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Agora Toolbox für die Stromnetze

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Agora Energiewende | Toolbox für die Stromnetze - Für die künftige Integration von Erneuerbaren Energien eine Grundvoraussetzung für die Beurteilung der Auslastung der Leitungen. Ob dies aber in einem Maße geschieht, dass sich mit Online-DSA eine signifikante Steigerung der effizienten Netzauslastung erzielen lässt, ist zum jetzigen Zeitpunkt schwer absehbar. →→Weiterentwicklung des (n-1)-Kriteriums und weitere Automatisierung der Systemführung: Das (n-1)-Kriterium findet als Sicherheitsstandard bei der Netzbetriebsführung Anwendung. Es besagt, dass bei Ausfall oder Abschaltung eines Betriebsmittels im Übertragungsnetz die Netz sicherheit ohne weitere Gegenmaßnahmen gewährleistet bleibt. Um einen (n-1)-sicheren Betrieb zu gewährleisten, müssen im Übertragungsnetz also redundante Betriebsmittel (zum Beispiel Leitungen und Transformatoren) vorgehalten werden, die im Normalfall nicht voll ausgelastet sind und im Fehlerfall den Strom des ausgefallenen Betriebsmittels übernehmen können. Unter dem Begriff „Weiterentwicklung des konventionellen (n-1)-Kriteriums“ werden Konzepte verstanden, die eine höhere Auslastung der Betriebsmittel des Netzes erlauben und zugleich sicherstellen, dass trotzdem bei einem Ausfall von Betriebsmitteln weiterhin keine Grenzwertverletzungen oder Versorgungsunterbrechungen auftreten. Ein Ansatz ist der sogenannte reaktive Redispatch: Anstelle – wie gegenwärtig – präventiv bei Netzengpässen in den Netzbetrieb einzugreifen, bietet eine weitergehende Automatisierung der Systemführung die Möglichkeit von automatisierten Eingriffen mit schnellen Reaktionszeiten. Im fehlerfreien Normalbetrieb wird damit die volle Auslastung der Betriebsmittel zugelassen; die (n-1)-Sicherheit wird durch erst im Fehlerfall erfolgende, kurative automatische Eingriffe sichergestellt. Der schnelle, fehlerbasierte Redispatch umfasst sowohl die Steuerung von Erzeugungseinheiten als auch von zu- und abschaltbaren Lasten (marktbezogene Maßnahme). Des Weiteren kann er mit Lastflusssteuerung kombiniert werden, um durch den Fehler überlastete Leitungen zu entlasten (netzbezogene Maßnahme). Ein weiterer Ansatz ist die probabilistische Bewertung der Versorgungssicherheit: Dabei wird das (n-1)-Kriterium so erweitert, dass in Form deterministischer und probabilistischer Methoden die genannten Eintrittswahrscheinlichkeiten der prognostizierten Betriebssituationen und Betriebsmittelausfälle sowie deren Folgen in die Bewertung einbezogen werden. Die hier ausgeführten Maßnahmen werden im mittel- bis langfristigen Zeitraum bis 2030 relevant. Als technische Voraussetzungen müssen Betriebsmittel zur Lastflusssteuerung sowie die zuverlässige Steuerung einer ausreichend großen Anzahl flexibler Erzeuger und Lasten verfügbar sein. Handlungsempfehlungen Für die Umsetzung der fünf Maßnahmen der Netze- Toolbox bedarf es regulatorischer Anreize und des Abbaus von Hemmnissen. Zudem müssen bestimmte technische Voraussetzungen für die Umsetzung erfüllt sein. Kurzfristige Maßnahmen (2020 bis 2025) → → Sofortprogramm „Schneller und flächendeckender Rollout von Freileitungsmonitoring und Hochtemperaturleiterseilen“: • Verpflichtung der Netzbetreiber, bis Ende 2021 den Rollout von Sensorik und Kommunikationstechnologie für ein flächendeckendes Freileitungs- und Kabelmonitoring abzuschließen: Roadmap mit Zeitplan für die Umsetzung bis Juni 2018. • Erstellung eines Plans „Rollout Hochtemperaturleiterseile 2023“ mit Identifizierung und Konkretisierung der Umsetzung auf geeigneten Trassen innerhalb der nächsten fünf Jahre (dazu: bis Juli 2018 Gutachten zur Umsetzung eines breiten Einsatzes von HTLS). • Schaffung einer Transparenzplattform für den Netzausbau als öffentlich zugängliche Datenbank für einen Überblick, welche NOVA-Maßnahmen 10

