NETZENTWICKLUNGSPLAN 2012

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1 NETZENTWICKLUNGSPLAN 2012 MARKTSIMULATION UND SENSITIVITÄTEN Mike Hermann, TenneT TSO Ulf Kasper, RWTH Aachen, Institut für Elektrische Anlagen und Energiewirtschaft (IAEW) Volkmar Schroth, EnBW Transportnetze Berlin, 31. Januar 2012

2 INHALTSVERZEICHNIS 1. Zielsetzung der Marktmodellierung 2. Erkenntnisgewinn und grundsätzliche Arbeitsweise 3. Methodik 4. Marktmodellierung 5. Marktsimulation Berlin, 31. Januar

3 VORGEHENSMODELL ENTWICKLUNG NEP 2012 DER NEP 2012 WIRD IN VIER AUFEINANDERFOLGENDEN SCHRITTEN ERSTELLT * FOKUS * Hauptaugenmerk der BNetzA auf Szenario B 2022 Berlin, 31. Januar

4 INSTITUTSVORSTELLUNG IAEW Schinkelstraße Aachen Telefon: Telefax: post@iaew.rwth-aachen.de Berlin, 31. Januar

5 FORSCHUNGSSCHWERPUNKTE IAEW Stromerzeugung und Energiehandel Netzplanung und Netzbetrieb Versorgungsqualität und Regulierung Übertragung/ Handel Erzeugungs- und Erdgasportfolios Reserve- und Strommärkte Kraftwerksausbau Overlay-Grid, HGÜ und FACTS Engpassmanagement Referenznetzplanung Netzleistungsfähigkeit Allokationssignale Frequenzstabilität Verteilung/ Vertrieb dezentrale Erzeugungsanlagen Vertriebsportfolios Grundsatz- und Ausbauplanung spartenübergreifende Energieversorgung Versorgungszuverlässigkeit Spannungsqualität steuerbare Lasten intelligenter Netzbetrieb Asset Management Berlin, 31. Januar

6 INHALTSVERZEICHNIS 1. Zielsetzung der Marktmodellierung 2. Erkenntnisgewinn und grundsätzliche Arbeitsweise 3. Methodik 4. Marktmodellierung 5. Marktsimulation Berlin, 31. Januar

7 DIE ENERGIEWENDE VERÄNDERT DIE ERZEUGUNGSLANDSCHAFT IN DEUTSCHLAND Das Netz folgt der Erzeugung Massiver Erzeugungsüberschuss im Norden und Osten Deutschlands Transportbedarf für große Leistungen und Energiemengen über weite Strecken zu den Verbrauchszentren Lastdeckung Süddeutschlands aus Erzeugungsüberschuss im Norden und Westen Deutschlands wegen Stilllegung Bei gleicher Last erhöht sich damit die Transportentfernung Regenerative Leistung gemäß NEP-Szenario C (2022) Berlin, 31. Januar

8 ÜBERANGEBOT AN INSTALLIERTER ERZEUGUNGSLEISTUNG Der reine Zahlenvergleich von Angebot und Nachfrage elektrischer Leistung deutet schon auf ein deutliches Überangebot hin. Welche Kraftwerke laufen heute an welchem Standort? (beispielhafte Zahlen NEP 2010) Installierte Erzeugungsleistung davon Konventionell davon Erneuerbare Energien Verbraucherleistung 155 GW 100 GW 55 GW 85 GW Eine Netzdimensionierung ist auf dieser Grundlage allein nicht möglich! installierte Kraftwerksleistung Berlin, 31. Januar

9 Leistungsbereitstellung aus Erneuerbaren Energien DIE HERAUSFORDERUNG MIT DEN ERNEUERBAREN Die Erzeugung aus erneuerbaren Energien hat keinen Bezug zum Verbrauch. vereinfachte Verbraucherlastkurve Leistung aus EE übersteigt Bedarf der Verbraucher Export aus Deutschland und Speicherung werden notwendig MW MW Leistung aus EE kann Bedarf der Verbraucher nicht decken Erzeugung aus anderen Kraftwerken oder Import nach Deutschland werden notwendig Leistungsbedarf der Verbraucher MW Berlin, 31. Januar

