Kraftwerken, die Reserven und Dienstleistungen flexibel bereitstellen können [23], u.a.: Sicherung des Flexibilitätspotenzials zur Einhaltung des n-1-kriteriums Kurzschlussleistung in für Fehlererkennung erforderlicher Höhe Spannungshaltung Die Mindesterzeugungsleistung ist situationsabhängig und wird von mehreren Faktoren bestimmt. Nach [23] liegt sie für ganz Deutschland zwischen 8 und 25 GW. Für die vorliegende Studie wurde die Mindesterzeugungsleistung mit 15 GW vereinfacht als konstant angenommen. Nicht nur bei negativer, sondern auch bereits bei geringer Residuallast kommt es durch die konventionelle Mindesterzeugung zu Überschüssen in der Energiebilanz. Für diese Zeiträume wird im Folgenden der Begriff Mindesterzeugungsüberdeckung eingeführt. Wie in Abbildung 2 gezeigt ist, schließt die Mindesterzeugungsüberdeckung eine Lastüberdeckung mit ein. Da sich im Vergleich die Anfangs- und Endzeitpunkte verschieben, dauert die Mindesterzeugungsüberdeckung länger und die Überschussenergie fällt dementsprechend höher aus. Überschussenergie bezeichnet dabei Energie, die im gegenwärtigen Versorgungssystem nicht integrierbar sind bzw. auch nach einer Verteilung über das Stromnetz nicht zum Zeitpunkt der Erzeugung verbraucht werden kann. Abbildung 2: Schematischer Verlauf der Residuallast zusammen mit der Mindesterzeugung für alle Regionen durch konventionelle Kraftwerke, sowie ein Fall von Lastüberdeckung. Überschüsse in einzelnen Regionen stellen in einem ideal vermaschten Netz keine Schwierigkeit dar, da durch Energieströme in benachbarte Regionen wieder eine ausgeglichene Bilanz hergestellt werden kann. In realen Netzen hingegen kann ein Energieausgleich lediglich bis zur Kapazitätsgrenze der überregionalen Übertragungsleitungen erfolgen. Wenn diese Grenze erreicht wird, müssen entweder zusätzliche Lasten eingeschaltet oder Einspeise- Seite 8 von 20

9 management-maßnahmen vorgenommen werden. Wenn auf die zweite Methode verzichtet werden soll, bei der die regenerative Einspeiseleistung bewusst verringert wird, stellt die Zwischenspeicherung der nicht integrierbaren Energiemengen ein Mittel dar, um das Energieangebot aus EE sinnvoll zu nutzen. Im Folgenden wird hierfür der Begriff der regionalen Saldolastüberdeckung verwendet. Die Abschätzung von Potenzialen für regionale Speicherkapazitäten erfolgt in mehreren Schritten. Basierend auf einem Modell zur Kraftwerkseinsatzplanung nach Merit-Order wird zunächst für den deutschen Kraftwerkspark bestimmt, welche Energieerzeugungsanlagen sich bei gegebener Last am Netz befinden. Im nächsten Schritt werden die residualen Saldolasten der einzelnen Regionen ausgewertet. Liegt beispielsweise eine Überdeckung der RSL in einer bestimmten Region vor, so erfolgt ein Redispatch konventioneller Kraftwerksleistung im Rahmen verfügbarer Netzkapazitäten, um Erzeugungsungleichgewichte zwischen den Regionen zu reduzieren. Gleichzeitig wird darauf geachtet, dass die konventionelle Mindesterzeugung bestehen bleibt, um die Netzstabilität zu gewährleisten. Dazu geht bei Unterschreitung der Mindesterzeugung das nach Grenzkosten günstigste Kraftwerk in einer Region ohne Überspeisung ans Netz. Treten nun in mehreren Regionen Überspeisungen auf, die nicht mehr im innerdeutschen Stromnetz kompensiert werden können, so werden im Modell zusätzlich die Kuppelleitungen ins benachbarte Ausland