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Systemdienstleistung 2030 - Factsheet

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Factsheet zur dena-Studie Systemdienstleistung 2030. Sicherheit und Zuverlässigkeit einer Stromversorgung mit hohem Anteil erneuerbarer Energien.

Zentrale Ergebnisse zur

Zentrale Ergebnisse zur Frequenzhaltung. Momentanreserve. Die Trägheit der Generatoren konventioneller Kraftwerke ist für die Stabilität des Stromsystems wichtig, um schnelle Frequenzänderungen zu dämpfen (Momentanreserve). Anlagen erneuerbarer Energien stellen derzeit noch keine Momentanreserve bereit. Wenn dies so bleibt, würde Deutschlands Beitrag zur Momentanreserve im europäischen Verbundnetz bis 2030 durch den steigenden Anteil erneuerbarer Energien deutlich sinken (vgl. Abbildung 1). 100 % 20 % 12 % Es werden also alternative Erbringer von Momentanreserve benötigt, damit Deutschland auch zukünftig seine Verantwortung im europäischen Verbundnetz wahrnehmen kann. Die Studie zeigt, dass auch Anlagen erneuerbarer Energien einen Beitrag zur Bereitstellung von Momentanreserve leisten können. Dafür müssten zum Beispiel die Voraussetzungen geschaffen werden, um die Trägheit großer Windenergieanlagen nutzen zu können. Längerfristig ist zu prüfen, ob die Drosselung von Windenergie- und Photovoltaik- Anlagen sowie die Nutzung von Stromspeichern sinnvoll sind. 0 % Europäisches Verbundnetz Konventionelle Bereitstellung Beitrag Deutschlands 2011 Abb. 1: Heutiger und zukünftiger Beitrag Deutschlands an der Bereitstellung von Momentanreserve im europäischen Verbundnetz. 8 % 4 % Beitrag Deutschlands 2030 Bedarf an alternativer Bereitstellung Regelleistung. Durch Regelleistung werden Abweichungen zwischen Stromerzeugung und -last ausgeglichen. Infolge des Ausbaus erneuerbarer Energien werden genaue Erzeugungsprognosen künftig schwieriger. Dadurch erhöht sich der Bedarf an Regelleistung. Der Bedarfsanstieg lässt sich verringern, wenn Regelleistung nicht mehr quartalsweise, sondern z. B. auf Basis vortäglicher Prognosen bemessen wird (adaptives Verfahren, vgl. Abbildung 2). Aufgrund sinkender Betriebszeiten konventioneller Kraftwerke können zukünftig Stromspeicher, Anlagen erneuerbarer Energien und flexible Stromlasten Regelleistung bereitstellen. Die Studie zeigt, dass dies 2030 sogar wirtschaftlicher sein wird, als zur Regelleistungserbringung ausschließlich eine Mindesterzeugung konventioneller Kraftwerke kontinuierlich am Netz zu halten. Dafür müssen am Regelleistungsmarkt aber durch eine Anpassung von Ausschreibungszeiträumen und Produkteigenschaften geeignete Rahmenbedingungen für neue Anbieter geschaffen werden. 5.000 MW 4.000 MW 3.000 MW 2.000 MW 1.000 MW 0 MW SRL + SRL – MRL + MRL – Referenz (2011) Standardverfahren (2030) Adaptives Verfahren (2030) Wertebereich der Bedarfe bei adaptivem Verfahren SRL = Sekundärregelleistung MRL = Minutenreserveleistung Abb. 2: Zunahme des durchschnittlichen Regelleistungsbedarfs 2030 in Abhängigkeit vom angewendeten Bemessungsverfahren. Zentrale Ergebnisse zur Betriebsführung. Im Rahmen der Betriebsführung wird unter anderem der Einsatz von Systemdienstleistungen zur Sicherung der Stabilität des Stromnetzes von den Netzbetreibern koordiniert und gesteuert. Die Anforderungen an die Betriebsführung steigen auf allen Spannungsebenen. Im Verteilnetz erhöhen sie sich aufgrund des vermehrten Anschlusses erneuerbarer Energien und der verstärkten Bereitstellung von Systemdienstleistungsprodukten. Im Übertragungsnetz sorgen die geplante Hybridstruktur aus Dreh- und Gleichstromtechnik sowie der zunehmende Energieaustausch im europäischen Strommarkt für steigende Anforderungen. Aufgrund der zunehmenden Komplexität steigt auch der Informations- und Steuerungsbedarf im Netzbetrieb zur Gewährleistung der Systemstabilität. Das operative Zusammenspiel zwischen Übertragungsnetz- und Verteilnetzbetreibern sowie den Betreibern dezentraler Energieanlagen muss dafür weiterentwickelt werden. Die Studie zeigt, dass die heute existierende konventionelle Leittechnik auch bis 2030 grundsätzlich für die Ansteuerung von Anlagen zur Erbringung von Systemdienstleistungen geeignet ist. Wenn längerfristig eine Vielzahl dezentraler Anlagen auch auf Mittel- und Niederspannungsebene eingebunden werden sollen, ist darüber hinaus eine standardisierte Informations- und Kommunikationsinfrastruktur in der Breite notwendig. 2 Factsheet dena-Studie Systemdienstleistungen 2030.