STUDIE | Toolbox für die Stromnetze - Für die künftige Integration von Erneuerbaren Energien auf welchen Netzabschnitten geplant sind und wie ihr Realisierungsstand ist. • Abbau von regulatorischen Hemmnissen zur Beschleunigung der Umsetzung im Rahmen des Genehmigungsverfahrens. →→Lastflusssteuerung im Übertragungsnetz: • Kurzfristige gutachterliche Untersuchung der Möglichkeiten zur Lastflusssteuerung im Übertragungsnetz zur Quantifizierung des Potenzials im deutschen Bestandsnetz. • Einführung von zusätzlichen Prozessen und Algorithmen/Tools in den Leitsystemen für eine Analyse der erforderlichen Koordination der Stufeneinstellungen sowie einer intensiven Abstimmung (Koordination/Datenabgleich) mit angrenzenden Übertragungsnetzbetreibern in den Nachbarländern. →→Umsetzung von Ad-hoc-Maßnahmen zur kurzfristigen Reduktion von Einspeisemanagement und Redispatch: • Einführung von Ad-hoc-Maßnahmen (wie beispielsweise Querregeltransformatoren, Umbeseilungen, HTLS und FLM) im Regelwerk der Netzentwicklungsplanung (Netzentwicklungsplan Strom), dabei Aufnahme von vermiedenen Kosten für Redispatch und Einspeisemanagement als Begründungsmethode. • Anerkennung der Kosten im Rahmen der Anreizregulierungsverordnung (CAPEX/OPEX). Mittel- bis langfristige Maßnahmen (bis 2030) →→Nutzung des netzdienlichen Einsatzes von Speichern zur Beseitigung von Netzengpässen: • Mittelfristige Einführung von Smart Markets als Flexibilitätsplattform an der Schnittstelle von Markt und Netz, über die Netzbetreiber netzdienliche Flexibilität nutzen können. • Weiterentwicklung des Smart Market zur langfristigen Nutzung von Flexibilitäten bei der Einführung von reaktivem Redispatch. →→Einführung und Anwendung von Online- Assistenzsystemen wie Online Dynamic Security Assessment • Erstellung einer Roadmap für den Einsatz von Online-Assistenzsystemen bis September 2018, inklusive Berücksichtigung der Koordination des Datenaustausches von Datensätzen zur dynamischen Netzstabilität mit den Übertragungsnetzbetreibern in europäischen Nachbarstaaten. • Pilotphase der Einführung von Online-Assistenzsystemen bis Ende 2023, dann vollständige Integration in den Systembetrieb. → → Weitere Automatisierung der Systemführung und Weiterentwicklung des (n-1)-Kriteriums • Roadmap für die Umsetzung einer weiteren Automatisierung der Systemführung mit dem Ziel der Einführung im Jahr 2030: Identifizierung der notwendigen Schritte. • Rollout-Plan für die Umsetzung der technischen Voraussetzungen (Einbau erforderlicher Sensorik und Aktorik, Testvorgaben und Anlagenzertifizierung, Integration in den Betriebsablauf mit Online-Assistenzsystemen, Berücksichtigung der IT-Sicherheit). • Mittelfristig (2025): Umsetzung und regulatorische Anpassung des Smart Market an die Erfordernisse für die Nutzung von Flexibilitäten bei reaktivem Redispatch. • Abbau regulatorischer Hemmnisse durch angemessene Berücksichtigung im Rahmen der Anreizregulierungsverordnung bei CAPEX und OPEX. • Schaffung einer Datenaustauschplattform auf Basis einheitlicher Definitionen und Datenformate, langfristig unter Einbeziehung der Übertragungsnetzbetreiber in den europäischen Nachbarstaaten. 11

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