entsprechend ihrer jeweiligen Übertragungskapazität ausgelastet. Verbleibt nach Abzug dieser Energieflüsse weiterhin eine negative residuale Saldolast, handelt es sich um eine Überspeisung, die bei gegebenem Netz nur durch das Abregeln regenerativer Energieerzeuger oder durch den Einsatz von Speichern ausgeglichen werden kann. Sowohl die Zeitdauer, wie auch der genaue Überspeisungsverlauf werden gespeichert, damit die nicht integrierbare Energiemenge berechnet werden kann. Mit diesen Informationen kann in zwei weiteren Schritten die Auslegung von Speichern anhand nicht integrierbarer Energiemengen abgeschätzt werden. 3.1 Energetische und zeitliche Abschätzung Abbildung 3: Ereignisse von Saldolastüberdeckungen nach Dauer klassifiziert und in der jeweiligen Gruppe nach Energiemenge aufsteigend sortiert. Aus den gewonnen Daten wird jedes Ereignis einer Lastüberdeckung pro Region und Jahr erfasst. Alle Ereignisse werden dann nach ihrer Dauer klassifiziert. Die Klassenbreite ergibt sich aus der Auflösung der Lastgänge im vorliegenden Fall handelt es sich um Stundenwerte. Für eine übersichtlichere Darstellung werden die Überschussenergien innerhalb jeder Klasse aufsteigend sortiert, wie Abbildung 3 beispielhaft zeigt. Für jede Region ergibt sich ein individuelles Erscheinungsbild der Darstellung, welches von den energietechnischen Charakteristiken, wie z.b. installierte Kraftwerksleistung und - typen, sowie Übertragungskapazitäten in Nachbarregionen abhängt. Das Speicherpotenzial für die ermittelten Überschussenergien ist schließlich davon abhängig, welche Speichertechnologien zur Verfügung stehen. Die Entscheidung aus technischer Seite 9 von 20

10 Sicht ergibt sich aus den Kennwerten, wie Speicherkapazität, Anschlussleistung etc., welche die Ladedauer eines Speichertyps bestimmen. Wird diese Ladedauer in das vorgestellte Diagramm eingetragen, kann abgelesen werden, welche Ereignisse der Lastüberdeckung mit einem (leeren) Speicher kompensiert werden können. 3.2 Leistungsabschätzung Bei der vorangegangenen Betrachtungsweise geht der Bezug zum Leistungsverlauf verloren. So kann alleine aufgrund der energetischen Abschätzung der Eindruck entstehen, dass Kurzzeitspeicher nie zum Einsatz kämen, da Langfristspeicher auch jede kurzzeitige Überspeisung ausgleichen können. Wird die Dauerlinie der nicht integrierbaren Energiemenge betrachtet, zeigt sich, dass nur in wenigen Stunden des Jahres eine große Speicherleistung für eine 100 %-ige Integration der Erneuerbaren Energien nötig ist. Für diese kurzen Zeiten können entsprechend auch Kurzzeitspeicher mit einer Speicherdauer, die deutlich unterhalb der längerfristigen Überschussperioden liegen genutzt werden. Bei geeigneter Integration in das Verteilnetz können diese Speicher auch zur Vermeidung von Einspeisemanagement-Maßnahmen genutzt werden, die aufgrund der gewählten räumlichen Auflösung (DENA-Netzregionen) nicht identifiziert werden können. 3.3 Interpretationsgrenzen der Methodik Die Ereignisse der Überspeisung in den einzelnen Regionen weisen nicht die absolute Häufigkeit der Nutzung des Speichers aus. Für den wirtschaftlichen Betrieb eines Speichers sind nicht nur die Zeiten der Überspeisung relevant, sondern auch die darauf folgenden Zeiträume, in denen der Speicher wirtschaftlich entladen werden kann. Die Methodik zielt nur auf eine Betrachtung technischer Zusammenhänge ab, losgelöst von der Wirtschaftlichkeit einzelner Technologien. Seite 10 von 20

