Projektvorstellung: PV-Speicher im Energiesystem

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1 Projektvorstellung: PV-Speicher im Energiesystem Auswirkungen von PV-Speichern auf Netze und Stromerzeugung Frankfurt,

2 Inhaltsverzeichnis Einleitung und Motivation Auswirkungen auf Verteilungsnetze Vorgehen zur Bewertung Ergebnisse Fazit & Handlungsempfehlung Einfluss auf den Kraftwerkseinsatz und Übertragungsnetze Modellüberblick Ergebnisse Fazit & Handlungsempfehlung Zusammenfassung 2

3 Einleitung und Motivation Photovoltaikanlagen stellen Netzbetreiber vor neue Herausforderungen in Einsatzplanung und Betrieb Speichereinsatz nimmt Einfluss auf die zeitliche Verteilung der ins Netz eingespeisten und entnommenen Leistung der Kunden In Abhängigkeit der Speicherbetriebsweise könnten lokale Engpässe im Verteilungsnetz vermieden werden Bei einer hohe Anzahl von Speichern hat die Verschiebung von Lasten potentiell Auswirkungen auf das deutsche Energiesystem Veränderter Kraftwerksmix durch neuen Kraftwerkseinsatz Rückwirkung auf Stromgestehungskosten und CO2-Emissionen Neue Leistungsflüsse im Übertragungsnetz 3

4 Inhaltsverzeichnis Einleitung und Motivation Auswirkungen auf Verteilungsnetze Vorgehen zur Bewertung Ergebnisse Fazit & Handlungsempfehlung Einfluss auf den Kraftwerkseinsatz und Übertragungsnetze Modellüberblick Ergebnisse Fazit & Handlungsempfehlung Zusammenfassung 4

5 Vorgehen zur Bewertung Probabilistische Leistungsflussrechnung Abbildung der Unsicherheit über Position und Leistung der Erzeugungsanlagen und Lasten Erzeugung und Last werden variiert und Jahresberechnung durchgeführt Vielfache Wiederholung Bildung der 95%-Quantile der Spannung & Auslastung Erfassung von Ort, Dauer und Höhe der Überlastungen und Spannungsbandverletzungen Ergebnis: Technische Bewertung 5

6 Elektrische Verteilungsnetze Regularien zur Spannungshaltung DIN EN Niederspannung ±10% U nenn (400/230 V) Anschlussbedingungen VDE-AR-N 4105 U maximal 3% Netzbetreiber ist zur Einhaltung dieser Grenzen verpflichtet DIN EN Werte bzw. Wertebereich Niederspannung Mittelspannung Langsame 230V ±10% U c ±10% Spannungsänderungen Schnelle Spannungsänderungen 5%, max. 10% 4%, max. 6% Spannungseinbrüche (<1 Min) Einige 10 bis 1000 p.a. (unter 85% U c ) Kurze Versorgungsunterbrechungen (< 3Min) Einige 10 bis mehrere 100 p.a. (unter 1% U c )

7 Elektrische Verteilungsnetze Netzeigenschaften Netzeigenschaften Topologie Art der Verschaltung Stranglänge, Anschlussabstand Eingesetzte Betriebsmittel Leitungen Transformatoren Versorgungsaufgabe Anteil verschiedener Lasttypen mit spezifischem Verhalten Private Haushalte, Gewerbe, Handel und Dienstleistung, Landwirtschaft Durchdringung mit dezentralen Erzeugern Anzahl, Ort und Größe der Erzeugungsanlagen Vielzahl möglicher Merkmalsausprägung der Netzeigenschaften Hohe Heterogenität der Verteilungsnetze Technologiebewertung mit synthetischen Netzen Netztopologien im Niederspannungsnetz Strahlennetz Ringnetz Quelle: Schwab,

