Aufrufe
vor 3 Jahren

Agora Toolbox für die Stromnetze

  • Text
  • Energien
  • Integration
  • Stromnetze
  • Energiewende
  • Erneuerbaren
  • Toolbox
  • Einsatz
  • Betriebsmittel
  • Strom
  • Studie

Agora

Agora Energiewende | Toolbox für die Stromnetze - Für die künftige Integration von Erneuerbaren Energien dern beim Ausbau des Übertragungsnetzes gehören beispielsweise Beeinträchtigungen von Anwohnern durch elektromagnetische Felder, negative Beeinflussung des Wohnumfelds und des Landschaftsbilds, Natur- und Vogelschutzbelange, 17 Geräuschemissionen durch Freileitungen („Summen, Brummen, Knistern“) sowie Wertminderungen von Grundstücken. Zudem stellt sich langfristig die Frage, was nach 2030 passiert – das heißt, wenn die im Netzentwicklungsplan Strom beziehungsweise im Bundesbedarfsplangesetz vorgesehenen Leitungen realisiert sind. Wie viele neue Leitungskilometer werden dann zusätzlich mit dem weiteren Fortschreiten der europäischen Marktintegration und der Verlagerung von Erzeugungs- und Verbrauchsschwerpunkten künftig benötigt? Die Identifikation von technischen Möglichkeiten zur optimierten Nutzung der Netzinfrastruktur in der langfristigen Perspektive – auch vor dem Hintergrund einer zunehmenden Automatisierung im Netzbetrieb – ist frühzeitig relevant, um entsprechende Maßnahmen zu untersuchen und ihre Umsetzung einzuleiten. 1.2. Zielsetzung und Aufbau der Kurzstudie Diese Kurzstudie verfolgt das Ziel, netzseitige Maßnahmen für eine optimale Ausnutzung der bestehenden Stromnetze und für die künftige Integration Erneuerbarer Energien darzustellen. Insgesamt werden in dieser Kurzstudie fünf Maßnahmen vorgestellt, ihre Anwendungsmöglichkeiten benannt sowie die damit einhergehenden Chancen und Risiken beschrieben. Dabei wird auf ihre mögliche Anwendung sowohl für den kurzfristigen Zeitraum bis 2020 (und perspektivisch mittelfristig bis 2025) als auch für den längerfristigen Zeithorizont bis 2030 eingegangen. Die fünf Maßnahmen werden im Rahmen einer „Toolbox für Stromnetze der Zukunft“ mit hohen Erneuerbare-Energien-Anteilen vorgestellt. Die Idee hinter der Toolbox ist, dass es keine Universallösung gibt, sondern jede Maßnahme vielmehr in Bezug auf ihr Anwendungsfeld im Zusammenspiel mit anderen Maßnahmen betrachtet werden muss. Die enge Verzahnung von Netzplanung und Netzbetrieb ist dabei von großer Bedeutung. Ausgangspunkt der Kurzstudie ist das bestehende Stromnetz – inklusive der bereits vorgesehenen Ausbauprojekte gemäß Energieleitungsausbau- und Bundesbedarfsplangesetz. Der Schwerpunkt der Betrachtung liegt auf dem Übertragungsnetz. Die Notwendigkeit des vorgesehenen Netzausbaus gemäß Bundesbedarfsplangesetz wird hierbei nicht infrage gestellt. Vielmehr geht es darum, netzseitige Optimierungsmöglichkeiten darzustellen, die insbesondere langfristig – nach 2030 – zum Tragen kommen können, sowie Maßnahmen, die kurzfristig Erleichterungen für die Herausforderungen im Bereich der Redispatch-Kosten und Ringflüsse bieten. Die qualitative Darstellung der fünf Maßnahmen bietet einen strukturierten Überblick auch für eine Leserschaft ohne technischen Hintergrund, um einen Beitrag für die weitere Diskussion im politischen und wissenschaftlichen Raum zu leisten sowie regulatorische Schritte und Forschungsbedarf zu identifizieren. 1.3. Schwerpunkt und Abgrenzung der Kurzstudie Der Schwerpunkt dieser Kurzstudie ist die Darstellung von fünf ausgewählten netzseitigen Maßnahmen, um die Flexibilität im System zu erhöhen. Dies beinhaltet sowohl technische Maßnahmen innerhalb des Netzausbaus (Netzverstärkung durch Hochtemperaturleiterseile) als auch operative Maßnahmen innerhalb des Netzbetriebs wie Freileitungsmonitoring, Lastflusssteuerung, die Nutzung von Online-Assistenzsystemen in Netzleitstellen (zum Beispiel Online Dynamic Security Assessment) und eine weitere Automatisierung der Systemführung. Zudem wird auf den netzdienlichen Einsatz von Speichern eingegangen. 17 DUH (2013) 16