11 4 Szenario Die installierten Erzeugungsleistungen von EE-Anlagen wurden entsprechend dem Szenario 2011 A nach [24] für das Jahr 2020 gewählt. Die Leistungsgänge wurden anhand der Wetterdaten aus dem Testreferenzjahr des Regionenmodells der FfE berechnet. [25] Für die Bestimmung der Transportkapazitäten zwischen den einzelnen Regionen wurde der Status quo des Netzausbaus angenommen. Das heißt, dass die bewilligten Stromtrassen des Netzentwicklungsplans nach [26] und die neuen Leitungen nach Norwegen mit 1,4 GW und nach Belgien mit 1 GW nach [27] nicht in die Bestimmung der Transportkapazitäten zwischen den einzelnen Regionen eingeflossen sind. Zur Bestimmung der inländischen Kuppelstellen zwischen den Regionen wurde die Entso-E Netzkarte [28] genutzt. Die Transportkapazität einer 380 kv-leitung wurde auf 600 MW und die einer 220 kv-leitung auf 170 MW festgelegt. [29] Die Kapazitäten der Kuppelstellen wurden mit Hilfe der verfügbaren Daten der Übertragungsnetzbetreiber und den von der Entso-E ausgewiesenen Net-Transfer-Capacities abgeschätzt. Neben diesen Rahmenbedingungen wurde für das zu untersuchende Szenario festgelegt, KWK-Anlagen nicht als Must-Run-Erzeuger zu modellieren. Eine kleine Abschätzung zeigt, dass die theoretisch möglich wäre: In ganz Deutschland liegt die maximale thermische Last aller Fernwärmenetze bei 30 GW. Davon können 20 GW durch Heizwerke bereitgestellt werden. Unter der Annahme, dass die KWK-Anlagen im Mittel über einen elektrischen Wirkungsgrad von 50 % verfügen, ergibt sich demnach eine maximal notwendige elektrische KWK-Erzeugung von 10 GW, damit der Wärmelastgang gedeckt werden kann. Diese 10 GW können in die Mindestkraftwerksleistung von 15 GW (vgl. Kapitel 3) integriert werden. 5 Ergebnisse Im Jahr 2020 kommt es in Deutschland während 435 Stunden zu einer Residuallast, die geringer als 15 GW ist - sofern das innerdeutsche Netz ausreichende Übertragungskapazitäten aufweist. In diesen Zeiten muss eine entsprechende Anzahl konventioneller Kraftwerke zur Sicherung der Systemstabilität am Netz bleiben. Ohne Berücksichtigung von Kuppelstellen in angrenzenden Regionen und dem benachbarten Ausland, sowie Speichermöglichkeiten, ergibt sich eine nicht integrierbare Energiemenge von 2,0 TWh. Ein davon abweichendes Ergebnis ergibt sich in der folgenden Detailbetrachtung. Hier werden für jede einzelne Region die Ereignisse der Saldolastüberdeckungen, entsprechend Abbildung 3, unter Berücksichtigung der Übertragungskapazitäten in Deutschland und dem umliegenden Ausland dargestellt. Anschließend folgt eine exemplarische Diskussion der Speicheroptionen anhand der Regionen 81 und Lastüberdeckung je Region In den Regionen 21, 22, 81 und 84 liegen die Lastüberdeckungen zwischen 379 GWh und 4714 GWh. Wesentlich geringer sind die nicht zu integrierenden Energiemengen in den Re- Seite 11 von 20

12 gionen 26, 71, 76 und 83. Eine genaue Aufstellung dieser Energiemengen zusammen mit der Gesamtdauer der Saldolastüberdeckungen ist Tabelle 1 zu entnehmen. Tabelle 1: Nicht integrierbare Energiemengen in Deutschland 2020 nach Region Region E/GWh Δt/h Summe In Abbildung 4 sind die Lastüberdeckungen je Region dargestellt, in denen es zumindest zu einem Ereignis mit negativer residualer Saldolast kommt. Die Daten zeigen ein Nord-Süd- Gefälle der nicht zu integrierenden Energiemengen. Seite 12 von 20