10 Leistung (MW) Leistung (MW) VOM LEISTUNGSBEDARF DES KUNDEN ZUR VERBLEIBENDEN LEISTUNGSDECKUNG DURCH KONVENTIONELLE KRAFTWERKE IN EINEM MARKTSYSTEM MUSTERBEISPIEL 1) Der Einsatz aller erneuerbaren Energien wegen der Vorrangregelung ergibt aus der Verbraucherlast die residuale Last 2) Die Deckung der residualen Last durch konventionelle Kraftwerken erfolgt mit dem Marktmodell MW 0 MW Marktmodell ) + Verbraucherlast 2) - Erneuerbare Energien 3) = Residuale Last 3) = Residuale Last 4) - Verbundaustausch (Export negativ) 5) = konventionelle Erzeugung Berlin, 31. Januar

11 ABLEITUNG MARKTMODELL Das Marktmodell zeigt die Verbrauchs- und Erzeugungssituation in den Marktgebieten und im grenzüberschreitenden Energieaustausch. Szenario A 2022 Eingangsdaten Szenario B 2022 Szenario C 2022 Szenario B 2032 Europäische Märkte gemäß ENTSO-E SO&AF 2011 Übertragungskapazitäten Belastungsprofile Einspeisungsprofile Wärmebedarfsprofile Preise und Emissionsfaktoren Kraftwerke und Reserveleistung Berechnung und Visualisierung des Marktmodells durch IAEW Ergebnis sind Netznutzungsfälle (NNF) je Szenario Regionale und quantitative Aufteilung von Einspeisung und Last Berlin, 31. Januar

12 INHALTSVERZEICHNIS 1. Zielsetzung der Marktmodellierung 2. Erkenntnisgewinn und grundsätzliche Arbeitsweise 3. Methodik 4. Marktmodellierung 5. Marktsimulation Berlin, 31. Januar

13 METHODISCHES VORGEHEN Eingangsdaten Deutschland Daten von Übertragungsnetzbetreibern Marktsimulation Übertragungsnetz Eingangsdaten Europa Kohle/Kernkraft Gas/Öl Blockscharfer Kraftwerkspark Stündliche Zeitreihen (EE-Erzeugung und Last) Übertragungskapazitäten Erneuerbare (Wind/Solar) Wasserkraft AC und HGÜ Komponenten Datenbasis: Szenariorahmen Kapazitäten Preise Verfügbarkeiten Reserveleistung Stündliche Berechnung Kraftwerkseinsatz Handelsflüsse Berechnung durch Übertragungsnetzbetreiber Berlin, 31. Januar

14 KRAFTWERKSEINSATZOPTIMIERUNG Zielfunktion Optimierung des Einsatzes der thermischen und hydraulischen Kraftwerke unter Minimierung der volkswirtschaftlichen Erzeugungskosten zur Nachfragedeckung Nebenbedingungen Nachfrage- und Reservedeckung Technische Restriktionen Übertragungsbeschränkungen/Net Transfer Capacities (NTC) Eingangsdaten Europäischer Kraftwerkspark Nachfrage Primärenergiepreise Einspeisung durch erneuerbare Energien NTCs Ergebnis Netznutzungsfälle Berlin, 31. Januar

15 BETRACHTUNGSBEREICH Geographische Abgrenzung Abbildung von 35 im ENTSO-E elektrisch verbundenen Staaten als einzelne Marktgebiete Abgrenzung des Systembereichs Hydrothermischer Kraftwerkspark Erneuerbare Erzeugung, insb. Wind, Solar, Biomasse, Laufwasser Sonstige Erzeugung Übertragungskapazitäten zwischen Marktgebieten Deutschland Thermische Kraftwerke Hydraulische Kraftwerke Erneuerbare Erzeugung Polen... Schweiz Frankreich Zeitliche Abgrenzung Jahressimulationen Stündliches Zeitraster sonstige Erzeugung Nachfrage Reserve Übertragungskapazitäten (NTC) Berlin, 31. Januar