8 Elektrische Verteilungsnetze Synthetische Typnetze Typnetze: Repräsentative Netzstrukturen aus durchschnittlichen Eigenschaften Ausprägungen der Netzeigenschaften unterschiedlicher Typnetze Städtisch Vorstädtisch Ländlich Abstand zwischen Anschlusspunkten Gering ca m Mittel m Hoch >30 m Länge der Netzstränge Kurz 250 m Mittellang m Lang 250 bis >800 m Durchdringung DEA Gering < 5% Mittel 5-10% Hoch > 10% Verhältnis Einspeisung zu Last Gering Mittel Hoch Transformatorscheinleistung Hoch >400 kva Mittel kva Gering 250 kva Anzahl Abgänge Hoch >4 Mittel 3-6 Gering 2-4 8

9 Betrachtete Aspekte und Szenarien Modellierung der untersuchten Netzabschnitte Niederspannungsnetze Ländlich Vorstadt Überwiegend Kabel, vereinzelt Freileitungen Modellierung der Lastgänge Lastprofile der einzelnen privaten Haushalte Bottom-Up modelliert (probabilistisch) Landwirtschaft und GHD als Standardlastprofile (SLP) Modellierung der Erzeugung Nur Photovoltaik Leistung aus Einstrahlungszeitreihen Netzschema, ländlich Vergleich: Probabilistisches Lastprofil und SLP 9

10 Betrachtete Aspekte und Szenarien Szenarien und Parametervariationen Untersuchte Netzstrukturen: Typische Netze Ländlich Vorstädtisch In einzelnen Ausprägungen (z.b. Abgangslänge) extreme Netze: Ländlich Vorstädtisch Erweiterung der Netzszenarien um Parametervariationen zur Bewertung der Speicherwirkung: Betriebsstrategien Durchdringung des PV-Ausbaus Speicherdurchdringung der PV- Anlagen Dachausrichtung PV- Anlage Untersuchte Batterietypen Leistungsbegrenzung. Maximierung Eigenverbrauch Persistenz Prognose 33 % 66 % 100 % 0 % 100 % Süd Ost-West & Süd Li-Ion 10

11 Ergebnisse Netzsituation ohne Speicher in PV-Anlagen Ergebnisse der Netzberechnungen 1 Jahr, minütliche Auflösung, 20 Wiederholungen Mit steigender Durchdringung deutlicher Spannungshub in allen untersuchten Netzstrukturen Deutliche Unterschiede zwischen den verschiedenen Netzstrukturen Extremnetze besonders betroffen 11

12 Ergebnisse Netzsituation ohne Speicher in PV-Anlagen Auswertung nach Häufigkeit und Dauer Bei hohen Durchdringungen signifikanter Anteil der Zeitpunkte Im Mittel sehr kurze Engpässe Maximale Dauer bei Durchdringungen >66% mehrere Stunden 12

13 Ergebnisse Quantifizierung der Auswirkungen einer hohen Durchdringung mit PV+Speicher-Systemen auf NS-Netze Speicher senken bei hoher Durchdringung den durch PV-Anlagen verursachten Spannungshub Vergleich der 95%-Quantile kritischer Spannungen bezüglich Netzstruktur und Strategie (Ausrichtung: sued, PV Durchdr.: 100%) 1.15 ohnespeicher maxeig PersProg Spannung [p.u.] Typ ländlich Extr. ländlich Typ Vorstadt Extr. Vorstadt Netze 13

14 Ergebnisse Quantifizierung der Auswirkungen einer hohen Durchdringung mit PV+Speicher-Systemen auf NS-Netze Speicher senken bei hoher Durchdringung den durch PV-Anlagen verursachten Spannungshub Leistungsbegrenzung hat höheren Einfluss als Betriebsweise Insbesondere bei starken Überhöhungen der Spannung Spannung [p.u.] Vergleich der 95%-Quantile kritischer Spannungen bezüglich Netzstruktur und Strategie (Ausrichtung: sued, PV Durchdr.: 100%) ohnespeicher maxeig ohnespeicher70% PersProg maxeig70% PersProg70% 0.95 Typ ländlich Extr. ländlich Typ Vorstadt Extr. Vorstadt Netze 14