Zentrale Ergebnisse zur Spannungshaltung. Blindleistungsbereitstellung. Für einen stabilen Netzbetrieb muss die Spannung im Stromnetz im zulässigen Bereich gehalten werden. Dafür wird Blindleistung eingesetzt. Aufgrund zunehmender Stromtransporte wird der Blindleis tungsbedarf im Übertragungsnetz bis 2030 deutlich zunehmen. Im Verteilnetz wächst der Bedarf durch die zunehmende Einspeisung erneuerbarer Energien. HöS HS Bisher HöS: Höchstspannungsebene HS: Hochspannungsebene MS: Mittelspannungsebene NS: Niederspannungsebene Dem steigenden Anteil alternativer Erzeugungstechnologien an der Stromerzeugung entsprechend besteht die Notwendigkeit, den Bedarf an Blindleistung ebenfalls aus alternativen Quellen zu decken. Aus wirtschaftlicher Sicht sollten dafür im Übertragungsnetz zunächst die Konverterstationen der geplanten HGÜ-Trassen eingesetzt werden. Für darüber hinausgehenden Blindleistungsbedarf stehen als wirtschaftlichste Technologie Kompensationsanlagen zur Verfügung. Bei Vorliegen der entsprechenden Voraussetzungen ist eine Bereitstellung von Blindleistung für das Höchstspannungsnetz auch durch dezentrale Energieanlagen aus einem Verteilnetz möglich. MS NS HöS 2030 Bereitstellung von Kurzschlussleistung. Um Kurzschlüsse im Stromnetz automatisch erfassen und das restliche Netz vor den Auswirkungen dieser Störung schützen zu können, ist die Bereitstellung von Kurzschlussleistung erforderlich. HS Die Analyse zeigt, dass sich die zukünftig zur Verfügung stehende Kurzschlussleistung im Vergleich zu heute kaum verändert. Allerdings unterliegt sie 2030 starken wetter- und tageszeitabhängigen Schwankungen, da sie verstärkt durch Anlagen erneuerbarer Energien bereitgestellt wird. Diese Schwankungen könnten zu Problemen bei der Erkennung von Netzfehlern (Kurzschlüssen) führen und somit eine gleichmäßige Bereitstellung von Kurzschlussleistung erforderlich machen. Dazu besteht weiterer Forschungsbedarf. MS NS Blindleistungsbedarf Eingeschränkte verfügbare Blindleistungsquelle Blindleistungsquelle Konventionelles Kraftwerk + Kompensationsanlage + HGÜ-Konverter (2030) Blindleistungsbereitstellung Alternative Erbringer Abb. 3: Veränderung der Möglichkeiten zur Bereitstellung von Blindleistung. Zentrale Ergebnisse zum Versorgungswiederaufbau. Nach einem Ausfall erfolgt der Versorgungswiederaufbau derzeit zentral koordiniert von schwarzstartfähigen Kraftwerken und Pumpspeicherwerken im Übertragungsnetz. Als Alternative wird ein dezentrales Konzept auf Basis einzelner Versorgungsinseln im Verteilnetz diskutiert. Die Studie zeigt, dass die dezentrale Alternative aufgrund der damit verbundenen hohen Investitionskosten als übergreifende Lösung für 2030 nicht zu empfehlen ist. Die Beibehaltung des zentralen Konzepts ist denkbar, wenn sich der Kraftwerkpark wie im Netzentwicklungsplan Strom 2013 beschrieben entwickelt. Dieses Konzept müsste jedoch weiterentwickelt werden, um steigenden Anforderungen gerecht zu werden (siehe Abbildung 4). So benötigen die Netzbetreiber künftig technische Lösungen für eine gezielte Steuerung von dezentralen Erzeugungsanlagen, um während eines Versorgungswiederaufbaus das Gleichgewicht von Erzeugung und Last gewährleisten zu können. Zentraler Versorgungswiederaufbau auf Basis schwarzstartfähiger Kraftwerke im Übertragungsnetz Fortführung des bisherigen Konzepts Technische Umsetzung problematisch Gefährdung des Versorgungswiederaufbaus durch volatile Einspeisung erneuerbarer Energien Status quo Weiterentwicklung 2030 Zentraler Versorgungswiederaufbau auf Basis schwarzstartfähiger Kraftwerke Gezielte Steuerung von Anlagen erneuerbarer Energien Abb. 4: Mögliche Entwicklung des Versorgungswiederaufbaus. Alternativer Ansatz: dezentraler Versorgungswiederaufbau Wirtschaftlich problematisch Hohe Installationskosten für Versorgungswiederaufbau vollständig basierend auf dezentralen Inselnetzen/Microgrids Effizienz entscheidet. 3

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