13 Abbildung 4: Saldolastüberdeckungen in Deutschland nach Region Für Deutschland ergibt sich im Jahr 2020 insgesamt ein Speicherpotenzial von 7,3 TWh. Wie in Abbildung 4 zu sehen, ist dieses jedoch räumlich ungleich verteilt. Die negativen Saldolasten in Region 83 können leicht von den in Region 83 vorhandenen Pumpspeicherkraftwerken Seite 13 von 20

14 aufgenommen werden. Zur Integration der negativen Saldolasten in Region 26 müsste zusätzlich auf Pumpspeicherkraftwerke in Region 25 zurückgegriffen werden. Abbildung 5 stellt die Dauerlinien der nicht integrierbaren Leistung je Region dar. In allen Regionen wird nur in wenigen Stunden mehr als 80 % der maximalen Ladeleistung zur vollständigen Integration der EE benötigt. Abbildung 5: Sortierte Dauerlinien der nicht integrierbaren Leistung in Deutschland nach Region Im Folgenden werden die Regionen 81 und 76 als Repräsentanten für eine von Windkraft bzw. Photovoltaik geprägte Region genauer diskutiert 5.2 Regionales Speicherpotenzial in der Region 81 In dem gewählten Szenario weist die angewandte Methodik in Region 81, ohne die Installation von Speichern, eine nicht integrierbare Energiemenge von 1146 GWh aus. Dies entspricht etwa der Hälfte des Tagesbedarfs an elektrischer Energie in Deutschland. Abbildung 6 zeigt das Diagramm aus Abbildung 4 in vergrößerter Darstellung. 26,8 % der Saldolastüberdeckungs-Ereignisse übersteigen mit mehr als 8,5 GWh die Kapazität des größten deutschen Pumpspeicherkraftwerks Goldisthal, in der benachbarten Region 83. Das längste Ereignis hat eine Dauer von 33 h und liegt mit einer für die komplette Integration nötigen Speicherkapazität von knapp 80 GWh um einen Faktor zwei über der Kapazität der in ganz Deutschland vorhandenen Pumpspeicher. Der Leistungsverlauf der Saldolastüberdeckungen ist Abbildung 5 zu entnehmen. Das Maximum beträgt 4,6 GW, wobei die höchsten Leistungen nur in 6 h gefordert werden. Somit folgt, dass 99 % der Saldolastüberdeckungen kleiner als 4 GW sind. Des Weiteren zeigt sich, dass 80 % kleiner als die halbe Maximalleistung sind. Seite 14 von 20

15 Abbildung 6: Saldolastüberdeckungen der nicht integrierbaren Energien sortiert nach Dauer und Energiemenge in Region 81 Im Folgenden werden verschiedene Speicheroptionen in Verbindung mit ihrer Anwendbarkeit in Region 81 diskutiert. Basierend auf der Prognose von 1 Mio. Elektroautos in Deutschland im Jahr 2020 und der Annahme, dass diese proportional zur Bevölkerungsdichte verteilt sein werden, ist für Region 81 mit 7 Mio. Einwohnern von etwa Fahrzeugen auszugehen. Für diese Untersuchung wurde der verwendete Verbraucherlastgang aus dem Regionenmodell nicht mit dem Lastgang der Elektromobilität überlagert, weshalb das Vorhandensein von Elektrofahrzeugen noch nicht abgebildet wurde. Bei einer durchschnittlichen Ladeleistung von 3 kw pro Fahrzeug ergibt dies eine maximale Ladeleistung von 255 MW. Diese steht maximal 7 bis 8 Stunden zur Verfügung, wenn die Batterien aller Fahrzeuge leer sind und gleichzeitig geladen werden. Das Potenzial für Power2Heat in Fernwärmenetzen beträgt, wie in Abschnitt 2.4 ausgeführt, etwa 10 % der gesamten thermischen Leistung im Fernwärmenetz. Dies ergibt für die betrachtete Region 81 eine Leistung von 0,5 GW. Lastflexibilisierung im Bereich