15 Ergebnisse Quantifizierung der Auswirkungen einer hohen Durchdringung mit PV+Speicher-Systemen auf NS-Netze Speicher senken bei hoher Durchdringung den durch PV-Anlagen verursachten Spannungshub Leistungsbegrenzung hat höheren Einfluss als Betriebsweise Insbesondere bei starken Überhöhungen der Spannung Spannungssenkungspotential ist abhängig von der Netzstruktur Persistenzprognose erlaubt stärkere Begrenzung Spannung [p.u.] Vergleich der 95%-Quantile kritischer Spannungen bezüglich Netzstruktur und Strategie (Ausrichtung: sued, PV Durchdr.: 100%) ohnespeicher maxeig ohnespeicher70% PersProg maxeig70% PersProg70% PersProg55% Typ ländlich Extr. ländlich Typ Vorstadt Extr. Vorstadt Netze 15

16 Ergebnisse Quantifizierung der Auswirkungen einer hohen Durchdringung mit PV+Speicher-Systemen auf Niederspannungsnetze Speichereinsatz reduziert die Häufigkeit von Spannungsbandproblemen in den Extremnetzen Anteil kritischer Zeitpunkte [%] Betriebsstrategie liefert stärkeren Beitrag als Leistungsbeschränkung Persistenzprognose mit besonders starkem Einfluss Vergleich der zeitlichen Häufigkeiten kritischer Spannungen bezüglich Netzstruktur und Strategie (Ausrichtung: sued, PV Durchdr.: 100%) Extr. ländlich Netze Extr. Vorstadt 16

17 Ergebnisse Quantifizierung der Auswirkungen einer hohen Durchdringung mit PV+Speicher-Systemen auf Niederspannungsnetze Extreme Spannungsabweichungen im Mittel von kurzer Dauer Kein eindeutiger Zusammenhang mit Betriebsstrategie Maximale Dauer im Bereich mehrerer Stunden, wobei Szenarien mit Speicher kürzere maximale Dauern aufweisen 17

18 Ergebnisse Quantifizierung der Auswirkungen einer hohen Durchdringung mit PV+Speicher-Systemen auf Niederspannungsnetze Exemplarisch für vorstädtisches Netz: Zeitliche Verschiebung der unterschiedlichen Strategien deutlich erkennbar Durch Speichereinsatz wird der Zeitraum in dem Spannungsbandverletzungen auftreten reduziert Keine Aussage über Höhe und Dauer der Engpässe enthalten Histogramme der zeitlichen Häufigkeiten kritischer Spannungen bzgl. PV Strategien ohnespeicher maxeig PersProg 08:00 10:00 12:00 14:00 16:00 18

19 Ergebnisse Quantifizierung der Auswirkungen einer hohen Durchdringung mit PV+Speicher-Systemen auf Niederspannungsnetze Exemplarisch für vorstädtisches Netz: Zeitliche Verschiebung der unterschiedlichen Strategien deutlich erkennbar Durch Speichereinsatz wird der Zeitraum in dem Spannungsbandverletzungen auftreten reduziert Keine Aussage über Höhe und Dauer der Engpässe enthalten Histogramme der zeitlichen Häufigkeiten kritischer Spannungen bzgl. PV Strategien ohnespeicher ohnespeicher70% maxeig maxeig70% PersProg PersProg70% 08:00 10:00 12:00 14:00 16:00 19

20 Ergebnisse Quantifizierung der Auswirkungen einer hohen Durchdringung mit PV+Speicher-Systemen auf Niederspannungsnetze Exemplarisch für vorstädtisches Netz: Zeitliche Verschiebung der unterschiedlichen Strategien deutlich erkennbar Durch Speichereinsatz wird der Zeitraum in dem Spannungsbandverletzungen auftreten reduziert Keine Aussage über Höhe und Dauer der Engpässe enthalten Histogramme der zeitlichen Häufigkeiten kritischer Spannungen bzgl. PV Strategien ohnespeicher ohnespeicher70% maxeig maxeig70% PersProg PersProg70% PersProg55% 08:00 10:00 12:00 14:00 16:00 20

