Systemdienstleistungen durch verteilte Erzeuger Erfordernisse, Barrieren, Lösungswege Dr. Bernd Michael Buchholz AG Bernd.Buchholz@vde-mitglied.de
Ziele der EU und Konsequenzen SET-Plan 2020 2030 Erzeuger E, % P, GW E, % P, GW Wind 11 180 18 300 PV 3 125 14 665 Solar-KW 1,6 1,8 5,5 4,6 H2O, groß 8,7 108 8,3 112 H2O, klein 1,6 18 1,6 19 Wellen 0,8 10 1,1 16 Biomasse 4,7 30 5,3 190 KWK 18 185 21 235 Summe 49,4 657,8 75,8 1542 100 75 50 25-25 P, % Pumplast 2020 Pumpspeicherleistung Mittlerer Beitrag regenerative und KWK- Erzeugung 50 % Konventionelle Erzeugung MAX 6 12 18 24 Stunde UCTE: 610 GW Erzeugungsmanagement EEG/KWK Lastmanagement Speicher
Systemdienste Mit ihrem weiteren Ansteigen müssen verteilte Erzeuger im Rahmen virtueller Kraftwerke und in Koordination mit dem Übertragungsnetzbetreiber Systemdienste liefern! ÜNB System- Dienste (heute) f, P, U, Q, V, N P t f- Frequenzstabilität, P- Fahrplanmanagement, Q Blindleistungsbilanz, U Spannungsqualität, V- Versorgungswiederaufbau, N Netzmanagement, + - VKW künftig f, P, U, Q, V
Die heutigen Vergütungsregeln verhindern VKWs Prices, / MWh 250 200 150 100 Marktpreise Market Prices Energie Energy Mittelwert Average energy Energie Minutenreserve power Mittelwert Average minute Minutenreserve power Prices EEG- Preise REA Biofuel BioKWK, CHP klein small Biofuel BioKWK, CHP groß large Biofuel ohne without KWK CHP Wind power Fossil fuel KWK CHP Biofuel CHP 5 MW 50 0 1/04 4/04 8/ 04 11/ 04 2/ 05 5/ 05 9/ 05 12/ 05 3/ 06 7/ 06 10/ 06 1/ 07 4/ 07 8/ 07
Neue Vergütungsmodelle erforderlich Price EEX price development EEX-Preis REA Subsidy Variabler EEG-Preis Variable Price REA Kein Zuschlag REA- subsidy, not in weak load time EEG-Zuschlag Incentives für Speicherung EEX 0 4 8 12 16 20 24 t/h 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 t/h Durch eine marktangepasste Vergütung werden Speicherung und Systemdienste durch EEG/KWK- Anlagen gefördert
Trends bei Maximal- und Minimal- Marktpreisen Preis,% 25 00 75 Trend EEG Bio 5 MW 50 40 30 Preis, % EEX Preis, Tal - Minutenreserve 50 25 EEX Preis, Spitze + Minutenreserve 20 10 Trend 0 10 20 30 40 Tage 0 10 20 30 40 Tage Mit dem variablen Vergütungsmodell führen die Trends in der Marktpreisentwicklung zu einer schrittweisen Marktintegration der EEG/KWK- Anlagen
Regelenergie: Anforderungen Quelle: RWE Transportnetz Strom GmbH
Mögliche Regelenergiebereitstellungen Typisches Lastprofil D Anlage Erzeugerprofil 0 6 12 18 24 Zeit, h Photovoltaik Windpark Zeit, h Zeit, h Keine sinnvolle Teilnahme (zur Lastspitze, hohe Incentivs, geringer Anteil ) Negative Regelenergie (ggf. verbunden mit Speicherung ) KWK, bio/fossil Lastmanagement Regelbar Schaltbare Lasten Positive und negative Regelenergie (ggf. verbunden mit Speicherung, Elektr./ Therm. ) Positive Regelenergie (z.b. Regel- VKW der Saarenergie )
Musteversorgungsgebiet Smart Distribution 40 MW + - Speicher 40 MWh KWK, bio 8 MW el 40 % Industrie 30 % Haushalte LM 8 MW 20 % Gewerbe Windpark 12 MW 10 % Landwirtschaft Photovoltaik 4 MW 0 6 12 18 24 Zeit, h KWK, fossil 8 MW fossil Simulation der Marktteilnahmen mit EUS Tool bei fixen und dynamischen EEG- Preisen
