Simulation einer sicheren 100% erneuerbaren Elektrizitätsversorgung

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1 Simulation einer sicheren 100% erneuerbaren Elektrizitätsversorgung

2 Überblick Ein konsistentes 100%-EE-Szenario und die Simulation Frequenzstabilität Regelleistungsbedarf Regelleistungsdeckung Dynamische Frequenzstabilität Spannungshaltung Blindleistungsbedarf Blindleistungsdeckung Engpassmanagement / N-1-Sicherheit Zusammenfassung und Handlungsbedarf

3 Ein konsistentes 100%-EE- Szenario und die Simulation

4 Angesetzter Energiemix zur Deckung eines Stromverbrauchs von ca. 600TWh pro Jahr Windenergie Photovoltaik Bioenergie Geothermie Primäre Energieerzeugung Wasserkraft

5 Windenergie-Szenario Installierte Leistungen [MW] Modellierung der Anlagenstandorte offshore: vollständige Flächenausnutzung onshore: statistische Filterung der potenziellen Standorte nach Potenzialflächen, Windverhältnissen und heutigen Standorten Zeitreihenerzeugung 1h-Werte aus Wettermodelldaten 2007 physikalische Modelle Berechnung der Anlagen-Abschattungseffekte Angenommene, absehbare Anlagengrößen Standort Wiesen & Wald Wiesen & Wald offshore Felder Felder Windverhältnisse Starkwind Starkwind Schwachwind Schwachwind offshore Nennleistung 5 MW 5 MW 5 MW 5 MW 10 MW Rotordurchmesser 129 m 129 m 149 m 149 m 160 m Nabenhöhe 120 m 155 m 150 m 175 m 110 m

6 Simulation des Übertragungsnetzes Abbildung des Höchstspannungs-Netzes: 220k, 380kV, HGÜ Vorgehen: Heutiges Netz (volle Beseilung der Masten) Anschluss der modellierten Offshore Windparks Dena 1 + NEP 2012 Szenario 2032B Selbstberechneter Leistungszubau auf bestehenden Trassen zur Vermeidung sehr häufiger Engpässe Leitungslänge (1000km) 220kV 380kV DC Summe Ergebnisse: Heute 16,2 25,7 1,2 43,1 Nach NEP2012 (2032B) + Offshore Anschluss -5,9 +10,1 +17,4 +50% Szenario +3,8 * +8% Heutiges Netz Offshore Anschluss Eigener Zubau Dena1 + NEP2012 * Abwägung: Netzausbau gegenüber Redispatchbedarf Das simulierte Netz ist in etwa ähnlich zu NEP2012 Szenario 2032B.

7 Das Ausgleichssystem für variable Erneuerbare Bestimmung der Leistung und Lokalisierung durch kostenoptimierende Einsatz- und Auslegungsrechnung. Elektrolyseure Pumpspeicher / CAES Batterien Biomasse Methankraftwerke Speicher: Elektrolyseur + Methanisierung (Power-to-Gas) Pumpspeicher Batterien in Haushalten mit PV (Eigenverbrauchsoptimierung) Backupkraftwerke Biomasse (BHKW für feste Biomasse, Vor-Ort-Verstromung von Biogas) Methankraftwerk (EE-Methan und Bio-Methan) Installation 13GW 11GW / 85GWh 55GW / 55GWh 17GW 43GW Durchsatz 50TWh 15TWh 3TWh 35TWh 45TWh Ausgleich über Ausland (nur bei Bedarf des Auslands, Saldo 0) 20GW 11TWh

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9 Frequenzstabilität

10 Regelleistung und ihre Bedarfsberechnung Bedarfsberechnung: Primäre Regelleistung: wie heute, größter Kraftwerksausfall in Europa Sekundär-/Minuten-Regelleistung: siehe nächste Folie

11 Dimensionierung des Sekundär- und Minutenregelleistungsbedarfs Verfahren Fehlerverteilungen Ermittlung klassisch zurückliegendes Jahr - alle, Berücksichtigung - undifferenzierter Prognosefehler statisch zurückliegendes Jahr - alle, außer Stundensprünge - differenzierte Prognosefehler dynamisch für jede Stunde des Folgetags - alle, außer Stundensprünge - differenzierte Prognosefehler Lastrauschen Fahrplansprünge Faltung Gesamtreserve Kraftwerksfehler PV-Prognosefehler Neg.GRL Pos.GRL Prognosefehler Windprognosefehler Prognosefehler Lastprognosefehler Stundensprünge Sekundärregelleistung, Minutenreserve