16 MARKTSIMULATION Eingangsdaten Thermischer Kraftwerkspark, Pumpspeicher und hydr. Gruppen Kostenkomponenten (Brennstoff, CO 2, ) Sonstige Erzeugung (Wind, PV, KWK, etc.) Nachfrage und Reservebedarf je Marktgebiet Verfügbare Übertragungskapazitäten (NTC) Technische Kraftwerksparameter Zuflüsse hydr. Kraftwerke Marktsimulationsverfahren Optimierung des Kraftwerkseinsatzes Zielfunktion: Minimierung der Erzeugungskosten Nebenbedingung: Nachfragedeckung (Fahrplanenergie / Reserve) Technische Restriktionen der Kraftwerke Maximale Übertragungskapazitäten (NTC) Startlösung grenzüberschreitender Austausch Ermittlung der Ganzzahligkeitsentscheidungen thermische Kraftwerke Lagrange-Relaxation hydraulische Pumpspeicher Grenzüberschreitende Lastaufteilung Ergebnisse Grenzüberschreitender Austausch Fahrplan je Kraftwerk Ermittlung der stündlichen Erzeugungsleistung je Kraftwerk im Betrachtungsbereich Berlin, 31. Januar

17 KRAFTWERKSDATENBANK Hydrothermischer Kraftwerkspark (rund Kraftwerksblöcke in Europa) Technische Parameter Leistungsgrenzen (Mindest- und Maximalleistung) Leistungsabhängiger Wirkungsgrad Saisonale Nichtverfügbarkeiten (Revisionen, disponible/nicht-disponible Kraftwerksausfälle) Vernetzung hydraulischer Gruppen Kostenkomponenten Brennstoffpreise (inkl. Transport/Steuern), CO 2 -Zertifikatspreise, variable Betriebsmittelkosten, (vermiedene) An-/Abfahrkosten Kosten für Pumpstrombezug, Netznutzungsentgelte (optional) Berücksichtigung bekannter Kraftwerksausbauten und -neubauten Zuordnung der Kraftwerke zu Knoten des ENTSO-E-Übertragungsnetzes Berlin, 31. Januar

18 INHALTSVERZEICHNIS 1. Zielsetzung der Marktmodellierung 2. Erkenntnisgewinn und grundsätzliche Arbeitsweise 3. Methodik 4. Marktmodellierung 5. Marktsimulation Berlin, 31. Januar

19 MODELLIERUNG TRANSPORTKOSTEN THERMISCHER KRAFTWERKE Ermittlung standortspezifischer Primärenergiepreise für Steinkohle in Deutschland 40 [ /t] 3 [ /t] Transportkostenmodell Abbildung der Haupttransportwege (insb. Binnengewässer) als ungerichteter gewichteter Graph Anwendung eines Wegfindungs-Algorithmus Ermittlung des kürzesten Pfades aller Wegpunkte zum Startknoten Startknoten: Primärenergiebezugspunkte Zielknoten: Netzanschlussknoten Kraftwerksspezifische Transportkosten Berlin, 31. Januar

20 MODELLIERUNG KRAFT-WÄRME-KOPPLUNG Ermittlung wärmebedingter Must-Run-Einspeisung Annahmen über Jahreserzeugung aus wärmegeführte Anlagen angelehnt an Ziele aus Leitstudie 2010 und detaillierte Annahmen über KWK-Anlagen von Übertragungsnetzbetreibern Für Marktsimulation Aufteilung von KWK-Kraftwerken in must-run und frei einsetzbaren Anteil Marktbasiert eingesetzte Großkraftwerke teilweise mit wärmegetriebener Mindesteinspeisung und zeitweise Reduktion der Stromerzeugung auf absolute Minimalwerte wenn Erzeugung nicht vorteilhaft Wärmeerzeugungsanlagen (etwa Blockheizkraftwerke) mit Stromauskopplung müssen lokalen Strombedarf decken und werden entsprechend saisonaler Wärmekurve (aus Heizgradtagen 2007) eingesetzt Berlin, 31. Januar

21 Leistung MODELLIERUNG KRAFT-WÄRME-KOPPLUNG Großkraftwerke mit Wärmeauskopplung Frei vermarktbarer Einsatzbereich Durch Wärmebedarf vorgegebene Mindesteinspeisung Blockheizkraftwerke Woche n Woche n+1 Zeitverlauf Berlin, 31. Januar

22 MODELLIERUNG HYDRAULISCHE KRAFTWERKE Hintergrund Komplexe Vernetzung hydraulischer Kraftwerke in Hochgebirgen (insb. den Alpen) Kombination von Speicher- und Pumpspeicherkraftwerken Realisation mehrerer Staustufen an einem Flusslauf Signifikante Rückwirkungen auf den Kraftwerkseinsatz Exemplarische Darstellung Zufluss Zufluss Oberbecken 1 Oberbecken 2 Modellbildung Abbildung von Wasserwegen und Speicherbecken Turbine Pumpe Turbine Zufluss Modellierung hydraulischer Flüsse (Wassermodell) Berücksichtigung zeitvarianter natürlicher Zuflüsse (Schneeschmelze) Optionale Abbildung von Laufzeiten zwischen Becken Mittelbecken Pumpe Turbine Unterbecken Detaillierte Abbildung, insb. in Deutschland, Österreich, Frankreich und der Schweiz Berlin, 31. Januar