des Warmwasserbedarfs privater Haushalte hat ein Potenzial von etwa 1,1 GW. In der Industrie liegt ein Lastflexibilisierungspotenzial von 40 MW über die Dauer von 4 h vor. 5.3 Regionales Speicherpotenzial in der Region 76 Abbildung 7 zeigt wiederum das Diagramm aus Abbildung 4 in vergrößerter Darstellung. Die maximale Dauer einer Saldolastüberdeckung beträgt 8 Stunden. Acht Ereignisse übersteigen eine nicht integrierbare Energiemenge von 5 GWh. In 80% der Fälle bleibt die Energie unter 2 GWh. 53 GWh und damit etwa ein Drittel der gesamten nicht integrierbaren Energie, übersteigen 2 GWh pro Ereignis. Seite 15 von 20

16 Abbildung 7: Saldolastüberdeckungen der nicht integrierbaren Energien sortiert nach Dauer und Energiemenge in Region 76 Für die vorliegenden Anforderungen könnten größere Pumpspeicher gut eingesetzt werden. Allerdings ist in Region 76 trotz der nahen Lage an den Alpen kein Pumpspeicher vorhanden. Der Einfluss von Speichern in einer Region hat auch Auswirkungen auf den RSL aller anderen Regionen. Aufgrund der nicht-iterativen Berechnungsweise wird der Speichereinsatz in der vorgestellten Methodik nicht berücksichtigt. Sofern beispielsweise die Transportkapazitäten zu Regionen, die über Pumpspeicherkraftwerke verfügen, noch nicht ausgelastet sind, kann dies den Speicherbedarf deutlich mindern. Im konkreten Fall könnten die Pumpspeicher in Region 42 dort zu einer Lasterhöhung führen und damit einen erhöhten Stromfluss von Region 76 nach 42 nach sich ziehen. Region 76 stellt hier jedoch einen Sonderfall dar. Sie liegt direkt neben Region 42, in der keine negativen Saldolasten zu beobachten sind und die über Pumpspeicherkapazitäten von 10 GWh und -leistungen von 1,7 GW verfügt. Zudem ist Region 42 am weitesten von allen anderen Regionen mit großer Saldolastüberdeckung entfernt. Daher wurde eine Sensitivitätsanalyse eines Pumpspeichereinsatzes in Region 42 durchgeführt, die sich an den Saldolastüberdeckungen in Region 76 orientiert. Diese Sensitivitätsanalyse zeigt, dass sich die nicht integrierbaren Energiemengen um etwa 30 GWh verringern, die maximale zu speichernde Energiemenge der größten Saldolastüberdeckung um etwa 2 GWh sinkt und sich die Dauer des längsten Ereignisses nicht verändert. Die Charakteristik der Darstellung aus Abbildung 2 ändert sich nicht. Die maximal geforderte Ladeleistung sinkt um 450 MW auf 1100 MW. Der Leistungsverlauf der Saldolastüberdeckungen ist Abbildung 5 zu entnehmen. Hier zeigt sich, dass trotz einer Maximalleistung von 1,5 GW nur 13 h eine Leistung von mehr als 1 GW aufweisen und damit 96 % der Saldolastüberdeckungen kleiner als 1 GW sind. Die Speicheroptionen in Region 76 werden im Folgenden analysiert. Eine Abschätzung der Elektrofahrzeuge analog zu Abschnitt 5.2 ergibt eine prognostizierte Anzahl von für die betrachtete Region im Jahr Dies resultiert in einer Gesamtladeleistung von 63 MW und einer maximalen Speicherkapazität von 0,4 GWh. Seite 16 von 20