STUDIE | Toolbox für die Stromnetze - Für die künftige Integration von Erneuerbaren Energien Komplementär oder auch substituierend zu diesen Maßnahmen können marktseitige Instrumente der Koordination zwischen Erzeugung, Last und Netz dienen (Abbildung 2). Marktseitige Instrumente sind nicht Gegenstand dieser Kurzstudie, sollen aber der Vollständigkeit halber an dieser Stelle Erwähnung finden. 18 Dem jetzigen Paradigma der bundeseinheitlichen Preiszone folgend gilt Netzausbau als die günstigste Flexibilitätsoption. Dies kann sich jedoch ändern, wenn beispielsweise bei Batterietechnologien beziehungsweise Speichern weitere technologische Durchbrüche erzielt werden. Zudem können auch in dem bestehenden Regelwerk mit einer bundeseinheitlichen Preiszone Steuerungsinstrumente greifen, die die Lokalisierung von künftiger Erzeugung und Last – und damit auch die Anforderungen an die Netzinfrastruktur – beeinflussen. Beispielsweise gelten im Zuge der Ausschreibungen im Rahmen des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) 2017 besondere Zuschlagsvoraussetzungen für das Netzausbaugebiet im Norden Deutschlands, in dem die Übertragungsnetze besonders überlastet sind: Hier wird der Zubau von Onshore-Windenergieanlagen begrenzt, indem eine Obergrenze der zu installierenden Leistung festgelegt wird. 19 Weitere Optionen für Locational Signals unter der Beibehaltung einer einheitlichen Preiszone sind die Einführung von Baukostenzuschüssen oder einer G-Komponente (G = Generation), um durch lokale Signale die Ansiedlung von Erzeugung und/oder Last in bestimmten Gebieten anzureizen, wo es aus netztechnischer Sicht günstig wäre. Eine Alternative zu der einheitlichen Preiszone ist Locational Pricing, wobei durch regionalisierte Preise eine Annäherung an die physikalische Situation in einem Gebiet oder sogar an einen Netzknoten hergestellt wird. Dies kann durch Market Splitting über Gebotszonen erreicht werden, sodass der Markt in 18 für eine detailliertere Darstellung dieser Instrumente siehe Kapitel IV von Agora Energiewende (2017a) 19 Laut § 36c Abs. 4 EEG 2017 beträgt diese Obergrenze pro Jahr 58 Prozent der installierten Leistung, die im Jahresdurchschnitt in den Jahren 2013 bis 2015 in diesem Gebiet in Betrieb genommen worden ist. mehrere Preiszonen aufgeteilt wird, wenn zwischen den definierten Regionen Netzengpässe entstehen. Beim Nodal Pricing geht es noch einen Schritt weiter: Hier steht jeder Netzknoten für einen Teilmarkt, an dem ein Preis für das Kuppelprodukt Strom samt Netznutzung ermittelt wird. 20 Eine weitere Option greift an der Schnittstelle von Markt und Netz: Sogenannte regionale Smart Markets können als Koordinationsmechanismus zwischen Markt und Netz eingerichtet werden, mit dem Ziel, regionale Flexibilität zu mobilisieren, um damit Netzengpässe zu beheben oder gar zu vermeiden. Auf diese Weise können Flexibilitätsoptionen wie Power-to-Heat-Anlagen, Speicher, Elektroautos sowie weitere flexible Lasten und Erzeugung netzdienlich eingesetzt werden, anstelle dass zu bestimmten Zeiten Erneuerbare-Energien-Strom abgeregelt werden muss. Hierfür bedarf es jedoch entsprechender Anreize für Flexibilitätsoptionen, die im gegenwärtigen Strommarktdesign mit der bundes einheitlichen Preiszone nicht gegeben sind. Smart Markets sind ein Mechanismus, um die regionale oder lokale Netzinformation zu transportieren und netzdienlicher Flexibilität eine Wertigkeit zu geben. Beim netzdienlichen Einsatz von Flexibilitätsoptionen ist sowohl die örtliche als auch die zeitliche Komponente entscheidend. Agora Energiewende hat die mögliche künftige Ausgestaltung von Smart Markets in einer eigenen Studie (Smart- Market- Design in deutschen Verteilnetzen) mit den Forschungsnehmern Ecofys Germany GmbH und Fraunhofer IWES untersucht. 21 Reformvorschläge zum Abbau von Hemmnissen im Markt- und Regulierungsdesign zur Nutzung des lastseitigen Flexibilitätspotenzials für das Stromsystem sind im Aktionsplan Lastmanagement von Agora Energiewende und Connect Energy Economics als Forschungsnehmer dargestellt. 22 20 Wawer, T. (2007) 21 Ecofys und Fraunhofer IWES (2017) 22 Connect Energy Economics (2015) 17

Hier finden Sie Fachpublikationen und Unternehmensbroschüren

Finden Sie uns auch auf

Copyright © 2017 Bundesverband WindEnergie