Simulation Wärmelastprofile Betriebskosten Preise EEG Preise EEX Vorrang EEG Erzeugerprofile EEG El. Lastprofile EUS- TOOL Optimierung Fahrplanmanagement Regeln Fahrpläne Vergütung Kosten Profit CO2
Deckungsbeiträge zur elektrischen Last Halbierung Einspeisespitze Bio/KWK/PV/Wind Lastmanagement Speicher laden Speicher entladen Last Netz
Leistung, Energie und CO2 Anteil, % dezentrale Einheiten: El. Leistung 60 Netz Leistungsanteil: 120 % Arbeitsanteil: 40,5 % El. Arbeit 50 40 Einsparung CO2: 67500 t = 35 % CO2- Reduktion Zu 100% EEX 30 20 Bio KWK Wind Speicher DSM Kessel PV 10
Erkenntnisse 120 % verteilte Erzeuger, LM, Speicher 40 % Anteil an Energiedeckung Mehrkosten durch EEG/ KWK- 3,7Mill. /a Vorteile: - 35 % CO2 Einsparung 3,3 Mill. /a - Vermiedene Netzentgelte: 1,2 Mill. /a - Vermiedene Minutenreserve: 0,03 Mill. /a - Gleich Renditen bei dynamischer und fixer EEG/KWK- Vergütung - schrittweise Marktintegration EEG- Anlagen - Abschaltung von Windanlagen wegen Netzengpässen wird vermieden Ohne das übergelagerte Netz geht es nicht! Neue Vergütungsmodelle sind dringend erforderlich!
Lokale Blindleistungsbereitstellung Q Hochspannungsnetz 380 kv 220kV 110kV MV Verteilungsnetz 440 253 127 115% 420 245 123 110% 400 233 117 105% 1 380 220 110 100% Netzcodes 350 193 96 90% 0,925 0,95 0,975 1,00 0,975 0,95 0,925 0,90 Underexitation overexcitation cos φ Untererregt übererregt Q-Bezug vertraglich vereinbar, wenn vorteilhaft für, Verluste, Netzbelastung, Spannungsqualität und Störungsvermeidung
Musternetz Edison Lastspitze: 3.4 MW Verteilte Erzeuger: Maximum 4.05 MW, Sicher: 2.65 MW Biogas KWK 1.8 MW Wind 1.2 MW Batterien 0.8 MW PV-Anlagen 0.2 MW Brennstoffzellen 0.05 MW Inselbetrieb ist möglich, zu 98 % ohne Lastabwurf Einspeisung V F U T E 100 kw G. H S R 100 kw 15 kw 35 kw ~ B O 100 kw Biogas KWK 1.8 MW L Q J P 20 kw 30 kw K 500 kw Wind 1,2 MW Ṃ N Legend: PV ( 10 kw) Brennstoffzellen Batterie
Spannungsqualität und Versorgungszuverlässigkeit U/Un,% 2,00 1,00 0,00-1,00-2,00-3,00 Spannungsprofil PQ Regelung P-Regelung Traforegler Inselnetz- und Schwarzstartfähigkeit verbessern Versorgungszuverlässigkeit Nicht zeitgerecht gelieferte Energie, Eu: Vorher: 3 MWh/a Nachher: 0,12 MWh/a -4,00 Mittlere Unterbrechungsdauer, Tu : -5,00 5 10 15 20 Zeit/ h Vorher: 1,14 h/a Nachher: 2 min/a
Resümee EEG/KWK- Anlagen haben ausgezeichnete Voraussetzungen Systemdienste im Rahmen virtueller Kraftwerke zu leisten. Das künftige Management aktiver Verteilungsnetze ist aus technischer Sicht wirtschaftlich vorteilhaft lösbar. Benötigt wird aber ein innovatives betriebswirtschaftliches Regelwerk, damit mittels einer neuen Form von Incentives EEG/KWK- Anlagen ebenso wie traditionelle Erzeuger sich am Markt und an der Qualität der Stromversorgung beteiligen damit die Kunden und Erzeuger im Verteilungsnetz in einen einheitlichen Regelkreis eingebunden sind, damit die drängenden Umweltprobleme aus volkswirtschaftlicher Sicht gelöst werden!