21 Fazit + Handlungsempfehlung Verteilungsnetzrückwirkung unterschiedlicher Betriebsweisen Speicher in Privathaushalten können den durch PV-Anlagen verursachten Spannungshub reduzieren. Die Auswirkungen sind in erster Linie abhängig vom individuellen Netz inkl. Anlagendurchdringung. Die Betriebsweise beeinflusst Zeitpunkte und Häufigkeit von Spannungsbandverletzungen Die statische Leistungsbegrenzung (70%) hat einen höheren Einfluss auf die Spannungssenkung als die Betriebsstrategie, allerdings wird dann die Einspeisung erneuerbarer Energien reduziert ( abgeregelt ) Speichereinsatzstrategie mit Persistenzprognose reduziert die Häufigkeit von Spannungsbandproblemen, auch ohne Beschränkung der Einspeiseleistung. Prognosefehler führen jedoch zu Restspitzen. Bei Persistenzprognose führt eine zusätzliche Leistungsbeschränkung nur zu geringen abgeregelten Energiemenge. Handlungsempfehlung: Persistenzprognose und Abregelung kombinieren. Dadurch kann das Netz verlässlich entlastet werden ohne dabei viel Energie durch Abregelung zu verlieren. 21

22 Inhaltsverzeichnis Einleitung und Motivation Auswirkungen auf Verteilungsnetze Vorgehen zur Bewertung Ergebnisse Fazit & Handlungsempfehlung Einfluss auf den Kraftwerkseinsatz und Übertragungsnetze Modellüberblick Ergebnisse Fazit & Handlungsempfehlung Zusammenfassung 22

23 Modellierung Überblick Bewertung der Auswirkungen von PV-Speichern auf das Übertragungssystem (Kraftwerkseinsatz und Übertragungsnetz) Szenariorahmen NEP

24 Modellierung PV-Speicher (Modellintegration) Auswertung und Adaption der 4 Betriebsführungsstrategien (Last und Residuallastdaten) Rohdaten (Referenz: ohne Speicher) PV-Einspeiseprofile (inkl. Ein- und Ausspeicherung) + regionale Verteilung (Anlagen 15 kw) und (Basis: EEG Anlagenregister) -> Profilzuweisung über Typprofile Aggregierte Zeitreihen Regionale Zeitreihen Input für Marktmodell Input für Netzmodell Zukünftige Durchdringung PV-Anlagen nach dem Szenariorahmen des Netzentwicklungsplans 2013 PV-Kleinanlagen 13,8 GW 24

25 Modellierung Europäisches Strommarktmodell Stufe I Ermittlung des internationalen Stromhandels (Import und Export) Stufe II Detailsimulation für die einzelnen Länder unter Berücksichtigung von Import und Export Stufe III Finaler europäischer Kraftwerkseinsatz im Stundenraster (Hydrothermal Economic Dispatch) Austauschfahrpläne für Import/Export; Vereinfachter europäischer Kraftwerksund Speichereinsatz Detaillierte Kraftwerksfahrpläne für die Einzelstaaten, incl. Mindestbetriebs-und Stillstandszeiten, Kaltstart/Warmstart, Speicher, etc. Detaillierter europäischer Kraftwerkseinsatz, Finale Import/Export Zeitreihen, Strompreisentwicklung (stündliche Auflösung) Bestimmung des blockscharfen Einsatzes konventioneller Kraftwerke Kostenminimaler Einsatz für die noch zu deckende Stromnachfrage Berücksichtigung technischer und wirtschaftlicher Eigenschaften der Erzeugungsanlagen 25