12 Ergebnisse der Bedarfsdimensionierung Heute (27% EE) Statisch (100% EE) Dynamisch (100% EE) min/ mittel /max Pos. [GW] Neg. [GW] Pos. [GW] Neg. [GW] Pos. [GW] Neg. [GW] PRL 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 SRL 2,1 2,1 4,6 3,8 0,8 / 2,0 / 4,4 0,8 / 2,0 / 4,4 MRL 2,4 2,4 6,5 4,8 0,2 / 2,4 / 5,9 0,1 / 2,4 / 4,5 Dyn. Regelleistungsdimensionierung reduziert Bedarf im Mittel um Faktor 2! Dyn. Dimensionsierung führt auch zur Reduktion des nötigen Kraftwerksparks um 4GW, da maximaler RL-Bedarf nicht gleichzeitig mit maximaler Residuallast.

13 Regelleistungserbringung im Kombikraftwerk2-Szenario Optimierung der Regelleistungserbringung zusammen mit Energie-Einsatzplanung unter Beachtung von technischen und ökonomischen Randbedingungen Wind PV Elektrolyseur Biomasse Methankraftwerke Pumpspeicher/CAES Batterien >75% der Regelleistung kommt aus Speichern (Batterien, Pumpspeicher, Elektrolyseure) Kleinere Rolle für klassische, thermische Erzeuger (Methankraftwerke, Biomasse) und auch EE, Einsatz nur wenn Speicher nicht verfügbar Neue Speicher für Regelleistung auslegen Regelleistung aus EE wichtig für Übergangszeit bis Speicher gebaut

14 Frequenzverlauf und Primärregelleistung heute 50 f in Hz 49 klassischer heutiger Frequenzverlauf Frequenzverlauf t in s P Pges in MW 500 klassische heutige Primärregelleistung Primärregelleistung t in s

15 Frequenzverläufe des Sznearienjahres bei heutiger Regelleistungsbereitstellung Reduzierte Trägheit des Netzes durch fehlende Schwungmasse -> Steigungsänderung des Frequenzverlaufs

16 Vorschlag zur Frequenzverbesserung durch geänderte Primärregelleistung 50 f in Hz 49 Vorschlag zum Ausgleich der reduzierten Schwungmasse der EE t in s P Pges in MW 500 Windenergie Methan, Methan-, PSW Biomasse-, PV, Elektrolyseure, Bat, Elec Pumpspeicherkraftwerke Batterien t in s

17 Verbesserung des Frequenzverlaufs erreicht Hauptanteil der PRL: PV, Elektrolyseure, Batterien Hauptanteil der PRL: Wind Hauptanteil der PRL: Methan, PSW

18 Spannungshaltung 18

19 Grundlagen Spannungshaltung Zur Gewährleistung eines sicheren Systembetriebs ist ein Spannungsband von ± 10 % an allen Netzknoten einzuhalten. Das Spannungsniveau in der Höchstspannungsebene wird wesentlich durch Blindleistung (BL) beeinflusst. In Wechselstromnetzen, wird mit jeder Periode (50 Hertz) das Magnetfeld von induktiven Betriebsmitteln (bspw. Transformatoren und Leitungslängsglieder pos. Blindleistung) und das elektrische Feld von kapazitiven Betriebsmitteln (bspw. Kondensatoren und Leitungsquergliedern neg. Blindleistung) aufgeladen und entladen. In Gleichstromnetzen müssen die Felder nur einmal geladen werden keine Blindleistung bei DC notwendig.

20 Grundlagen Spannungshaltung 2 Zum Auf- und Entladen der Felder im AC-Netz muss Blindleistung lokal bereitgestellt werden. Im heutigen Netz wird Blindleistung durch große Erzeugungsanlagen an einzelnen Standorten bereitgestellt. Herausforderung: Zukünftig müssen diese Aufgabe viele kleine verteilte Anlagen übernehmen.

21 Simulierte Spannungshaltung Durch eine passende Blindleistungseinspeisung kann das Spannungsband von ±10% an allen Netzknoten zu allen Zeitpunkten sicher eingehalten werden.

22 Resultierender Blindleistungsbedarf Last Transportnetz Saldo MVAr im Mittel + = Ausgleichseffekte zwischen dem Blindleistungsbedarf der Last und des Transportnetzes Steigender Transport erhöht induktiven Blindleistungsbedarf des Transportnetzes im Leerlauf benötigt das (ausgebaute) Netz kapazitive Blindleistung Da HGÜs den großen landesweiten Leistungstransport übernehmen, wird der induktive Blindleistungsbedarf gemindert.