23 MODELLIERUNG HYDROTHERMISCHE ERZEUGUNGSANLAGEN ZWISCHENFAZIT Berücksichtigung der relevanten technischen Randbedingungen steuerbarer Erzeugungsanlagen Thermische Blöcke (Auswahl) Anfahr- und Brennstoffkosten Leistungsabhängiger Wirkungsgrad Kraft-Wärme-Kopplung Mindestbetriebs- und -stillstandzeiten Nichtverfügbarkeiten Hydraulische Kraftwerke (Auswahl) Wassermodell Vernetzung Realitätsnahe Modellierung steuerbarer Erzeugungsanlagen Berlin, 31. Januar

24 MODELLIERUNG ERNEUERBARE ENERGIEN Modell zur Erstellung von stündlichen Zeitreihen der PV- und Wind-Einspeisung in Europa (außer Deutschland) Eingangsdaten Modell Ergebnis Gemessene Wetterdaten Anlagen-Kennlinien Meteorologische Regionen Anlagen-Verfügbarkeit Einspeisung pro Höchstspannungsnetzknoten Berücksichtigung von stündlichen, realen Messdaten (Basisjahr 2007) von 80 Wetterstationen für Windgeschwindigkeit, Sonneneinstrahlung und Umgebungstemperatur in Europa als Eingangsdaten Ermittlung stündlicher Einspeisezeitreihen je Marktgebiet durch Interpolation (Wetterdaten) und Anlagenbestand (Windkraftanlagen, Solar etc.) Berlin, 31. Januar

25 INHALTSVERZEICHNIS 1. Zielsetzung der Marktmodellierung 2. Erkenntnisgewinn und grundsätzliche Arbeitsweise 3. Methodik 4. Marktmodellierung 5. Marktsimulation Berlin, 31. Januar

26 EXEMPLARISCHE ERGEBNISSE BACKTESTING 2008 Erzeugung differenziert nach Primärenergie im betrachteten System Vergleich der historischen Erzeugung 2008 mit der simulierten Erzeugung 2008 Jährliche Erzeugung 600 TWh Steinkohle Braunkohle Kernenergie Öl Gas Turbinen Pumpen Sonstige Wind real simuliert DE FR BE NL AT CH IT ehem. Centrel+SI Nordel +DK-W Realitätsnahe Nachbildung der (stündlichen) Erzeugungssituation in Europa Berlin, 31. Januar

27 EXEMPLARISCHE ERGEBNISSE STÜNDLICHER KRAFTWERKSEINSATZ Ergebnis der Marktsimulation Blockscharfer Kraftwerkseinsatz für Europa Thermische Kraftwerke Hydraulische Kraftwerke Einsatz pro Netzknoten als Eingangsdatum für Netzberechnungen Deutsche Austauschsalden mit angrenzenden Marktgebieten für Transportaufgabe Realitätsnahe Abbildung des tatsächlichen Kraftwerkseinsatzes Berlin, 31. Januar

28 ZUSAMMENFASSUNG Anwendung eines praxiserprobten Verfahrens zur Ermittlung des stündlichen Kraftwerkeinsatzes im Betrachtungszeitraum Zielgröße: Kostenminimale Deckung der Nachfrage Berücksichtigung der Entwicklung in Resteuropa Modellierung der relevanten technischen und wirtschaftlichen Randbedingungen Verwendung eines konsistenten europäischen Wettermodells Bereitstellung von Eingangsdaten für Netzsimulationen im Rahmen des Netzentwicklungsplans Berlin, 31. Januar

29 VIELEN DANK FÜR IHRE AUFMERKSAMKEIT!

30 FÜR FRAGEN STEHEN IHNEN DIE REFERENTEN AUCH NACH DER VERANSTALTUNG ZUR VERFÜGUNG Mike Hermann TenneT TSO GmbH Bernecker Strasse Bayreuth Besuchen Sie auch unsere gemeinsame Website