26 Modellierung Übertragungsnetzmodell Georeferenziertes europäisches Netzmodell kommt zur Anwendung Bewertungsgröße: Durchschnittliche Auslastung einer jeden Leitung (stündlich, 8760 h) Vergleich: Abweichungen zum Referenzfall (ohne Speicher) 26

27 Simulationsergebnisse Referenzrechnung Referenzberechnungen (ohne Speicher) für das Jahr 2023: Kraftwerkseinsatz (links) und Übertragungsnetzberechnung (rechts) KW-Einsatz wird dominiert von Kohle sowie WEA und PV bei Erneuerbaren Energien und Transportaufgabe Richtung Süden Deutschlands 27

28 Simulationsergebnisse Referenzrechnung: Veränderung Kraftwerkseinsatz 0,25 0,2 0,15 Abweichung der Strategien (in %) Gesamtkosten CO 2 -Emissonen TWh 0,1 maxeig 70% OhneSpeicher 20,78 Mrd 315,78 Mio tco 2 MaxEig +0,088 % +0,112 % 70% +0,025 % +0,024 % 0,05 0 Braunkohle Steinkohle Gas GuD Öl -0,05 Leicht erhöhter Einsatz von konventionellen Kraftwerken Aufgrund von Wirkungsgradverlusten der Speicher Leicht höhere Gesamtkosten und CO2-Emissionen Fazit: Kein signifikanter Einfluss der PV-Speicher bei gegebenem Szenariorahmen und Strategien 28

29 Simulationsergebnisse Referenzrechnung: Veränderung Kraftwerkseinsatz Abweichung der Strategien (in TWh) Import Export 8 OhneSpeicher +/- 0 TWh +/- 0 TWh TWh 6 ohnespeicher maxeig MaxEig -0,1308 TWh +0,0692 TWh 4 70% 70% -0,0045 TWh -0,0552 TWh 2 0 Pumpleistung Turbinenleistung Keine großen Unterschiede bei der Import- bzw. Exportmenge der einzelnen Betriebsstrategien Rückgang des Einsatzes der Pumpspeicherkraftwerke (Substitution durch PV- Speicher) und geringere Abregelung EE 29

30 Simulationsergebnisse Referenzrechnung: Veränderung der Residuallast Residuallast [MW] ,05 GW Anhebung der Residuallast -1,38 GW Absenkung der Residuallast Uhrzeit [h] Veränderung der deutschlandweiten Residuallast durch die Betriebsstrategie maxeig (Referenz: ohne Speicher) Exemplarisch ein Mittwoch im April: Senkung der Residuallast in den Abendstunden durch den Speicherprozess um 1,38 GW Anhebung der Residuallast in den Mittagsstunden aufgrund geringerer eingespeister Menge Strom um 3,05 GW 30

31 Simulationsergebnisse Referenzrechnung: Veränderung der Residuallast Residuallast [MW] ,59 GW Anhebung der Residuallast -1,54 GW Absenkung der Residuallast Uhrzeit [h] Veränderung der deutschlandweiten Residuallast durch die Betriebsstrategie maxeig (Referenz: ohne Speicher) Exemplarisch ein Donnerstag im Oktober: Senkung der Residuallast in den Abendstunden durch den Speicherprozess um 1,54 GW Anhebung der Residuallast in den Mittagsstunden aufgrund geringerer eingespeister Menge Strom um 5,59 GW 31

32 Simulationsergebnisse Referenzrechnung: Veränderung der Residuallast Leichte Glättung der Residuallast durch Speichereinsatz Hier: keine Rückspeisung ins Netz, kein systemweites Peak-Shaving Anhebung der Residuallast in den Mittagsstunden stärker als Absenkung in den Abendstunden Leicht geringere Gradienten der Residuallast Verstärkter Einsatz insb. von Grundlasterzeugern Keine Reduktion der Residuallast in den Morgenstunden zu erwarten Möglichkeit der Senkung der maximalen zu deckenden Residuallast im Tagesverlauf vom Auftrittszeitpunkt abhängig 32