17 Auch die weiteren Abschätzungen werden analog zu Region 81 durchgeführt und ergeben ein Potenzial von 30 MW für Power2Heat in Fernwärmenetzen, 300 MW für Warmwasserbedarf in privaten Haushalten sowie 20 MW für Lastflexibilisierung in der Industrie. Da diese Leistungen nicht ausreichend sind, um die nicht integrierbare Energie aufzunehmen, bieten sich Batteriespeicher mit einer Gesamtleistung von 1 GW und einer Gesamtkapazität von maximal 8 GWh an. In Kombination mit den oben erwähnten Maßnahmen erlaubt dieser, die Energie der Saldolastüberdeckungen vollständig zu integrieren. 5.4 Vergleich der Ergebnisse von Region 81 und 76 Ein Vergleich der beiden näher untersuchten Regionen zeigt zuerst, dass die Dauer der Saldolastüberdeckungsereignisse in Region 81 wesentlich höher ist als in Region 76. Auch die Energie, sowie die maximale Leistung betragen ein Vielfaches. Für Region 76 konnten zwei Möglichkeiten zur Einbindung der EE gezeigt werden: Nutzung der existierenden Pumpspeicher in der benachbarten Region 42 oder Installation eines ausreichend großen Batteriespeichers in der Region, welcher die Netzbelastung zusätzlich verhindert. Für Region 81 hingegen gibt es keine derartigen, vergleichbar einfachen Lösungen. Die Nutzung des nach unten hin abgeschätzten Power2Heat Potenzials würde nicht für die gesamte Integration der EE ausreichen. Es bliebe also nur noch Power to Gas als einzige Option, um die großen Überschüsse zu integrieren. Seite 17 von 20

18 6 Fazit Aufgrund endlicher Übertragungskapazitäten des Stromnetzes können Unterschiede in der Leistungsbilanz von einzelnen Regionen nicht in jedem Fall ausgeglichen werden. Die hierdurch entstehenden Engpässe ziehen mehrere unerwünschte Folgen nach sich. Darunter fällt die gegebenenfalls notwendige Abregelung von regenerativen Erzeugungsanlagen, welche deren Ertrag vermindert, oder die überhöhte Belastung der Netz-Betriebsmittel. Der zwangsläufige Anstieg von Netzentgelten ist eine weitere Konsequenz, da bei einer Abregelung der EE-Erzeuger der Betreiber entschädigt wird. Durch das gezielte Einbringen von Speicherkapazität an geeigneter Stelle im Stromnetz können Engpasssituationen reduziert werden. Mit der vorgestellten Methodik kann das Speicherpotenzial für nicht integrierbarer Energie in einzelnen Regionen abgeschätzt werden. Hier wurde dies exemplarisch für die DENA- Netzregionen durchgeführt: In drei der 18 DENA-Netzregionen übersteigt das Maximum der nichtintegrierbaren Energiemengen einzelner RSL-Überdeckungen 40 GWh die Speicherkapazität aller Pumpspeicherkraftwerke in Deutschland. Die Jahressumme der Energiemengen aller Regionen beläuft sich in 2020 auf 7,3 TWh und nimmt somit über 1 % des heutigen Verbrauchs an. Unter Anbetracht der erheblichen Investitionskosten in eine Speicherinfrastruktur, sind diese Energiemengen letztlich vollständig nur durch Mehrverbrauch oder einen Ausbau des Stromnetzes zu integrieren. Die Methodik erfasst keine nicht integrierbaren Energiemengen, die sich in höher aufgelösten Ebenen ergeben. So wird beispielsweise keine überschüssige Energie beim gegenwärtigen Ausbau von EE-Anlagen ausgewiesen. Die Realität hingegen zeigt, dass bereits im Jahr 2010 regenerative Anlagen abgeregelt werden mussten, um die Netzstabilität lokal zu gewährleisten. Die dadurch verlorene Energiemenge summierte sich auf etwa 127 GWh, was der mittleren Jahresproduktion von etwa 75 MW Onshore-Windkraft-Anlagen entspricht betrug die vom Einspeisemanagement betroffene Energiemenge bereits 420 GWh [30]. Im Jahr 2012 wurden alleine 120 GWh durch 50Hertz nach 11 EEG in Verbindung mit 13 EnWG (2) abgeregelt [31]. Wird angestrebt, möglichst viel der regenerativen Energien zu nutzen, so könnte eine Netzstützung durch lokale Speicherung erreicht werden. Dazu müssten allerdings die heutig wirksamen Vergütungsmöglichkeiten für Speicherdienstleistungen entsprechend modifiziert werden. Aus einer gesamtökonomischen Sicht ist jedoch immer ein wirtschaftlicher Kompromiss zwischen dem Netzausbau einerseits und verschiedenen Flexibilisierungsoptionen andererseits zu suchen. Seite 18 von 20

19 Für die Unterstützung danken wir Sebastian Eller, Luis Carr, Jochen Conrad und Tobias Schmid Abkürzungen DENA Deutsche Energie Agentur EE Erneuerbare Energien PSW Pumpspeicherkraftwerk RSL Residuale Saldolast Vn Normvolumen Literatur [1] Agricola, Annegret-Cl.; Höflich, Bernd; Richard, Philipp; Völker, Jakob: dena-verteilnetzstudie - Ausbauund Innovationsbedarf der Stromverteilnetze in Deutschland bis Berlin: Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena), 2012 [2] Agricola, Annegret-Cl.; Kohler, Stephan; Seidl, Hannes: dena-netzstudie II - Integration erneuerbarer Energien in die deutsche Stromversorgung im Zeitraum mit Ausblick Berlin: Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena), 2010 [3] Pellinger, Christoph; Schmid, Tobias; Beer, Michael: Lastganganalyse zur Bestimmung der Wechselwirkungen ausgewählter Speichersysteme in: Kraftwerkstechnik - Sichere und nachhaltige Energieversorgung - Band 4. Dresden: Technische Universität Dresden, 2012 [4] Heimerl, Stephan; Giesecke, Jürgen: Wasserkraftanteil an der elektrischen Stromerzeugung in Deutschland 2003 in: Wasserwirtschaft (WaWi). Wiesbaden: Vieweg+Teubner Verlag, 2004 [5] Giesecke, Jürgen Prof. Dr.-Ing.; Mosonyi, Emil Prof. Dr.: Wasserkraftanlagen - Planung, Bau und Betrieb. Stuttgart/Karlsruhe: Springer Verlag, 2005 [6] Dialogforum - Neue Pumpspeicher für die Stromversorgung in Deutschland. Berlin: Deutsche Energie- Agentur GmbH (dena), 2012 [7] Hartmann, Niklas; Eltrop, Ludger; Bauer, Nikolaus; Salzer, Johannes; Schwarz, Simon; Schmidt, Maike: Stromspeicherpotenziale für Deutschland. Stuttgart: Zentrum für Energieforschung Stuttgart (ZfES), 2012 [8] Wieprecht, Silke; Fink, Thomas: Untersuchung der großen Laufwasserkraft in Deutschland im Hinblick auf eine mögliche Bereitstellung von Regelleistung bzw. Regelenergie bei spontanem Rückgang der Windenergieeinspeisung - Technischer Bericht 08/2009. Stuttgart: Institut für Wasserbau (IWS), Universität Stuttgart, 2009 [9] Metzger, Michael; Bamberger, Joachin; Köberle, Robert; Meyer, Ernst-Peter: Herausforderungen und Lösungskonzepte für Verteilnetze im ländlichen Raum in: Kempten: Allgäuer Überlandwerk GmbH, 2011 [10] Gitis, Alexander: Regelleistungsbereitstellung durch Batteriespeichersysteme in: Workshop an TU Chemnitz Energiespeicher für die optimale Netzintegration erneuerbarer Energien, Aachen: Institut für Stromrichtertechnik und Elektrische Antriebe (ISEA), RWTH Aachen, 2012 [11] Díaz-González, Francisco; Sumper, Andreas; Gomis-Bellmut, Oriol; Villafáfila-Robles, Roberto: A review of energy storage technologies for wind power applications in: Renewable and Sustainable Energy Reviews 16 (2012) Amsterdam: Elsevier Ltd, 2012 [12] Mauch, Wolfgang Prof. Dr.-Ing.; Nobis, Philipp Dipl.-Ing.; Pellinger, Christoph Dipl.-Phys.; Staudacher: eflott - Wissenschaftliche Analysen zur Elektromobilität. München: Forschungsstelle für Energiewirtschaft e.v. (FfE), 2011 [13] Münch, Wolfram; Robra, Malte; Volkmann, Lukas; Riegebauer, Philipp; Oesterwind, Dieter: Hybride Wärmeerzeuger als Beitrag zur Systemintegration erneuerbarer Energien in: ENERGIEWIRTSCHAFTLICHE TAGESFRAGEN 62. Jg. (2012) Heft 5. Essen: ETV Energieverlag GmbH, 2012 Seite 19 von 20

20 [14] Rummeni, Jörg: RWE Windheizung - Die Energiewende braucht auch dezentrale kleine Energiespeicher in: IQPC Konferenz Berlin, 14./ , Zukunftsperspektiven für den Regelenergiemarkt Strom Berlin: RWE Effizienz GmbH, 2012 [15] von Roon, Serafin; Gobmaier, Thomas: Demand Response in der Industrie - Status und Potenziale in Deutschland. München: Forschungsstelle für Energiewirtschaft e.v. (FfE), 2010 [16] /AGFW-03 09/ AGFW-Hauptbericht Frankfurt a. M.: Der Energieeffizienzverband für Wärme, Kälte und KWK e. V.(AGFW), 2009 [17] Crotogino, Fritz: Wasserstoff-Speicherung in Kavernen. Hannover: KBB Underground Technologies, 2011 [18] Erdöl und Erdgas in der Bundesrepublik Deutschland Hannover: Landesamt für Bergbau, Energie und Geologie (LBEG), 2012 [19] Hartmann, Niklas; Eltrop, Ludger; Bauer, Nikolaus; Salzer, Johannes; Schwarz, Simon; Schmidt, Maike: Stromspeicherpotenziale für Deutschland. Stuttgart: Zentrum für Energieforschung Stuttgart (ZfES), 2012 [20] Bajohr, Siegfried; Götz, Manuel; Graf, Frank; Ortloff, Felix: Speicherung von regenerativ erzeugter elektrischer Energie in der Erdgasinfrastruktur in: gfw-gas Erdgas. München: Oldenbourg Industrieverlag GmbH, 2011 [21] Rechnen Sie mit Wasserstoff - Die Datentabelle. Wien: Linde Gas GmbH, Anwendungstechnisches Zentrum, 2008 [22] Smolinka, Tom; Garche, Jürgen: NOW-Studie "Stand und Entwicklungspotenzial der Wasserelektrolyse zur Herstellung von Wasserstoff aus regenerativen Energien" - Präsentation der Arbeitsergebnisse (Teil II). Freiburg: Fraunhofer Institute for Solar Energy Sytems (ISE), 2011 [23] Studie zur Ermittlung der technischen Mindesterzeugung des konventionellen Kraftwerksparks zur Gewährleistung der Systemstabilität in den deutschen Übertragungsnetzen bei hoher Einspeisung aus erneuerbaren Energien - Abschlussbericht, 20.Januar Aachen: Forschungsgemeinschaft für Elektrische Anlagen und Stromwirtschaft (FGH), Consentec GmbH, Institut für Elektrische Anlagen und Energiewirtschaft RWTH Aachen (IAEW), 2012 [24] Nitsch, Joachim; Pregger, Thomas; Heide, Dominik; et al.: Langfristszenarien und Strategien für den Ausbau der erneuerbaren Energien in Deutschland bei Berücksichtigung der Entwicklung in Europa und global - EE-Langfristszenarien Berlin: BMU, 2012 [25] Beer, Michael; Schmid, Tobias: Das Regionenmodell - Neue Ansätze zur Modellierung von Energiesystemen in: BWK Bd. 62 (2010) Nr. 10. Düsseldorf: Verein Deutscher Ingenieure (VDI), 2010 [26] Bundesnetzagentur: Netzausbau Bonn: Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen, 2012 [27] Regional Investment Plan North Sea. Brüssel: European Network of Transmission System Operators for Electricity (ENTSO-E), 2012 [28] GRID-MAP in: Brüssel: European Network of Transmission System Operators for Electricity (ENTSO-E), 2013 [29] Oswald, B.R.: Skript Freileitungen - Vorlesung elektrische Energieversorgung I. Hannover: Institut für Energieversorgung und Hochspannungstechnik, Universität Hannover, 2005 [30] Monitoringbericht Bonn: Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen, Bundeskartellamt, 2012 [31] 50 Hertz - Netzbelastung in der Regelzone in: Berlin: 50Hertz Transmission GmbH, 2013 Seite 20 von 20