23 Blindleistungserbringung Q_Netz Eignung der Anlagen zur Blindleistungskompensation je nach Anschlussart Zentrale Anlagen Transportnetzmgmt. Dicke Leitung Transportnetz High eff High eff Zentrale Anlagen Dezentrale Anlagen Lastkompensation Gewisser Anteil zentraler Anlagen (EE, Speicher, oder Backup) ist wünschenswert Dünne Leitung Low eff High eff Dezentrale Anlagen Geringer Einfluss, da u.a. die Einhaltung der Spannungsbänder im Verteilnetz erforderlich ist Verteilnetz Q_Last

24 Ergebnis Blindleistungspotential ok Der Blindleistungsbedarf der Lasten kann immer dezentral kompensiert werden. Der Blindleistungsbedarf des Übertragungsnetzes kann innerhalb von 15 simulierten Regionen fast immer regional bereitgestellt werden. Nur wenige zusätzliche Blindleistungskompensatoren in den Lastzentren sind notwendig (in unserer Simulation 3GVAr in der Region Köln, N-1 Fälle können zusätzlichen Bedarf schaffen)

25 Engpassmanagement 25

26 Beheben von multiplen (n-1)-engpässen mit vielen kleinen Kraftwerken Im Rahmen der Einsatzplanung und der Netzplanung wird die (n-0)-sicherheit sichergestellt. Mit Hilfe von multiplen Redispatchmaßnahmen werden die (n-1)-engpässe behoben. Hierzu wird mittels eines neuen Verfahrens der genaue Einfluss jedes Kraftwerkspaares auf jedes (gefährdete) Betriebsmittel abgeschätzt. Die Höhe des Gesamt-Redispatches wird für alle Engpassstellen mit Hilfe der Einflussfaktoren, der Aussteuergrenzen der Kraftwerke und den Leitungsbelastungen in allen (n-1)-fällen minimiert. So kann ein gegeneinander Wirken verschiedener Redispatchmaßnahmen und das Erzeugen neuer Engpässe durch Redispatch verhindert werden.

27 Beheben von multiplen (n-1)-engpässen mit vielen kleinen Kraftwerken 5 Engpässe auf 220- und 380-kV- Leitungen (rot) [13 %; 9,7 %; 9,8 %; 9,9 %; 5,3 %] Redispatch mit Erzeugungsanlagen an 8 Knoten zum hochregeln und an 14 Knoten zum runterregeln Redispatchleistung: 1,47 GW HGÜ violett 220 kv grün 380 kv schwarz

28 Zusammenfassung und konkreter Handlungsbedarf 28

29 Zusammenfassung der Projektergebnisse 1. Eine sichere und stabile Stromversorgung Deutschlands aus 100% erneuerbaren Quellen ist in Zukunft technisch möglich, wenn erneuerbare Erzeugung, Speicher und Backupkraftwerke mit erneuerbarem Gas intelligent zusammenwirken 2. Systemauslegung: 100% EE sind energetisch nur durch den massiven Einsatz neuartiger Speichertechnologien machbar (z.b. Elektrolyseur, Methanisierung (Power-to-Gas), Batterien). Wetterunabhängige Erzeuger (vor allem Methan-, Biomasse- und Wasserkraftwerke) müssen sicherheitshalber mit einer Gesamtleistung in der Größenordnung der Maximallast vorhanden sein. Die Methankraftwerke werden mit EE-Methan und Bio-Methan befeuert. Die DC-Leitungen des NEP wirken sich positiv auf Netzengpässe und Spannungshaltung aus. 3. Frequenzstabilität: Der durchschnittliche Regelleistungsbedarf steigt bei neuartiger dynamischer Dimensionierung voraussichtlich nicht an und kann im 100%-EE-System immer problemlos gedeckt werden. Der Rückgang von rotierender Masse durch den vermehrten Einsatz von Umrichteranlagen kann durch die schnellere Bereitstellung von PRL durch EE-Anlagen und Speicher kompensiert werden. Die dynamische Frequenzhaltung im Szenario ist immer möglich. 4. Spannungshaltung: Blindleistungsbedarf ist immer realistisch deckbar, ggf. mit zusätzlichen Kompensationsanlagen in Verbrauchszentren. Dezentrale Erzeugungsanlagen können zur Kompensation des induktiven Blindleistungsbedarfs der Lasten genutzt werden. 5. Engpassmanagement: Die flexiblen Erzeuger und Speicher wurden derart positioniert und eingesetzt, dass die Netzbelastungen minimal bleiben. Dies begrenzt den Redispatch- und Netzausbaubedarf. Multiple (n-1)-engpässe können durch optimierten Redispatch mit verteilten, kleinen Anlagen behoben werden.