33 Simulationsergebnisse Referenzrechnung: Netzberechnungen Mittlere Abweichungen Abw.>1% Abw.>0,5% Abw.>0,1% Abw.> 0,1% Abw.<-0,1% Abw.<-0,5% Abw.<-1% Abweichungen der Strategien maxeig (links) und PersProg (rechts) im Vergleich zum Referenzfall ohne PV-Speicher Insbesondere im Bereich von < 0,1 % 33

34 Simulationsergebnisse Extremszenario 2,5 maxeig zu Referenz 2 Mittlere Abweichungen 1,5 Abw.>1% 1 Abw.>0,5% TWh 0,5 0 maxeig 70% Abw.>0,1% Abw.> 0,1% Abw.<-0,1% -0,5 Abw.<-0,5% -1 Abw.<-1% -1,5-2 Extremszenario: 120 GW PV (80 GW Kleinanlagen inkl. Speicher) Geringerer Einsatz an GuD-KW (insb. in Sommermonaten) Vergleichsweise höhere Veränderung der Netzauslastung (exemplarisch maxeig) 34

35 Fazit + Handlungsempfehlung Gesamtsystemische Auswirkungen unterschiedlicher Betriebsweisen PV-Speichereinsatz in Privathaushalten weist keine großen Auswirkungen auf das deutsche Übertragungssystem auf. Durch Speicher kommt es zu leicht erhöhter Stromerzeugung von konventionellen Kraftwerken aufgrund von Wirkungsgradverlusten. Dadurch leicht höhere Gesamtkosten und CO 2 -Emissionen des konventionellen Kraftwerksparks bei den unterschiedlichen Betriebsstrategien der PV-Speicher. Im Extremszenario 120 GW PV (80 GW Kleinanlagen) sind die Änderungen im Kraftwerkseinsatz bzw. der Netzauslastung durch Speicher größer als im Basisszenario. Sehr hohe Durchdringung von PV-Speichern sind notwendig um vereinzelt höhere Auswirkungen auf das Übertragungssystem auszuüben. Stärkere Auswirkungen sind bei übertragungsnetz- bzw. systemdienlichem Einsatz der Speicher möglich. Handlungsempfehlung: Aus Übertragungsnetzsicht in absehbarer Zeit kein Handlungsbedarf, systemischer Speichernutzen könnte nur durch spezielle Dienste (z.b. Regelleistung) erhöht werden. 35

36 Inhaltsverzeichnis Einleitung und Motivation Auswirkungen auf Verteilungsnetze Vorgehen zur Bewertung Ergebnisse Fazit & Handlungsempfehlung Einfluss auf den Kraftwerkseinsatz und Übertragungsnetze Modellüberblick Ergebnisse Fazit & Handlungsempfehlung Zusammenfassung 36

37 Zusammenfassung Verteilungsnetz Speicher können den durch PV-Anlagen verursachten Spannungshub reduzieren Lösungspotential im Verteilungsnetz vom individuellen Netz abhängig Speichereinsatzstrategie reduziert die Häufigkeit von Spannungsbandproblemen Kombinierte Strategie aus Prognose und Leistungsbegrenzung technisch empfehlenswert Gesamtsystem PV-Speicher in privaten Haushalten mit betrachteten Strategien weisen geringe Auswirkungen auf das deutsche Übertragungssystem auf Leicht erhöhte Stromerzeugung von konventionellen Kraftwerken, dadurch leicht höhere Gesamtkosten und CO 2 -Emissionen Änderungen im Kraftwerkseinsatz und Übertragungsnetz nur bei gezielten Einsatzstrategien (z.b. Primärregelleistung) und höherer Leistung der PV- Speicher zu erwarten 37

38 Projektvorstellung: PV-Speicher im Energiesystem Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit Moritz Cramer, Institut für Hochspannungstechnik, RWTH Aachen