30 Handlungsempfehlungen Allgemein: 1. Ausbau neuer Speichertechnologien (Power2Gas) unter Berücksichtigung von deren Eignung für Systemdienstleistungen. 2. Die Existenz von flexiblen Biomasse- und Methankraftwerken sollte als Backup gesichert werden. 3. Die technische Voraussetzung auch kleine, dezentrale Anlagen zentral überwachen und steuern zu können, sollte geschaffen werden. Prognosen: Hochpräzise Prognosen mit Angabe von Vertrauensbereichen sind notwendig, um Regelleistungsbedarf und mögliche Regelleistungsbereitstellung durch die einzelnen Anlagen dynamisch berechnen zu können. Hierzu müssen hochaufgelöste Wind- und PV-Ertragsdaten (10 min bis 1h) von Anlagenbetreibern zugänglich sein. Spannungshaltung: 1. EE sollten, wo möglich, in hohen Spannungsebenen angeschlossen werden. 2. Durch Umrichter ans Netz gekoppelte Erzeugungsanlagen sollten sich auch im nicht produzierenden Betrieb am Blindleistungshaushalt des Netzes beteiligen können. 3. Flexibel stufbare Transformatoren erhöhen die Möglichkeiten der Spannungshaltung.

31 Handlungsempfehlungen Regelleistungsbereitstellung: 1. Unterscheidung der PRL-Regelleistungsanforderungen bzgl. Bereitstellungzeit nach Energieträger: Für EE und Speicher sollten im Rahmen der technischen Möglichkeiten eine Verkürzung der Aktivierungszeiten vorgesehen werden, für thermische Kraftwerke ist keine Veränderung notwendig. Dies macht ggf. PRL-Redispatch notwendig. 2. Dynamische Bedarfsdimensionierung sollte eingeführt werden. Dies erzwingt kürzere Ausschreibungsfristen und kürzere Vorlaufzeiten (ca. 1Tag). 3. Verwendung der möglichen Einspeisung zur Nachweisführung der Regelleistungsbereitstellung durch Wind und PV Regelleistungsmarkt: 1. Um Wind- und PV-Anlagen sowie steuerbare hocheffiziente KWK-Anlagen mit Wärmeauskopplung in den Regelleistungsmarkt zu integrieren sind die Vorlaufzeiten, Produktlängen und Auktionszeiträume am Regelleistungsmarkt zu verkürzen. 2. Um die Transparenz am Regelleistungsmarkt weiter zu erhöhen, sollten auch die Jahres- und Monatszeitreihen der Arbeitspreise veröffentlicht werden. Dies vereinfacht den Marktzugang für neue Teilnehmer. 3. Zur Integration kurzfristig preisgünstig verfügbarer Arbeit in den Regelleistungsmarkt ist (evt. nach dänischem Vorbild) ein zusätzlicher innertägiger Markt zu empfehlen, der sich rein über Arbeitspreise definiert. 4. Das Ausgleichsenergiepreissystem sollte so gestaltet sein, dass es insbesondere für Bilanzkreise mit Wind- oder PV-Anlagen einen Anreiz zum Handel von 15 Minutenprodukten und zur Nutzung der kurzfristigsten Prognosen gibt, aber keinen Anreiz zum Ausgleich des Prognosefehlers auf Bilanzkreisebene. 5. Auch große Lasten (Elektrolyseur, Power2Heat,..) vermehrt in den Regelleistungsmarkt mit aufnehmen, auch für PRL.

32 Empfehlung für weiterführende Forschungsarbeiten Prognosen Für die Integration von Wind- und PV-Anlagen sowie steuerbaren hocheffizienten KWK-Anlagen mit Wärmeauskopplung in den Regelleistungsmarkt sind die Prognoseverfahren (Erzeugung, Wärmebedarf, Preise) weiter zu verbessern. Regelleistung Verbesserung der technischen Umsetzung des Verfahrens mögliche Einspeisung Verbesserung der Einspeiseprognosen Steigerung der Angebotszuverlässigkeit Weitere Untersuchungen zur Beurteilung der zukünftigen Netzstabilität in Deutschland Nötiger Anteil netzbildender Umrichter Spannungshaltung in unterlagerten Netzen durch Zusammenspiel mit dem Übertragungsnetz Untersuchungen zum Kurzschlussstrom Simulationen zur Frequenzstabilität mit nichtaggregiertem Modell (Oszillationen?) Modellierung des Zielszenarios und eines Übergangspfad unter Koppelung aller Energiesektoren (Strom, Wärme, Stoffwirtschaft, Transport, ) Erweiterung der Modellierung auf eine europäische Ebene, Technische Bedeutung in Bezug auf Netzstabilität Wirtschaftliche Konsequenzen im Energiehandel und Netzbetrieb

33 Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit